Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1 Анализ существующих методов и средств контроля за газопроявлением в процессе бурения скважин 15
1.1 Геолого-технологические причины возникновения и некоторые примеры аварийного фонтанирования 15
1.2 Прогнозирование аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) до начала бурения 32
1.3 Методы прогнозирования АВПД в процессе бурения скважин 33
А. Прогнозирование АВПД по механическим параметрам бурового процесса 33
Б. Прогнозирование АВПД по наблюдениям за буровым раствором 37
1.4 Системы раннего обнаружения газопроявлений в процессе бурения скважин 48
Выводы 58
Раздел 2 Аналитические исследования процесса обнаружения газовых включений в промывочную жидкость в процессе бурения скважин 60
2.1. Анализ результатов исследований процесса возникновения неустойчивого равновесия при бурении скважин в зонах АВПД 60
2.2. Исследование гидравлического канала с целью передачи информации о притоке углеводородов в скважину в процессе бурения и спуско-подъемных операций 99
2.3 Исследование распространения импульса давления в жидкости и газожидкостной среде 107
Выводы 124
Раздел 3 Экспериментальные исследования метода (системы) оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и спуско-подъемных операций 127
3.1 Разработка основных элементов технологического процесса оперативного контроля 127
3.2 Разработка методики экспериментальных исследований технико-технологических решений оперативного контроля газопроявлений 140
3.3 Экспериментальные исследования метода (системы) оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и спуско-подъемных операций 158
Выводы 215
Раздел 4 Разработка и совершенствование метода (системы) оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций (СПО) 218
4.1 Предварительные испытания метода оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения и устройства для его осуществления в бурящихся скважинах ПО «Мангышлакнефть» 218
4.2 Разработка и совершенствование устройства для контроля за газопроявлением в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций -сигнализатор газопроявлений (СГП) 222
4.2.1. Исследования технологии и комплекса технических средств оперативного контроля притока углеводородов в скважину в условиях скважины № 32 месторождения «Тенгиз» 228
4.3 Приемочные испытания метода обнаружения газопроявлений на ранней стадии их возникновения и устройства для его осуществления (сигнализатор газопроявлений СГП) 230
4.4. Анализ результатов совершенствования основных элементов технологического процесса и комплекса технических средств оперативного контроля газопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения скважин 233
4.5 Исследования и испытания метода оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО при движении нефтяной пачки в скважине 228-Н Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) 246
Выводы 251
Раздел 5 Разработка технико-технологических решений, обеспечивающих вскрытие пластов в условиях АВПД на минимально допустимой репрессии с использованием оперативной информации, поступающей с забоя скважины по гидравлическому каналу связи 253
5.1 Актуальность проблемы вскрытия продуктивных пластов на минимальной репрессии в условиях АВПД 253
5.2 Разработка технико-технологических решений вскрытия пластов на минимально допустимой репрессии 261
Выводы 271
Раздел 6 Разработка способа и технических средств для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи 272
6.1 Технико-технологические решения оперативного контроля взаимодействия долота с забоем скважины 272
6.2 Технико-технологические решения оперативного контроля оптимальных режимов углубления при бурении скважин 290
Выводы 296
Раздел 7 Промышленная апробация (внедрение) разработанных методов, технологий и комплекса технических средств в процессе проводки скважин 297
7.1 Программа промысловых испытаний метода оперативного контроля за газонефте-проявлением при бурении и СПО в интервалах АВПД, в том числе, при вскрытии продуктивных горизонтов и отработка технологий и комплекса технических средств в бурящихся скважинах 297
7.2 Разработка и совершенствование устройства для оперативного контроля за газонефтепроявлением на ранней стадии их возникновения 334
7.3 Экономическая эффективность от применения разработанных методов, технологий и комплекса технических средств 341
Выводы 352
Основные выводы 354
Список использованной литературы 357
Приложения 371
- Геолого-технологические причины возникновения и некоторые примеры аварийного фонтанирования
- Анализ результатов исследований процесса возникновения неустойчивого равновесия при бурении скважин в зонах АВПД
- Разработка основных элементов технологического процесса оперативного контроля
- Предварительные испытания метода оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения и устройства для его осуществления в бурящихся скважинах ПО «Мангышлакнефть»
Введение к работе
Актуальность темы. Перспективы увеличения объемов добычи нефти и газа в ближайшем будущем в значительной степени связывают с освоением новых месторождений Западной Сибири, районов Крайнего Севера (Ямальский регион), Прикаспийской впадины и др., где, по мнению специалистов, сосредоточены весьма крупные ресурсы углеводородов.
Строительство разведочных и эксплуатационных скважин осуществляется в сложных горно-геологических условиях и требует решения целого ряда задач.
