Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Осложнения и Аварии при Бурении Нефтяных и Газовых Скважин

	Глава           ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ 4
	Газонефтеводопроявления и грифонообразо-вания - это серьезный вид осложнений при бурении и экс­плуатации нефтяных и газовых скважин, требующих дли­тельных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, осо­бенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некото­рых обстоятельствах может привести к значительному по­ступлению флюида в скважину в процессе бурения и в зако-лонное пространство после цементирования. В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтево­допроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, наносящие огромный экономичес­кий ущерб. Особенно часты они при бурении газовых сква­жин с АВПД. На ряде месторождений, в особенности с аномально вы­сокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочислен­ные случаи заколонных газонефтепроявлений после цементи­рования обсадных колонн. Длительно действующие пропуски газа приводят к насы­щению вышележащих пористых горизонтов. Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть значитель­но снижены или сведены к нулю при правильном установле­нии природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно-технических и профилактических ме­роприятий. При эксплуатации газовых, газонефтяных, газоконденсат-ных и нефтяных месторождений часто наблюдаются случаи скопления газа между кондуктором (или промежуточной ко­лонной) и эксплуатационной колонной. Пути движения газа в эксплуатирующихся скважинах в основном те же, что и при цементировании или ОЗЦ сква­жин, выходящих из бурения. Правда, в первом случае можно было бы отметить и появление нарушений колонны вследст­вие их коррозии и разрушения цементного камня под дейст­вием суффозии и пластовых вод. К наиболее характерным осложнениям при бурении и 226

	эксплуатации газовых скважин, требующих незамедлительно­го ремонта, относятся следующие: 1.  Насыщение бурового раствора газом в процессе буре­ния и (или) при остановке углубления скважины. 2.  Межколонные газопроявления, связанные с негерметич­ностью резьбовых колонн (этот вид осложнений встречается и при эксплуатации скважин). 3.  Заколонные (межколонные) каналообразования, связан­ные с физико-химическими процессами в кольцевом прост­ранстве, и поступление по ним газа. 4.  Накопление газа в межтрубном (затрубном) пространст­ве. 5.  Межколонные перетоки и насыщение газом вышеле­жащих пластов. 6.  Грифонообразования (характерны и для эксплуатации скважин). Каждое из названных осложнений может перерасти в от­крытые газовые (нефтяные) фонтаны, если вовремя не пред­принять меры или не провести ремонтные работы. Выявление природы газопроявлений при бурении и после цементирования скважин, объяснение причин движения газа, объединение наблюдений и результатов экспериментов в еди­ную теорию представляют довольно сложную задачу. В настоящем разделе предпринята попытка обобщить зна­чительный опыт отечественной и зарубежной практики по предупреждению и борьбе с газопроявлениями при бурении и креплении (при заканчивании) скважин с учетом специфичес­ких свойств газа.
	4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ При бурении глубоких скважин нельзя ис­ключить возможность газонефтеводопроявлений (ГНВП), ко­торые являются одним из самых распространенных видов осложнений. ГНВП нередко заканчиваются нерегулируемыми фонтанами пластовых флюидов, что часто приводит к гибели скважин и оборудования, а также потерям углеводородного сырья. Проникновение газа в буровой раствор приводит к изме­нению его свойств. Вязкость и статическое напряжение сдви­га буровых (глинистых) растворов возрастают, что в значи- 227

	тельной степени затрудняет проведение профилактических мероприятий по их дегазации. Поступление газа в скважину вызывает падение плотности буровых растворов. Увеличива­ется разница плотности истинной и кажущейся, вследствие чего буровые растворы утяжеляют, хотя это не вызывается технологическими и геологическими условиями и может при­вести к поглощению раствора с последующим снижением противодавления на пласты. При низких значениях вязкости и статического напряже­ния сдвига наблюдается "кипение" бурового раствора в сква­жине и желобной системе. Следствием поступления газа в скважину может явиться перелив бурового раствора с последующим выбросом и фон­танированием. 4%-ное газонасыщение бурового раствора приводит к понижению коэффициента подачи насоса на 12-19 %. Газовые выбросы далеко не всегда могут быть замечены в своем развитии. Падение противодавления на пласт происхо­дит постепенно, без видимых на устье скважины изменений, и после наступления "неустойчивого равновесия" возможен выброс с последующей работой пласта без противодавления. Отмечены случаи газирования бурового (глинистого) рас­твора во время остановок скважины без промывки в течение более 1 ч, а также возникновения открытого фонтанирова­ния скважин при подъеме инструмента. Для предупреждения ГНВП повышают плотность бурового раствора из того расчета, что давление его столба выше пла­стового. Нижний предел превышения забойным давлением пластового ограничен техническими нормами, а верхний -нет. Опасаясь ГНВП, буровики, как правило, стараются не рисковать и чрезмерно утяжеляют буровой раствор. В неко­торых районах репрессия на пласты составляет 7-15 МПа и более. Принятие таких мер при проводке скважин приводит к снижению скорости их бурения, росту опасности возник­новения прихватов бурильной колонны, поглощениям буро­вого раствора, закупорке коллекторов и, как следствие, к снижению эффективности геологопоисковых и буровых ра­бот, повышению их стоимости и другим негативным явлени­ям. Практика буровых работ в нашей стране и за рубежом показывает, что повышение эффективности глубокого буре­ния связано с понижением репрессии на разбуриваемые пла­сты, а также с уменьшением содержания частиц выбуренной породы, в том числе коллоидных, в буровых растворах. 228

	Однако при бурении скважин с уменьшением противодав­ления на пласты должны быть приняты определенные меры безопасности, основными из которых являются: прогнозирование пластового (порового) давления на всех стадиях проектирования и строительства скважин; разработка надежных методов проектирования конструк­ций скважин; разработка и производство надежного устьевого оборудо­вания - превенторов, дросселей, сепараторов, дегазаторов, запорной арматуры и др.; создание технических систем для обнаружения флюидо-проявлений на ранней стадии их возникновения; разработка более совершенных методов расчета измене­ния забойного давления при бурении, спускоподъемных опе­рациях, а также во время длительных остановок; разработка и внедрение способов и технических средств ликвидации проявлений. 4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ Поступление пластовых флюидов в ствол бу­рящейся скважины определенным образом отражается на гидравлических характеристиках циркуляционного потока и свойствах бурового раствора, выходящего из скважины. Воз­никающие при этом на поверхности сигналы или признаки проявлений обладают различной значимостью в зависимости от информативности, времени поступления и интенсивности притока флюида. Практикой бурения установлены следующие признаки га-зонефтеводопроявлений: увеличение объема (уровня) бурового раствора в емкостях циркуляционной системы; повышение расхода (скорости) выходящего потока буро­вого раствора из скважины при неизменной подаче буровых насосов; уменьшение против расчетного объема доливаемого в скважину бурового раствора при подъеме бурильной колон­ны; увеличение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильной колонны; повышение газосодержания в буровом растворе; возрастание механической скорости бурения; изменение показателей свойств бурового раствора; изменение давления на буровых насосах. 229

	Последние три признака могут возникать не только в результате проявлений, но и по другим косвенным при­чинам. Увеличение механической скорости. Устойчивое самопро­извольное увеличение механической скорости может служить признаком углубления скважины в зону АВПД с постоянным нарастанием порового давления в проходимых глинистых породах. Резкое увеличение механической скорости, так называе­мый "скачок проходки", в переходной зоне свидетельствует, как правило, о быстром возрастании аномальности давления на забое. Такая ситуация может возникнуть в случае неболь­шой мощности переходной зоны, при непосредственной близости пластов-коллекторов с высоким давлением флюидов или в результате внедрения долота в высоконапорную залежь. Причем во всех этих случаях аномальность давления коллек­тора будет превышать запас противодавления на забое со стороны бурового раствора. В зарубежной практике быстрое повышение механической скорости бурения более чем в 2 раза принято считать одним из признаков вскрытия пласта высокого давления и возможности возникновения проявле­ния. В некоторых случаях резкое увеличение механической скорости бурения - следствие "провалов" бурового инстру­мента при вскрытии крупных трещин или карстовых каверн. Подобное явление характерно при разбуривании известко­вых отложений и ведет чаще не к проявлениям, а к поглоще­нию бурового раствора. График, построенный по результатам механического ка­ротажа одной из скважин Кубани, приведен на рис. 4.1. По­сле увеличения механической скорости бурения при глубине забоя 4274 м произошел сильный выброс. В процессе борьбы с проявлением состояние скважины еще более осложнилось, и дальнейшее углубление ее стало невозможным. "Скачок проходки" при бурении следует рассматривать как признак возможного проявления. Такой подход оправдал себя во многих случаях как самая ранняя реакция на неурав­новешенность давления на забое скважины. Увеличение объема бурового раствора в приемных емкос­тях, выражающееся повышением его уровня, является пря­мым признаком притока в скважину пластового флюида. Уровень бурового раствора контролируют с помощью уров­немеров различных конструкций. Наиболее совершенные измерительные системы контро­лируют объем (уровень) в приемных емкостях насосов и об- 230

	0 2 4 6 8 г„, м/ч
	4262 4266 4270 4274 Н,м	\                  I                 I                \
		О		5 s, мм
	Рис. 4.1. График изменения механи­ческой скорости бурения vM с глу­биной 9 перед выбросом из сква­жины на Юбилейной площади		Рис. 4.2. Влияние площади уровня жидкости и чувствительности уров­ня на регистрируемый минималь­ный объем проявления: 1 - S = 20 м2; 2 - S = 40 м2; 3 -S = 60 м2
	щий объем бурового раствора в запасных емкостях показы­вающими приборами с одновременной регистрацией. В ава­рийных ситуациях предусмотрена звуковая и световая сигна­лизация. Минимальный объем флюида (м3), поступившего в сква­жину, который может быть зафиксирован устройствами из­мерения уровня, определяется равенством AVmin = eS, где е - абсолютная погрешность датчика уровнемера; S -площадь поверхности жидкости в приемных емкостях. Точность реакции уровнемера, таким образом, зависит как от его чувствительности, так и от площади измеряемого уровня жидкости. Посредством изменения площади поверх­ности раствора можно менять минимальное значение регист­рируемого объема проявления, как это показано на рис. 4.2. График построен с учетом применения в циркуляционной системе стандартных блоков емкостей с площадью 20 м2. Из графика можно видеть, что выключение из циркуляции от- 231