Для выполнения поставленных задач необходимо поддерживать опережающие темпы роста объемов строительства нефтяных и газовых скважин, которые обеспечиваются соответствующим ростом объемов капитальных вложений.
Дальнейшее наращивание буровых установок и бригад ставят перед страной ряд трудно решаемых проблем, и сегодня всем специалистам очевидна необходимость существенных изменений в темпах роста основных показателей, характеризующих эффективность буровых работ.
В деле улучшения технико-экономических показателей буровых работ большим резервом является предупреждение аварий и осложнений, а также их сокращение сроков их ликвидации.
На устранение аварий и осложнений тратится значительное количество рабочего времени.
Вместе с тем, при разведке и разбуривании нефтяных и газовых залежей, расположенных в новых районах часто приходится сталкиваться с существенными трудностями, обусловленными главным образом возможностью возникновения осложнений, вероятность которых в этих условиях возрастают. Особую опасность из всех видов осложнений при бурении скважин представляют нефтегазопроявления [1, 24,43].
Основную роль в процессах развития проявлений играют технические, технологические и организационные факторы. Воздействуя на них, можно или не допустить возникновения проявлений или в противном случае, ограничить их той формой, при которой они могут быть ликвидированы в данных условиях с наименьшими трудностями [1,24,43,83].
Возникновение выброса в результате определенного периода развития логически отвергает элемент внезапности в его появлении. Та кажущаяся внезапность выбросов, которая часто отмечается на практике, обусловлена несовершенством контроля за состоянием скважины, и особенно, его циркуляционной системой при применяемых методических средствах борьбы с проявлениями, а также слабой подготовкой бурового персонала.
Если открытое фонтанирование с разрушением сооружений на суше может привести к материальному ущербу, достигаемому сотни миллионов рублей, то в условиях моря при разрушении платформы с кустом скважин это составляет десятки и более миллиарда рублей с причинением серьезного экологического урона.
Кроме того, анализ нефтегазопроявлений, возникающих при спуско-подъемных операциях (СПО) показал, что чаще всего поступление пластового флюида в ствол скважины началось при подъеме труб. Объем таких поступлений бывает небольшим, и обнаружить их при существующей практике контроля не удается. В течение нескольких десятилетий нефтегазопроявления в бурящихся скважинах, возникающие при СПО, не снижаются, а растут и нередко переходят в открытые фонтаны.
В отечественной буровой практике, как правило, применяется по существу только один метод предупреждения нефтегазопроявлений и борьба с ними - утяжеление бурового раствора. Причем, часто для предотвращения выбросов, особенно при бурении разведочных скважин, ожидаемые пластовые давления завышаются, что ведет к неоправданному увеличению плотности бурового раствора и, как следствие созданию слишком большой разности между давлением в скважине и пластовыми или поровыми давлениями в проходимых породах. Однако, при утяжелении бурового раствора предотвратить возможные выбросы не удается, так как возникающие при этом неконтролируемые перепады давлений между скважиной и пластами, в особенности гидроудары вязкого тяжелого раствора вызывают гидроразрывы слабых пластов, прихваты колонн труб, а также выбросы [ 1,24]. Применение утяжеленных раствора значительно осложняет условия проводки скважин, резко увеличивает стоимость метра проходки, снижает скорость бурения, а также способствует уменьшению дебита скважин.
Поэтому бурить необходимо с промывкой жидкостью, минимально допустимой по условиям проводки скважин.
Бурение на балансированном дифференциальном давлении приходит на смену бурению с заведомо большими превышениями забойного давления над пластовым. Такое бурение характеризуется применением легких и минимально утяжеленных промывочных жидкостей, гидростатическое давление которых равно или близко к давлению флюидов в разбуриваемых пластах.
При балансированном дифференциальном давлении улучшаются все основные показатели бурения.
Вместе с тем, бурение в условиях равновесия или при превышении пластового давления над забойным, создает предпосылки для проявления пласта и выбросов [77].
Таким образом, единственный путь успешного развития бурового процесса - надлежащий контроль, который должен иметь место при проводке скважин, особенно в зонах нефтегазопроявлений. Угроза выброса должна быть обнаружена на самых ранних стадиях его развития, так как борьба с ним в этот период наиболее эффективна, а затраты минимальны.
Проведенный анализ показал, что существующие в настоящее время методы и технические средства не дают своевременной информации о процессе возникновения нефтегазопроявлений и не получили широкого применения в практике буровых работ.
В свете существующего положения разработка новых технико-технологических решений по оперативному контролю за притоком углеводородов в скважину в зонах аномально-высоких пластовых давлений (АВПД), в т.ч. при вскрытии продуктивных пластов на минимально допустимой репрессии на пласт, является актуальной проблемой до сих пор нерешенной на уровне требований, предъявляемых практикой современного бурения.