	дельных приемных емкостей равнозначно повышению эф­фективности уровнемера. Переключение блоков площадью 40 м2 на блок 20 м2 (выключение одной из двух используемых емкостей) равнозначно увеличению реакции устройства в 2 раза, а отключение одной из трех используемых при цирку­ляции емкостей эквивалентно повышению чувствительности системы в 1,5 раза. Для своевременного обнаружения притока пластового флюида: изолируют приемную емкость, через которую ведется циркуляция, от других; уменьшают поверхность приемной емкости установкой перегородки; устанавливают исходный уровень бурового раствора после возобновления круговой циркуляции; корректируют положение исходного уровня с учетом объ­ема введенных добавок при обработке и утяжелении бурово­го раствора, интенсивного выпадения осадков или потерь раствора при его очистке и испарении; переключают насосы, приемную емкость, перераспределя­ют объемы бурового раствора только с ведома буриль­щика; останавливают процесс бурения для выполнения указанных работ, если бурят в отложениях, содержащих сероводород. Увеличение скорости потока (расхода) бурового раствора на выходе из скважины. В результате ограничения потока бурового раствора в скважине жесткими стенками поступле­ние пластового флюида вызывает увеличение скорости, а сле­довательно, и расхода движущейся впереди жидкости. Разность объемных скоростей на входе и выходе из скважины измеряется дифференциальными расходомерами. На практике расход (скорость) выходящего потока бурового раствора контролируют с помощью индикатора потока, поз­воляющего обнаружить начавшееся проявление при превы­шении расхода на выходе на 10 % и более. Результаты измерения расхода потока на выходе необхо­димо сопоставить с данными измерений уровня приемных емкостей, поскольку повышение расхода раствора приводит к увеличению уровня в емкостях. Условие обнаружения проявления с помощью расходомера может быть записано в виде AQmin=SQmax/100, где 6 — относительная приведенная погрешность прибора, %; 232

	Omax ~~ максимальный расход раствора, измеряемый прибо­ром, л/с. Эффективность обнаружения газопроявлений расходоме­ром существенно зависит от подачи насосов. С увеличением подачи время обнаружения проявления при одном и том же притоке газа в скважину сокращается в соответствии с ра­венством А02 = nAQi, где AQV AQ2 — приращение расхода на выходе в некоторый момент соответственно при первой и второй подаче насоса, превышающей первую в п раз. Газирование бурового раствора. Насыщение бурового рас­твора газом может происходить по различным причинам — как связанным, так и не связанным с недоуравновешеннос-тью пластового давления в скважине. При увеличении в буровом растворе содержания газа вы­ше фонового следует принять меры по его дегазации и вы­явить причины его поступления. Глины переходной зоны часто загазованы, и их разбури-вание сопровождается поступлением в раствор определенного количества газа. При этом газ может поступать как из выбу­ренной породы, так и из приствольной части массива, если в нем имеются пропластки повышенной песчанистости, линзы песка и другие локальные литологические разности, способ­ные содержать флюиды под высоким давлением. Признак проявления, т.е. поступления газа из окружаю­щих пород вследствие недостатка противодавления со сторо­ны скважины, — продолжающееся газирование раствора во время промывки после прекращения бурения. Кроме того, в этом случае наблюдается повышение газосодержания раство­ра в забойных пачках при прекращении циркуляции, напри­мер, для наращивания бурильной колонны. Это объясняется снижением давления на газирующий пласт и увеличением времени газирования забойной порции раствора. Такое при­сутствие газа не требует немедленного утяжеления бурового раствора. Газирование раствора возможно из слабопроницаемых непродуктивных коллекторов, залегающих самостоятельно или в глинистой покрышке АВПД. Признаки проявления из подобных коллекторов такие же, как и в предыдущем случае. Обычно по мере углубления в переходную зону наблюда­ется устойчивое повышение газосодержания раствора вслед­ствие повышения пористости и давления в газосодержащих 233

	породах. При этом прибегают к ступенчатому утяжелению бурового раствора, так как не исключается встреча с высо­копродуктивным локальным скоплением газа, способным произвести выброс. В мировой практике при достаточно хорошо изученных геологических условиях в некоторых случаях бурили при по­стоянном газировании раствора. Отдельные линзы при этом разрежаются с непрерывной циркуляцией раствора, длящейся до нескольких суток. Считается, что концентрация газа до 70 % безопасна в отношении возникновения выбросов. Опыт бурения с постоянным газированием раствора имеется и в СНГ. Однако для осуществления такого бурения требуется перестраивать технологию буровых работ в соответствии с принципами "сбалансированного" бурения. Газ может поступать в раствор вместе с выбуренной по­родой при проходке газонасыщенных пластов и наличии за­паса противодавления. В этом случае остановка бурения при­водит к прекращению поступления газа в циркулирующий буровой раствор. Часто выход газированного раствора наблюдается при восстановлении циркуляции после проведения спускоподъем-ных операций. Причиной этого могут служить чрезмерное снижение давления во время подъема бурильной колонны или физико-химические превращения в буровом растворе, при­водящие к поступлению определенного объема газа в скважину. Наличие газа только в забойной пачке, наблюдаемое после спуска бурильной колонны и промывки, обычно не приводит к выбросу. Однако в случае снижения давления в бурильных трубах и расплескивания бурового раствора вымывать газо­вую пачку следует при закрытом устье через регулируемый дроссель. Если отмечается поступление газа в буровой раствор, то содержание его должно постоянно контролироваться. Для этого могут быть использованы станции контроля за бурени­ем или газокаротажные станции. Сведения о концентрации газа, ее изменениях представляют основу для принятия обос­нованного решения о дальнейшей технологии бурения. Когда содержание газа контролируют по плотности буро­вого раствора, то дебит газа в атмосферных условиях можно найти по формуле STi = СМРо/Ргр - 1).                                                                (4-1) где Q — подача насосов; р0, р,р — плотность негазированного и газированного растворов. 234

	Содержание газа в единице объема раствора в восходящем потоке газа, приведенное к нормальным условиям, а„ = gJQ-                                                                         (4.2) Появление газа в буровом растворе, хотя и снижает его плотность у устья, но, как было показано ранее, обычно не приводит к существенному падению давления на забое. По­этому нет оснований рассматривать насыщение раствора га­зом как причину выброса. Скорее наоборот, газирование раствора должно рассматриваться как признак появления ус­ловий поступления газа в скважину. Выход из скважины газированного раствора, сопровожда­ющийся повышением уровня в приемных емкостях, требует повышения плотности бурового раствора и принятия мер по ликвидации начавшегося проявления. Изменения давления на буровых насосах. Плотность плас­товых флюидов, поступающих во время проявления в сква­жину, ниже плотности бурового раствора. В связи с этим существовавший ранее баланс давлений в кольцевом прост­ранстве и бурильных трубах нарушается. Особенно это ха­рактерно для газопроявлений. Но поскольку кольцевое про­странство и бурильные трубы представляют систему сооб­щающихся сосудов, то происходит новое перераспределение давлений за счет снижения давления на буровых насосах. В этом случае уменьшение давления в нагнетательной ли­нии Др = д1Ф(р - рФ). где 7ф — высота столба флюида в кольцевом пространстве; р, рф — плотность бурового раствора и пластового флюида со­ответственно. Если в скважину поступил газ, то по мере его подъема вы­сота столба увеличивается в результате расширения и давле­ние на насосах постоянно снижается. Снижение давления в случае поступления большой массы газа может быть сущест­венным. При высоких значениях пластового давления и продуктив­ности пласта возможно не снижение, а повышение давления в бурильных трубах. Повышение давления в этих случаях возникает непосредственно в момент притока флюида и обусловлено быстрым изменением забойных условий и рос­том гидродинамических сопротивлений в затрубном прост­ранстве. Отмечается связь между увеличением давления на стояке в начальные моменты выброса и его интенсивностью. 235

	Если наблюдается только снижение давления на насосах, то это еще не свидетельствует о слабой интенсивности про­явлений. Снижение давления может быть вызвано движением газовой пачки, поступившей во время подъема бурильной колонны в результате свабирования. Объем доливаемого и вытесняемого раствора при спуско-подъемных операциях. Известно, что большинство газонеф-теводопроявлений и выбросов связано со спускоподъемными операциями, во время которых снижается давление на забой и становится возможным поступление пластовых флюидов в скважину. Во время подъема бурильной колонны забойное давление уменьшается в результате снижения уровня бурового раство­ра в скважине и колебаний гидродинамического давления, вызываемого движением труб. Поступление флюида из пласта в процессе спускоподъем-ньгх операций своевременно обнаруживается при постоянном контроле за уровнем раствора в скважине, объемом долива­емого и вытесняемого бурового раствора в сопоставлении с объемом поднятых или спущенных труб. Проявление, начавшееся в процессе подъема бурильной колонны, распознается по уменьшению объема бурового раствора, доливаемого в скважину, по сравнению с объемом металла бурильных труб, извлекаемых из скважины, и объе­мом бурового раствора, остающегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Если для очистки труб не используют обтираторы, то следует учитывать и объем пленки на наруж­ной поверхности труб. Не допускается уменьшение объема доливаемой жидкости по сравнению с контрольным более чем на 1 м3. Фактический объем доливаемого в затрубное пространст­во бурового раствора может быть определен с помощью мерной емкости, оборудованной устройством для измерения уровня. Объем емкости должен быть в 1,2—1,5 раза больше объема, занимаемого бурильной колонной в скважине, т.е. она должна быть такой, чтобы после подъема пяти свечей показание уровнемера изменилось бы не менее чем на два деления. Целесообразна схема долива, при которой раствор в скважину подается центробежным насосом, а избыток его по сливной трубе возвращается в мерник. По этой же трубе сливается в мерник раствор, вытесняемый из скважины при спуске труб. Подобная схема долива все более широко рас­пространяется на практике. В процессе спуска бурильной или обсадной колонны при- 236

	знак проявления — увеличение объема бурового раствора в приемной емкости против расчетного объема вытеснения. Если вытесняемый объем превышает расчетный и в скважине не прекращается перелив, то это свидетельствует о поступле­нии пластового флюида в ствол скважины. Объем вытесняе­мой жидкости при спуске труб можно контролировать по объему бурового раствора в одной из приемных емкостей (остальные должны быть отключены от желобной системы). Увеличение объема в приемной емкости на 1 м3 по сравне­нию с контрольным объемом указывает на начало проявле­ния. Объем вытесняемой жидкости сверяется с контрольным после спуска каждых 10 свечей. Изменение показателей свойств бурового раствора. При поступлении пластового флюида в ствол бурящейся скважины происходит изменение показателей свойств бурового раство­ра: плотности, водоотдачи, вязкости, статического и динами­ческого напряжения сдвига, удельного сопротивления, кон­центрации хлоридов и др. Указанные здесь признаки имеют значение при слабых проявлениях, когда приток из пласта длительное время остается ниже разрешающей способности установленных средств распознавания выбросов или при их отсутствии. Следует иметь в виду, что причиной отклонения свойств буровых растворов от заданных значений могут быть и другие факторы. Поэтому более достоверно судить о проявлении можно по изменению нескольких показателей одновременно. Это следует также из того, что информатив­ность перечисленных показателей различна. Информация об изменениях показателей свойств бурового раствора поступает на поверхность с запаздыванием на вре­мя, требующееся для продвижения забойных пачек к устью скважины.
	4.1.2. ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением рш6 пластового рпд. Систе­матизация причин ГНВП представлена на рис. 4.3. Конечно, поступление флюидов из пласта в скважину при превышении забойным давлением пластового практически не может привести к созданию предвыбросовой ситуации. Од- 237