Отмеченные выше проблемы и необходимость их решения при бурении скважин в условиях АВПД и при вскрытии продуктивных пластов, предопределили актуальность темы диссертационной работы.
Цель работы. Повышение эффективности и обеспечение надежности и безопасности технологических процессов при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе и при вскрытии продуктивных пластов на основе разработки научно обоснованных методов и технико-технологических решений, обеспечивающих эффективное разбуривание нефтегазовых месторождений с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
Основные задачи исследований
1. Исследование гидравлического канала связи применительно к передаче оперативной информации о поступлении углеводородов в скважину в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций (СПО).
2. Исследование процесса возникновения неустойчивого равновесия в скважине при движении различных пачек газожидкостной смеси в зависимости от репрессии, плотности бурового раствора, концентрации газа в смеси и глубины скважины.
3. Разработка новых технико-технологических решений по оперативному контролю притока углеводорода в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и проведения СПО с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
4. Теоретические и экспериментальные исследования процесса обнаружения газовых включений в зависимости от диаметра и глубины скважины, плотности бурового раствора, высоты столба газожидкостной смеси . и концентрации газа в ней при движении смеси от забоя к устью скважины.
5. Разработка метода оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения, и проведения СПО.
6. Разработка технических требований и устройства - сигнализатора газопроявлений СГП для оперативного контроля притока углеводородов в процессе бурения и СПО.
7. Разработка технико-технологических решений по вскрытию пластов на минимально допустимой репрессии в системе «скважина - пласт» с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
8. Исследование процесса взаимодействия долота с забоем скважины при бурении и разработка на их основе метода и устройства индикатора касания забоя ИКЗ для контроля передачи нагрузки на долото при бурении глубоких скважин, в том числе, наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
9. Опытно-промышленное апробование и внедрение разработанных технико-технологических решений.
Методы исследований
Методической основой выполненных исследований является комплексный подход к решению основных задач работы. Работы проводились на базе специально разработанных методик и экспериментальных установок, обеспечивающих целенаправленное исследование процесса обнаружения газовых включений в скважине, промысловых испытаний новых технико-технологических решений при бурении и СПО, с использованием информации поступающей по гидравлическому каналу связи.
Методологической основой представленной работы служат основные положения техники и технологии бурения скважин, гидравлики промывочных жидкостей, механики жидкости и газа, математической статистики, а также анализ и обобщение опубликованных работ. Достоверность и значимость научных положений были подтверждены результатами промысловых испытаний и отработки разработанных технико-технологических решений при бурении скважин в различных горно-геологических условиях в т.ч. с АВПД и при вскрытии продуктивных пластов.
Научная новизна
1. Разработаны основные принципы оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
2. Впервые разработано устройство - сигнализатор газонефтепроявлений СГП для оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО и выданы рекомендации на разработку системы контроля.
3. Обосновано и экспериментально изучено влияние диаметра скважины и ее конструкции, глубины скважины, высоты газированной пачки и концентрация газа в ней, плотности бурового раствора, присутствия шлама в нем, количества прокачиваемой жидкости, давления на газированную пачку при различном расположении бурильной колонны по отношению к забою скважины на скорость распространения импульсов давления в скважине и в пачке газированного бурового раствора.
4. Научно обоснована и разработана методология оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО, позволяющий обнаружить углеводороды на ранней стадии их возникновения в призабойной зоне, а также в любом интервале затрубного пространства скважины, как в процессе бурения, так и при спуске, подъеме, вынужденных простоях, промывках и т.д. при любом расстоянии бурильного инструменты от забоя скважины с ликвидацией вероятности нефтяных и газовых выбросов.
5. Впервые получены количественные и качественные зависимости влияния репрессии, плотности бурового раствора, высоты пачки газожидкостной смеси и концентрация газа в ней, диаметра, глубины и конструкции скважины на скорость распространения импульсов давления при движении различных газированных пачек от забоя к устью до момента возникновения неустойчивого равновесия в скважине.
6. Разработаны новые научно обоснованные технико - технологические решения контроля вскрытия пластов на равновесии (минимальной репрессии) с использованием информации поступающей по гидравлическому каналу связи.
7. На основе проведенных теоретических и экспериментальных исследований созданы новые технико-технологические решения для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
Основные защищаемые положения
1.Концепция выбора беспроводного канала связи «забой-устье» с целью передачи информации о притоке углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО.
2. Критерии оценки влияния геологических и технических факторов, диаметра скважины, высоты столба газожидкостной смеси и концентрации газа в ней, плотности бурового раствора и количества прокачиваемой жидкости при различном расположении бурильной колонны по отношению к забою скважины на величину скорости распространения импульсов давления.