	Снижение давления на газонасыщенный пласт			Без снижения давления на газонасыщенный пласт
	J_
	Геологические причины (недостаточная изучен­ность района)		Технологические причины
	Пустоты, заполненные газом	Низкая плотность жидкости	Ошибка в проекте	Недостаточная дегазация	Установка ванн	Поступление, газа со шламом
	Тектони ческие нарушения	Зависание - фильтрация или контракция	Высокое значение СНС	Простой жважины без	Наличие проницаемых коннекторов	Диффузия
	Поглощение и гироразрыв пласта	Гидродинами ческий эффект	скорости СНО	Высокое значение СНС и вязкости	Малый кольцевой зазор	Гравитацион­ное взаимо действие
	Зоны А ВИД	Поршпевапие	Высокие вязкости и СНС Загрязнен­ный ствол скважины Малый кольцевой зазор Салышко-образование			Капиллярные перемещения
	Падение уровня жидкости		скважины при подъеме	Поглощение жидкости	Гидроразрыв пласта
	J L
	Понижение давления под долотом		Разрушение обратного клапана	Высокое СНС	Переутяжеле-иие жидкости	_ Контракция
	Искусствен­ные зоны АВПД		Перетоки после крепления	Высокие скорости спуска	Нарушение обсадной	Седиментация
	Перетоки в открытых стволах			Отклонения •)т проектной конструкции	Ошибки в проектах конструкции
	Рис. 4.3. Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении сква­жин
	нако даже незначительное по объему поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье. Вместе с тем подобные поступ­ления газа в буровой раствор при рзаб > рпл очень часто дают повод для его утяжеления. Ниже рассмотрены причины по­ступления в буровой раствор пластовых флюидов и показана целесообразность немедленного утяжеления раствора при первых признаках ГНВП. Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмо­са; поступление пластового флюида с выбуренной и обва-
	238

	лившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессионный эф­фекты. Капиллярный переток. Обусловлен капиллярным противо­током при поступлении фильтрата раствора в пласт. Однако поступление флюидов в скважину за счет капиллярного пере­тока столь незначительно, что не может быть замечено. Кро­ме того, переток может возникнуть при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в кото­рых способно вытеснить нефть или газ из пласта в скважи­ну. В каналах большего диаметра капиллярные силы слишком малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта. Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном слу­чае — фильтрационная корка) не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности. Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалив­шейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбу­ренной породы, выносимые раствором на поверхность, со­держат пластовые флюиды. В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено. Содержание газа в буровом растворе (С, %) может быть рассчитано по формуле Q _ vmkD С1Рзаб                                                                                        и 3) 4Ор '
	где vM — механическая скорость проходки, м/с; D — диаметр скважины, м; Ct — содержание газа в породе, %; рш6, ру — соответственно забойное и устьевое давления, МПа; Q — объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м3/с.
	239

	Данные о содержании газа в буровом растворе на выходе из скважины (ру = 0,1 МПа) для условий бурения долотом диаметром 215,9 мм при подаче насосов 25-10"3 м3/с в поро­дах с открытой пористостью, равной 20 %, в зависимости от механической скорости проходки, представлены в табл. 4.1, где Арзаб — снижение забойного давления; рвых, рисх — плот­ность бурового раствора на выходе из скважины и исход­ная — при подаче в скважину; w — суммарный объем посту­пившего в течение 1 ч газа, приведенный к забойным услови­ям. Видно, что при повышении механической скорости про­ходки за счет поступления газа с выбуренной породой плот­ность бурового раствора на выходе из скажины значительно снижается. Однако при этом почти не снижается забойное давление. Так, даже при 80%-ном содержании газа и рзаб = = 100 МПа, последнее снижается всего на 2,7 МПа. Таким образом, при ограничении механической скорости проходки надо исходить не из опасности снижения забойно­го давления, а из возможной подачи дегазационной установ­ки, а также необходимости предупреждения пульсаций буро­вого раствора на устье вследствие выхода пузырьков газа из скважины. Чтобы представить себе объем газа, который может по­ступить из пласта с низкой проницаемостью при депрессии на пласт, рассмотрим следующий пример. Если предполо­жить, что поступление газа обусловлено депрессией, равной 1 МПа, и вскрыт газоносный пласт толщиной 0,1 м с прони­цаемостью 1-10"15 м2 и контуром питания не более 10 м, то в течение 1 ч в скважину может поступить всего 0,2 м3 газа. Вполне очевидно, что поступление газа из низкопроницаемо-
	Таблица 4.1 Изменение плотности бурового раствора при выходе его из скважин
	vM, м/ч рж6, МПа С, % Р»б. МПа Рвы* (в г/см3) при Рисх. Г/СМ w, 10"3, м3 1,20 2,00 1 10 0,8 0,001 1,19 1,98 0,29 5 10 4,0 0,02 1,15 1,92 1,45 10 10 8,0 0,04 1,10 1,84 2,90 1 50 4,0 0,035 1,15 1,92 7,95 5 50 20,0 0,18 0,96 1,60 36,25 10 50 40,0 0,45 0,72 1,20 72,50 1 100 8,0 0,06 0,96 1,84 29,00 5 100 40,0 0,48 0,72 1,20 145,00 10 100 80,0 2,70 0,24 0,40 290,0
	240