3. Физические основы оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и СПО, основанные на результатах исследования моделей взаимодействия скорости распространения импульсов давления от факторов, влияющих на неустойчивое равновесие в скважине.
4. Методология вскрытия продуктивных пластов на минимально допустимой репрессии с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
5. Алгоритм оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения глубоких и сверхглубоких скважин, в т.ч. наклонных и горизонтальных участков стволов, с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи.
Практическая значимость работы
1. Обоснован выбор канала связи «забой-устье», позволяющий провести исследования скорости распространения импульсов давления в жидкости и в газожидкостной смеси различных параметров, результаты которых легли в основу разработки устройства для контроля за газонефтепроявлением, на основе которого создан метод оперативного контроля за притоком
углеводородов в скважину на ранней стадии их появления в процессе бурения и СПО и способ вскрытия пластов на минимальной репрессии.
2. Разработан и внедрен метод оперативного контроля за притоком углеводородов (нефти, газа) в скважину на ранней стадии их возникновения впроцессе бурения и СПО с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи, что позволяет повысить качественные и технико-экономические показатели строительства скважин, обеспечить надежность и безопасность технологических процессов при бурении в сложных горно-геологических условиях с АВПД и при вскрытии продуктивных пластов на минимальной репрессии. (Патент № 1793047 с приоритетом от 15.08.1989г.).
3. Разработано и внедрено устройство - сигнализатор газонефтепроявлений СГП для определения наличия углеводородов в скважине, обеспечивающее оперативный контроль притока углеводородов в скважину в процессе бурения и СПО с использованием гидравлического канала связи. (Патент № 2107160 с приоритетом от 06.05.1997 г.).
4. Разработан и внедрен способ вскрытия пластов, позволяющий повысить качество, обеспечить эффективность и безопасность вскрытия пластов на минимальной репрессии (равновесии) за счет контроля притока углеводородов в скважину и поддержании его на уровне, не приводящем к неустойчивому равновесию в системе скважина-пласт. (Патент № 2081993 с приоритетом от 22.07.1993 г.).
5. Разработаны технико-технологические решения оперативного контроля передачи нагрузки на долото с использованием информации, поступающей по гидравлическому каналу связи, которые позволяют повысить технико-экономические показатели бурения глубоких скважин, за счет создания эффективной нагрузки на долото и увеличения времени контакта долота с забоем скважины (авт. свид. № 1265295 с приоритетом от 09.01.1985 г., авт. свид. № 1343924 с приоритетом от 07.02.1986 г.).
6. Разработанное «Методическое руководство по применению метода обнаружения нефтегазопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения и спуско-подъемных операций» утверждено Госгортехнадзором России в 1995 г.
Разработанное «Методическое руководство по применению способа и технических средств для оперативного контроля передачи нагрузки на долото в процессе бурения скважин, в том числе, наклонных и горизонтальных участков стволов» утверждено ОАО «Газпром» в 1995 г.
Реализация работы. Разработанные методы, технологии и технические средства успешно реализованы при бурении скважин глубиной до 5000 м и более в различных горно-геологических условиях на площадях ПО «Мангышлакнефть», ПО «Азнефть» ПО «Полтаванефтегазгеология», ГП «Укрбургаз», ПО «Туркменнефть», ПО «Кубаньгазпром», ПО «Сахалинморнефтегаз», ТПП «ЛУКойл-Урайнефтегаз», АГКМ ПБР «Астраханьбургаз» и на скважине учебно- тренировочного центра (УТЦ) «Досанг» Астраханской ВЧ ООО «Газобезопасность» и др.
Основные технико-технологические и практические решения, разработанные в диссертационной работе, включены в раздел к коррективам проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения, 2001 год; раздел проекта по разработке сеноман - аптских залежей Харасавэйского ГКМ, 2003 год; раздел к коррективам проекта разработки сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ, 2004 год.