	го пласта за счет депрессии будет существенно большим, чем поступление его с разбуренной породой даже при очень вы­соком показателе открытой пористости. В связи с указанным вскрытие газоносных низкопроница­емых пластов малой толщины с репрессией считается пред­почтительным. При вскрытии с депрессией нефте- и водо­носных пластов с низкой проницаемостью поступление в раствор нефти или воды может быть не замечено, но рас­творенный в них газ будет газировать буровой раствор, а объем этого газа может быть сопоставим с объемами газа, поступающего с выносимой породой. Расчеты показывают, что если в буровом растворе объе­мом 100 м3 есть 5—10 % нефти, то поступление 2 —3 м3 неф­ти за время цикла циркуляции из пласта толщиной 1 м с проницаемостью (1 —2)-10~14 м2 не будет зафиксировано ни по показаниям плотномера, ни по данным центрифугирова­ния, а поступление 2 — 3 м3 пластовой воды, кроме того, практически не изменит показателя фильтрации раствора. Даже поступление 2 —3 м3 рапы в буровой раствор, подготов­ленный для вскрытия рапопроявляющих пластов, не может быть обнаружено ни по показаниям плотномера, ни по зна­чению показателя фильтрации, ни по результатам замера вязкости. В то же время добавление 2 —3 м3 жидкости к объ­ему циркулирующего раствора однозначно фиксируется с помощью уровнемера как поступление пластового флюида. Учет известных факторов, способствующих переходу газа из породы в скважину при разбуривании газоносных гори­зонтов, сложен и пока не поддается точному определению. Однако с известными допущениями можно определить коли­чество газа, переходящее в скважину в процессе бурения. Более точно объем газа, поступающий в скважину, может быть определен следующим образом. Очевидно, рассматрива­емое его количество прямо пропорционально скорости раз­буриваемого газового горизонта и объему выбуренной и об­валившейся породы: чем выше коэффициент кавернозности, тем больше попадает газа в скважину (пропорционально ква­драту диаметра вновь образованного ствола и высоте каверны). Количество газа, попадающее при этом в единицу объема бурового раствора, обратно пропорционально его скорости циркуляции. При этом можно записать:
	2 О = — KvM — n(l - a)(l - р)(Фг + q>HvH + q>BvB) —.                    (4.4) 4            %                                                            в
	241

	Здесь Q — количество газа, поступившего в единицу объ­ема бурового раствора при разбуривании пород в единицу времени; D — диаметр долота; К — коэффициент кавернозно-сти; vM — механическая скорость бурения; vp — скорость циркуляции глинистого раствора; п — коэффициент вскры­той пористости пород (он обычно меньше общей, но больше эффективной пористости); а — количество связанной в поро­дах воды; р — коэффициент проникновения фильтрата буро­вого раствора (воды) (он определяется как отношение скоро­сти vB проникновения фильтрата (воды) в породу на забое в направлении бурения к механической скорости vM бурения vH/vM); если vH a vM, то поступление газа в скважину практиче­ски исключается (за вычетом невытесненного газа и газа, за­ключенного в части закрытых пор); фг, фн, фв — соответст­венно газо-, нефте и водонасыщение (доли пористого прост­ранства, занятые газом, нефтью, водой); vH, vB — объемы га­за, содержащегося в растворенном состоянии в единице объ­ема нефти или воды, приведенного к условиям (температуре и давлению) пласта; фн, vH — растворенный и конденсирован­ный газ; Вт — объемный коэффициент газа, равный объему, занимаемому 1 м3 данного газа при температуре Т и давлении р пласта, 5Г = 0,00378 -z, р где z — коэффициент сжимаемости газа, равный отношению объема реального газа к объему идеального при одинаковых температуре и давлении. При фг = 1 и фв = 0 формула (4.4) значительно упрощается. Если пренебречь отклонениями от закона Генри при вы­соких давлениях, величины vH и vB для конкретной пластовой температуры можно приближенно определить по коэффици­ентам растворимости газов в нефти и воде и по пластовому давлению. Пластовые флюиды в забойных условиях, попадая в буро­вой раствор, остаются практически в тех же агрегатных со­стояниях, в которых они пребывали в породах. При подъеме вместе с глинистым раствором в результате уменьшения дав­ления часть находившихся в состоянии конденсации углево­дородов начинает переходить в газообразное состояние. Подсчитаем весьма ориентировочно количество газа, попа­дающее во время бурения газового объекта в скважину, при следующих допущениях: фг = 1; а = 0; р = 0. 242

	Примем диаметр долота равным 254 мм, скорость проход­ки 5 м/ч, объемную скорость циркуляции 30 л/с при п = = 25 %. Будем считать, что газ представлен метаном, коэф­фициент растворимости которого в воде составляет 0,03. Примем, что растворимость метана в глинистом растворе равна 0,03 (хотя она будет, несомненно, меньше вследствие минерализации пластовыми водами, наличия твердой фазы и т.д.). Приблизительный расчет показывает, что при приведен­ных данных и допущениях количество поступившего в сква­жину газа составит 55 см3 за 1 ч. Если допустить, что поры пласта заполнены водой с растворенным в ней газом, коли­чество газа, поступившее в скважину, будет значительно меньше 16 см3 за 1 ч. Естественно, с уменьшением скорости проходки vM в газовом горизонте до 2,5 м/ч скорость поступ­ления газа в последнем случае снизится до 8 см3/ч. При равномерной скорости проходки и известной подаче насосов можно определить снижение плотности бурового раствора на поверхности в результате одного цикла циркуля­ции. На рис. 4.4 показано снижение плотности бурового рас­твора в зависимости от скорости проходки и подачи насосов (глубина скважины 1000 м) при начальной плотности раствора 1,2 г/см3. Часто газ попадает в скважину из глин. Из формулы (4.4) следует, что количество поступающего в единицу времени газа пропорционально механической скоро­сти бурения. Однако данные практики весьма противоречивы, и коли­чество газа в одних случаях больше, в других — меньше, хо­тя условия бурения примерно одинаковы. Так, по данным,
	Рис. 4.4. График изменения плотности бурового раствора в зависимости от механичес­кой скорости бурения и по­дачи насосов, л/с: 1 - 30; 2 - 20; 3 - 10; 4-5; 5 -2	§0,2
		0 2 4 6 8 10 12 14 16 Механическая скорость бурения, м/ч 243

	фильтрация газа в скважину при скорости бурения 6 м/ч почти не происходила и, наоборот, при скорости в 10 раз меньшей количество поступающего в скважину газа было большим. Согласно М.Л. Сургучеву, при малых скоростях бурения (0,75 — 1,50 м/ч) газ в растворе не был обнаружен. Столь противоречивые данные объясняются тем, что в приведенных экспериментах количество поступающего в скважину газа мало зависело от скорости бурения. Результаты повышения содержания газа в буровом рас­творе при увеличении скорости проходки в продуктивном газовом пласте следующие: долото диаметром 243 мм, объем­ная скорость циркуляции бурового раствора 30 л/с, порис­тость и коэффициент насыщения продуктивного горизонта соответственно составляют 20 и 0,8 %, пластовое давление 10,0 МПа. Зависимость содержания газов С2 — С4, образующихся из газоконденсатов, в восходящем потоке бурового раствора (Н.И. Легтев) от скорости бурения продуктивного пласта имеет следующий вид: Содержание газов в буровом растворе, %........................... 2,1 8,6 17,2 Скорость бурения, м/ч............................................................... 3         12 24 Содержание газов С2 — С4, приведенных к нормальным условиям в буровом растворе, %............................................. 5,4 10,8 21,5 Скорость бурения, м/ч............................................................... 3          6 12 Е.М. Геллером получены данные по ряду месторождений, на скважинах которых проводился газовый каротаж. Для по­строения точек на газокаротажной диаграмме выбирался максимум, соответствующий максимуму одного из продук­тивных горизонтов. Фактическое содержание газа в растворе Q определялось как среднее арифметическое из всех точек этого максимума. Привязка интервала к определенной глуби­не осуществлялась по электрокаротажу. Для этого интервала находились скорость бурения vM и средняя подача насосов. Определяли количество кубических сантиметров газа, посту­пающего из выбуренных пород, на каждый литр бурового раствора, прошедшего через забой (рис. 4.5). Полученная зависимость отношения фактического Q и те­оретического Оп содержания газа (Q/QJ от механической скорости бурения vM характеризует действительный режим обогащения газом бурового раствора на забое бурящейся скважины. Видно (см. рис. 4.5), что обогащение бурового раствора происходит не только за счет попадания газа из разбуренных 244

	е/б„ 7 -А 6 А 5 О л 4 о 3 о 2 о 1 - % Ао8
		»°?» ■»■»■»■/. ,л
	/ 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 19 20 v, м/ч Рис. 4.5. Содержание газа в растворе в зависимости от скорости проходки. Елшанка: 1 - башкирский ярус, верхняя часть; 2 - угленосная свита; 3 - ве- рейский горизонт; 4 - башкирский ярус, нижняя часть; Песчаный Умет: 5 - башкирский ярус, нижняя часть; 6 - угленосная свита; 7 - турнейский ярус; Соколова гора: 8 - башкирский ярус, нижняя часть; 9 - пашийская свита; 10 - живетский ярус
	пород. В противном случае зависимость Q/Qn от vM выража­лась бы прямой линией, параллельной оси абсцисс (с некото­рыми незначительными отклонениями, так как Q * Qu). В действительности при небольшой скорости проходки факти­ческое количество газа в буровом растворе больше того, ко­торое можно извлечь из разбуриваемых пород. При механи­ческой скорости 0,5 — 0,6 м/ч зависимость достигает макси­мального значения. Избыточный газ сверх "теоретического" мог проникнуть в скважину другими путями. Увеличение плотности бурового раствора не всегда приво­дит к предотвращению поступления пластовых флюидов в ствол скважины. Известны случаи, когда газ в небольших коли­чествах поступает на забой при рисх = 2,20-5-2,30 г/см3. Поступ­ление рапы также не удается предотвратить повышением плотности бурового раствора. Известен случай, когда при рисх = 2,50-5-2,55 г/см3 рапа продолжала поступать в скважину. Гравитационное замещение. Гравитационное замещение бурового раствора пластовыми флюидами возможно только при наличии в породе вертикальных трещин с раскрытием более 2 мм. Кроме того, такое замещение происходит при равенстве забойного и пластового давлений. 245

	Предположение о том, что на практике может создаваться ситуация, при которой рш6 > рпд, и при этом значительно возрастает скорость гравитационного замещения, неверно, потому что в таких условиях возникают поглощения бурово­го раствора.
	4.1.3. УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ОПЕРАЦИЯХ, ПРОВОДИМЫХ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН Современная технология предусматривает бу­рение скважины, как правило, при рза6 > рпд. Однако соот­ношение это нарушается по ряду причин: вскрытие пласта с более высоким, чем ожидалось, пласто­вым давлением; падение р^б ниже проектного из-за нарушения технологии бурения; нестабильность используемых буровых растворов; фильтрационный и контракционный эффекты; снижение уровня бурового раствора, вызванное его по­глощением; поломка обратного клапана. Полностью избежать возникновения этих ситуаций при существующей практике буровых работ невозможно. Следо­вательно, при проводке скважин всегда существует потенци­альная опасность ГНВП. Проявления, обнаруженные заблаго­временно, могут быть быстро ликвидированы. Трудоемкость работ по ликвидации ГНВП зависит в основном от количест­ва поступивших в скважину пластовых флюидов и по мере его увеличения возрастает. Основными причинами, по которым пластовое давление может быть выше забойного, что неизбежно приводит к ГНВП, являются: уменьшение гидростатического давления за счет снижения плотности бурового раствора, поступления в циркулирующий раствор жидкости меньшей плотности, недостаточная дегаза­ция бурового раствора; падение гидростатического давления за счет снижения уровня бурового раствора в скважине (поглощение бурового раствора, недолив раствора в скважину при подъеме буриль­ной колонны); отрицательное гидродинамическое давление, возникающее 246