Апробация работы
Результаты работы, составляющие содержание диссертации докладывались:
- на научно-техническом совещании специалистов в ПО «Азнефть», г. Баку, 1983 г.;
- на заседаниях ученого совета Всесоюзного научно-исследовательского института буровой техники (ВНИИБТ), г. Москва, 1983г., 1989г., 1998 г.;
- на научно-техническом совещании по намерению о сотрудничестве RIPED при Китайской национальной Нефтегазовой Корпорации с ВНИИБТ, г. Пекин, 1993 г.;
- на научно-техническом совещании специалистов Южноморской Западной Компании ІСитайской Национальной Корпорации морской нефти, г. Чжан-Цзян, КНР, 1994 г.;
- на техническом совещании в Департаменте геофизических работ ТП «Роснефть», г. Москва, 1995 г.;
- на техническом совещании специалистов Астраханской ВЧ фирмы «Газобезопасность» ОАО «Газпром», п. Аксарайск, 1995 г., 1999 г., 2000 г.;
- на техническом совещании специалистов Управления по бурению газовых и газоконденсатных скважин ОАО «Газпром», г. Москва, 1997 г.;
- на техническом совещании специалистов ООО «Газобезопасность» (фирма по организации безопасности ведения работ на объектах газовой промышленности) ОАО «Газпром», г. Москва, 1996 г.;
на научно- техническом совещании специалистов фирмы «Газобезопасность», Астраханской ВЧ, ГАНГ им. Губкина, ВНИИБТ, г. Москва, 1996 г.;
- на техническом совещании специалистов АО «РИТЕК», г. Москва, 1999 г.;
- на заседаниях секции ученого Совета ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, п. Развилка, 2001 -2004 гг. Публикации
Основное содержание диссертации опубликовано в 46 научных трудах, включая 7 авторских свидетельств и патентов РФ.
Объем и структура работы
Содержание работы изложено на 451 странице машинописного текста, содержит 80 рисунков, 25 таблиц.
Диссертация состоит из введения, 7 разделов, основных выводов, списка литературы из 153 наименований, и приложений.
Автор выражает благодарность д.т.н., профессору С.А. Оганову, д.т.н., профессору А.Г. Потапову, д.т.н., профессору A.M. Гусману, д.т.н., профессору В.Н. Рукавицыну, д.т.н., профессору Н.Н. Соловьеву за большую помощь в обсуждении, анализе и реализации результатов работы.
Автор считает своим долгом почтить светлую память своего научного руководителя д.т.н., профессора A.M. Ясашина, который оказал значительное влияние на его становление и выбор основных направлений исследований.
Геолого-технологические причины возникновения и некоторые примеры аварийного фонтанирования
Анализ причин возникновения проявлений при бурении скважин представляет несомненный интерес для обоснования мероприятий по их предупреждению.
Меры, принимаемые для борьбы с газопроявлениями, должны учитывать причины их возникновения и возможный потенциал.
Причины поступления газа в ствол бурящейся скважины, довольно разнообразны, хотя до конца еще и не выяснены. Современное состояние изученности этого вопроса дает основание назвать следующие причины, вследствие которых газ может поступать в скважину [1, 5,10,12,24,29, 38,43,57,63,71]: 1). вместе с выбуренной породой газосодержащих пластов; 2). недостаточная величина плотности промывочной жидкости, в результате чего пластовое давление превышает давление в скважине; 3). снижение давления на пласт в результате возникновения поглощения промывочной жидкости; 4). недолив скважины при подъеме инструмента; 5). колебания гидродинамического давления в скважине при спуско-подъемных операциях и других работах.
Газопроявления проявляются следующим образом: 6). выход на поверхность отдельных порций насыщенного газом раствора; 7). «кипение в скважине»; 8). перелив раствора при остановке насосов; 9). увеличение количества протекающей по желобам жидкости; 10). в выходящем буровом растворе увеличивается вязкость при одновременном уменьшении плотности; 11). . изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы; ) 12). внезапное ускорение механической скорости; 13). повышение уровня в приемных емкостях. Помимо перечисленных выше причин поступления газа в скважину имеют место газопроявления возникновение за счет диффузионных процессов [10,36,38,63,83]. Диффузия, являясь одной, из форм массопереноса, заключается в проникновении молекул одного вещества в массу или через массу другого вещества, В скважине процесс диффузии газа протекает в направлении из ) пласта через глинистую корку в жидкость - буровой раствор, т.е. происходит диффузия по схеме газ - жидкость.
Этот процесс самопроизвольный и не зависит от давления конструктирующих веществ, поскольку основной его причиной является движение молекул.
Диффузия, в каком либо направлении, обусловлена наличием градиента концентрации данного вещества в этом направлении. Если концентрация одного вещества в другом неодинакова, то диффузия молекул будет стремиться выравнивать эту концентрацию. Количества вещества, диффундирующего в ь направлении уменьшения его концентрации, определяется первым законом Фика [84]. dQ=-DS dt, (i.i) ах где dQ - количество вещества, диффундирующего за время dt; D - коэффициент диффузии; S - площадь поверхности диффузии; dc градиент концентрации по направлению х. I dx Для случая диффузии газа в жидкости уравнение (1.1) с учетом физических особенностей протекания процесса преобразуется к виду Q = DSd (Р і - Р 2 ) (1.2) п где Q - количество газа, диффундирующего в единицу времени; L - коэффициент растворимости газа в данной жидкости; Pi и р2 - давление газа на границах слоя жидкости; п - толщина слоя жидкости.
В работе [83] проведена оценка интенсивности диффузионного потока в современных глубоких скважинах (4000 м) проводимых на площадях с АВПД. Согласно полученным данным установлено, что в глубоких скважинах за счет диффузии может скапливаться заметное количество газа, так, через 10 ч, т. е. время, приблизительно равное продолжительности одного спуско-подъема при смене долота в данных условиях, концентрация газа в буровом растворе в интервале диффузии составляет около 10%, а через сутки простоя - более 20%.
К более серьезным последствиям может привести диффузия при наличии в газе сероводорода и углекислого газа, что часто наблюдается в залежах, вскрываемых глубокими скважинами. Растворимость сероводорода в воде, а следовательно, и в глинистом растворе в десятки раз выше чем метана. Следовательно, согласно зависимости (1.2), во много раз будет выше и интенсивность диффузионного потока сероводорода в скважину. Если даже диффузия сероводорода будет в пять - десять раз интенсивнее диффузии метана, то и через сутки концентрация газа в скважине станет выбросоопасной [83].
Опасность диффузии сероводорода в буровой раствор даже в небольших количествах, как показывает отечественный и зарубежный опыт, заключена в его токсических и коррозийных свойствах. Воздействие сероводорода на металл приводит к быстрому снижению его прочности, хладноломкости и авариям [4,76,83].
Анализ результатов исследований процесса возникновения неустойчивого равновесия при бурении скважин в зонах АВПД
При бурении в интервалах возможных нефтегазопроявлений одной из наиболее важных задач является раннее выявление начинающего поступления пластового флюида в скважину.
В процессе вскрытия проявляющего интервала ствол скважины вследствие поступления газа в поток промывочной жидкости начинает заполняться газожидкостной смесью определенной высоты, гидравлические характеристики и масса которой отличны от аналогичных характеристик газа, что также оказывает влияние на величину возникающих при этом давлении в скважине.
Исследования течения газожидкостных смесей применительно к различным вопросам практики строительства и эксплуатации скважин проводились в институтах ВНИИГАЗ, ВНИИНефть, МИНХ и ГП, ВНИИБТ и др. [20,44,46,50,80]
Обычно в циркуляционной системе при проявлениях присутствует двух-, трех- или многокомпонентная смесь, включающая газ, жидкость, твердые частицы, ПАВ, наполнители и т.п., при этом без конкретных указаний геолого-технических условий ее применения, при расчетах оперируют термином «газожидкостная смесь». Чаще всего в практике бурения этот термин используется как синоним аэрированной жидкости.
Известно, что аэрированная жидкость - это дисперсная система воздуха в жидкости, в которой дисперсной фазой является воздух, а дисперсионной средой -жидкость.
Степень аэрации является одним из основных параметров режима бурения, характеризующих режим циркуляции аэрированной жидкости в циркуляционной системе скважины, определяющий эффективность процесса проводки ствола в определенных условиях [50].
За показатель степени аэрации Ro принимают отношение расходов газа Qr и жидкости Qp Величину Ro также называют газовым числом [43,82]. Qr Ro- газовое число в атмосферных условиях RQ = ——; Qp Qr - расход воздуха при нормальных условиях; Qp - расход бурового раствора.
Обычно Ro выражают как безразмерную величину, однако, по сути своей она характеризует, какой объем воздуха, приведенный к нормальным условиям, отнесенное на единицу объема жидкости, в единицу времени, т.е. совместно нагнетаемых в скважину, т.е. выражается в объемных единицах м3/м3, л/л.
Существующий в технической литературе по бурению практика употребления термина «степень аэрации» в качестве оценки технологического процесса или характеристики конкретного режима циркуляции газожидкостной смеси на наш взгляд не отражает сущность явления.
Например, если величина степени аэрации жидкости Ro= 28, то она может быть получена при различных соотношениях расходов жидкой и газовой фаз смеси, т.е. п _ Qz 48м3/мин 32м31мин 16м31мин Qp 28,7 л/ с 18,5л/с 9,1л 1с
Однако при этом режим циркуляции аэрированной жидкости и, как следствие этого, гидродинамические условия протекания процесса в системе скважина-пласт будут далеко не одинаковыми. Поэтому, когда речь идет о величине степени аэрации, следует для полноты оценки технологического процесса обязательно указывать еще один параметр, при котором она получена - расход жидкости или воздуха, по которым с учетом известных данных по давлению в скважине можно судить о действительном режиме циркуляции аэрированной жидкости [50].
Аэрация жидкости может быть проведена различными способами, которые можно разделить на три основные группы [50]: 1). способы, основанные на введение воздуха непосредственно в нагнетательную линию насосов (с затратой дополнительной мощности на ввод газа), так и во всасывающую его линию или в приемные емкости циркуляционной системы буровой; 2). способы, заключающиеся во введении воздуха в приемные емкости или во всасывающую линию насосов; 3) комбинированный способ.
Не останавливаясь подробно на описании этих способов, отметим, что наиболее перспективными являются аэрированные жидкости, полученные механическим способом, сущность которого заключается в совместном нагнетании в бурильные трубы воздуха (или другого газа) и жидкости соответственно с помощью компрессорных установок и буровых насосов, с доведением смеси через долото до забоя и с выводом ее по затрубному пространству на поверхность. Исследованиями движения газожидкостных смесей в нефтегазодобывающей промышленности начали заниматься в связи с необходимостью эксплуатации скважин компрессорным и фонтанным способами [50].
Разработка основных элементов технологического процесса оперативного контроля
Данный раздел диссертации является дальнейшим развитием разработанного ранее «Метода оперативного контроля газопроявлений в процессе бурения скважин» [90,91,92,93,94],основные элементы которой легли в основу дальнейших исследований по разработке и совершенствованию системы контроля.
Одним из основных элементов при разработке технологического процесса является создание (формирование) исходного одиночного импульса давления посылаемого в скважину, выделение его на фоне помех, регистрация в трубном и затрубном пространстве и его интерпретация, позволяющая судить о притоке углеводородов в скважину. В связи с этим для обоснования оптимальных технологических режимов формирования исходных импульсов давления, нами были проведены исследования в режиме максимально приближенных к реальным условиям скважины. Целью исследования явились определения: существующих возможных помех при распространении импульса давления по гидравлическому каналу связи и выделение полезного сигнала на этом фоне; ? минимального перепада давления, создаваемого исходным гидравлическим импульсом давления для надежной регистрации его в затрубном пространстве, с учетом различного расположения бурильной колонны по отношению к забою скважины; ? определения необходимого фронта и формы гидравлического импульса давления для надежной работы системы контроля.
Помехи, возникающие в скважине при циркуляции бурового раствора, можно разделить на два основных типа: 1. непродолжительные по времени помехи от гидравлических ударов, возникающие от неравномерности подачи бурильного инструмента в процессе углубления (удар долота о забой и т.п.). 2. помехи, возникающие из-за неравномерности подачи буровых насосов (пульсации насосов).
От помех первого рода можно избежать оптимальным выбором порога приема сигнала и, главным образом, прекращением подачи (бурильного инструмента) в момент замера.
Пульсации давления от неравномерности подачи насосов находятся в области спектра выше 0,8 Гц и легко убираются с помощью фильтра нижних частот. Гидравлический импульс давления характеризуется следующими параметрами: о амплитудой АР перепада давления; о длительностью гидравлического импульса tu; ҐАРЛ о максимальной скоростью изменения давления dt ),
Амплитуда гидравлического импульса давления при распространении по буровому раствору в бурильных трубах от устья к забою, и отражаясь от забоя по затрубному пространству к устью скважины, подвержена затуханию. Затухание гидравлического сигнала зависит от параметров бурового раствора, от глубины скважины, от свойств горных пород и т.д.
Исследования по разработке оптимальных режимных параметров исходного импульса давления были проведены в различных горно геологических условиях в скважинах при разной плотности бурового раствора, глубины и конструкции,расхода бурового раствора и способов бурения. Исследования предусматривали проведение следующих работ: - установку и наладку приемной аппаратуры на скважине; - отработку режима формирования гидравлических импульсов давления; - измерение суммарного времени распространения импульсов давления от устья скважины до забоя и от забоя до устья; - определение оптимальной величины амплитуды импульса давления для их наземной регистрации на устье приемной аппаратурой а), при нахождении бурильной колонны на забое скважины б), при нахождении бурильной колонны на различном расстоянии от забоя скважины - отработка оптимальных технологических режимов работы комплекса технических средств системы контроля без газовых включений в затрубном пространстве.
Все исследования проводились как при неподвижном бурильном инструменте без углубления ствола скважины, так и в процессе бурения при широких диапазонах изменения подачи бурового насоса и при разных плотностях бурового раствора.
Исследования были проведены в Мангышлакском УРБ (МУРБ) в разведочной скважине №1 площади «Кенес-Тюбе» при роторном способе бурения в интервале 3520-3775 м и 4174-4225 м; в эксплуатационной скважине № 470 площади «Жетыбай» при турбинном способе бурения в интервале 1950-2100 м и на промышленном стенде Поваровской базы ВНИИБТ при глубине спуска бурильных труб 800 м и 420 м.
Предварительные испытания метода оперативного контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения и устройства для его осуществления в бурящихся скважинах ПО «Мангышлакнефть»
Проведенные теоретические и экспериментальные исследования позволили разработать метод (систему) раннего обнаружения нефтегазопроявлений в процессе бурения и проведения спуско-подъемных операций, определить режим работы и область применения системы, а также перенести исследования в бурящиеся скважины.
Испытания метода обнаружения газопроявлений на ранней стадии их возникновения в процессе бурения скважин и устройство для его осуществления, разработанного ВНИИБТ [105], проводились с участием автора комиссией, назначенной приказом от 24.06.1987 г. №252 ПО «Мангышлакнефть» в соответствии с программой и методикой предварительных испытаний, утвержденной ВНИИБТ и согласованной объединением «Мангышлакнефть». Целью испытаний являлось отработка технологии и комплекса технических средств контроля притока углеводородов в скважину на ранней стадии их возникновения. Испытания проводились в Мангшышлакском УРБ на площади Кенес-Тюбе в разведочной скважине № 1, и на площади Жетыбай, в скважине № 470 [105]. При испытании метода и устройства в начале бурения фиксировались tucx и 4 и определялся первоначальный временной сдвиг At.
В разведочной скважине № 1 с проектной глубиной 4350 м испытания осуществлялись в интервалах 3520-3775 м и 4174-4225 м. Конструкция скважины была следующей: направление 0 600 м длиной 15 м, кондуктор 0426 мм длиной 170 м, техническая колонна 0 324 мм длиной 570 м, техническая колонна 0 245 мм длиной 2300 м, открытый ствол 0 216 мм.
Бурение проводилось роторным способом при следующей компоновке низа бурильного инструмента: трехшарочное долото 0 215,9 мм, УБТ диаметром 178 мм длиной 134 м, бурильные трубы 0 141 мм и 0 127 мм до устья.
При бурении с отбором керна компоновка низа бурильного инструмента была следующей: долото 21ВК 212/80ТКЗ, УБТ 0 178 мм длиной 100 м, бурильные трубы 0141 мм и 0127 мм до устья. Бурение в интервале 3520-3775 м проводилось при плотности бурового раствора 1250-1260 кг/м3 и вязкостью 30-35 с по СПВ - 5 при подаче бурового насоса 14-16 л/с.
По данным геофизической службы на глубине 3400 м находился газопроявляющий интервал. Перед подъемом бурильного инструмента с глубины 3520 м замерили величину tK и определяли At, которая свидетельствовала о наличии газа в буровом растворе. Скважину промыли с целью обновления бурового раствора, восстановили плотность бурового раствора до 1260 кг/м , после чего подняли бурильный инструмент для смены долота.
В процессе спуска бурильного инструмента по ГТН необходимо было проводить промежуточные промывки, при этом с помощью применяемого метода контролировали состояние скважины. Величина At показывала, что в скважине буровой раствор насыщен газом. В связи с этим при спуске бурильного инструмента и очередной промывке обновляли буровой раствор на глубине расположения бурильного инструмента.
После спуска бурильного инструмента на глубину 3500 м замерили величину At, показания которой также свидетельствовали о наличии газа в скважине. Произвели промывку скважины через рабочий выкид превентора, при этом непрерывно замеряли величину At. На выходе из скважины, в процесс промывки, буровой раствор дегазировали и проводили его химическую обработку. При этом велось наблюдение за величиной At.
В процессе промывки плотность бурового раствора на выходе из скважины изменялась от 1260 кг/м3 до 750 кг/м3 и ниже, а величина At доходила до 6 с, при первоначальной At (без газа) равной нулю.
В процессе промывки стало наблюдаться изменение At в сторону уменьшения, что свидетельствовало об уменьшении содержания газа в буровом растворе, и за один цикл плотность бурового раствора доводили до исходной величины 1260 кг/м3 без утяжеления бурового раствора. После чего открывали превентор и продолжали углубление скважины.
В этом интервале при очередном спуске бурильного инструмента на глубину 3740 м величина At составила 7 с. В данном интервале исследовалась возможность применения технологии бурения при незначительном содержании газа в буровом растворе, т.е. при At 0.
При проведении промывки, дегазации и химической обработке бурового раствора через рабочий выкид превентора стало наблюдаться уменьшение At. На выходе из скважины плотность бурового раствора изменялась от 1260 кг/м до 850 кг/м3. При уменьшении At до 2 с и увеличении плотности бурового раствора до 1020 кг/м3 открыли превентор и начали углубление скважины. Непрерывно замеряли At и поддерживали ее постоянной. При этом механическая скорость бурения увеличилась в 2 раза, т.е. механическая скорость стала равной 4 м/ч против 2 м/ч. Кроме того, после подъема бурильного инструмента обнаружилось, что долото не было отработано.