	при спускоподъемных операциях, усиливающееся за счет эффекта поршневания; нестабильность бурового раствора (снижение плотности раствора, находящегося в скважине, за счет осаждения твер­дой фазы); эффекты фильтрации и контракции в сочетании с осо­бенностями структурно-механических свойств бурового рас­твора; погрешности в определении пластового (порового) давле­ния. Условие, при котором возникает проявление в процессе бурения или промывки, может быть записано как: Рпл > Рг + Ргс                                                                               (4-5) где рг — гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора; ргс — гидравлические потери в затрубном пространстве скважины. Условие, при котором возникает проявление при подъеме колонны труб, может быть выражено формулой Рпл > Рг - ЛРдп - ЛРст - ЛЛрд,                                          (4.6)
	где Ардп — гидродинамическое давление (отрицательная со­ставляющая), обусловленное подъемом колонны труб, МПа; Лрст — снижение статического давления на забой скважины, обусловленное выходом твердой фазы из взвешенного состо­яния и временем нахождения бурового раствора в неподвиж­ном состоянии, МПа; АЛ — глубина опорожнения затрубного пространства, м; д — ускорение свободного падения, м/с2; р — плотность бурового раствора, кг/м3. В литературе фигурирует только одна формула, по кото­рой можно рассчитать снижение давления во время подъема колонны труб: Арда=4^-,                                                                        (4.7)
	где dH — наружный диаметр труб, м. Снижение давления против гидростатического при подъе­ме колонны труб также может быть обусловлено изменением скорости подъема (обратный гидравлический удар) при пре­одолении воздействия статического напряжения сдвига на этапе начала движения, а также в связи с гидравлическими потерями при движении колонны труб вверх с равномерной скоростью. 247

	Для момента начала движения гидродинамическое давление может быть определено по формуле (4.8)
	где vc — скорость распространения ударной волны по за-трубному пространству скважины, м/с; v — достигнутая ско­рость движения труб за время распространения ударной вол­ны от забоя до устья скважины, м/с; v0 — начальная ско­рость движения колонны труб, м/с; 1 — длина колонны труб, м; ST, SK — площадь поперечного сечения соответственно трубы и затрубного пространства, м2. При равномерном движении колонны труб вверх сниже­ние давления может быть оценено по формуле Дарси — Вейсбаха с учетом скорости движения жидкости:
	где vT — объем труб, поднятых из скважины за время t (в секундах), м3; к — коэффициент гидравлических сопротив­лений. Измерения на забое, сделанные с помощью телеметричес­кой системы, показали, что при подъеме колонны труб с глубины 2020 — 2235 м изменение давления составило 0,17 — 0,74 МПа при рг = 25,5-5-27,2 МПа. Расчеты по формуле (4.8) для 0 = 50 Па, vc = 1000 м/с и v = 0,2-5-0,4 м/с хорошо сов­падают с результатами измерений забойного давления. Расче­ты по формуле (4.9) дают заниженные значения по сравне­нию с фактическими измерениями. По-видимому, наиболь­шее снижение давления при подъеме колонны труб наблюда­ется в начальный момент движения. При расчетах по предложенной формуле рекомендуется принимать скорость распространения ударной волны по за-трубному пространству для обсаженного ствола, заполненно­го водой, равной 1350 м/с, и буровым раствором — 1100 м/с. Для необсаженного ствола, заполненного буровым раство­ром, vc = 800 м/с. ГНВП при спуске колонны труб обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижной части бурового раствора в связи с понижением гидродинамического давления при торможении колонны труб. Условие, при котором возникает проявление при спуске труб, может быть выражено формулой 248

	Рпл > Рг - АРст - АРдс                                                                   (4.10) где Ардс — гидродинамическое давление (отрицательная со­ставляющая), обусловленное торможением при спуске колон­ны труб. Значение Арст по мере спуска труб уменьшается. Измерения значений гидродинамического давления при спуске бурильной колонны показали, что за счет него общее давление в скважине может и увеличиваться, и уменьшаться. Анализ результатов исследований показал, что снижение дав­ления не превышает 5 % значения гидростатического давле­ния, рассчитанного по глубине погружения труб. При спуске труб со скоростью 1,0 — 3,0 м/с гидродинамическое давление (отрицательная составляющая) следует определять по форму­ле Дрдс = (0,05*0,02) р'т,                                                            (4.11) где р'т — гидростатическое давление на глубине погружения бурильной колонны. При спуске труб со скоростью менее 1 м/с Ардс = 0,01 р'т. При отсутствии циркуляции ГНВП обусловлены неста­бильностью бурового раствора, в связи с чем условия их воз­никновения можно выразить формулой Рпд > Рг - ЛРст-                                                                                  (4.12) Снижение давления столба бурового раствора, находяще­гося в покое, обусловлено нестабильностью свойств раствора в сочетании с фильтрационными и контракционными эф­фектами. По мере роста статического напряжения сдвига темп падения и значение забойного давления снижаются. На основании имеющихся результатов экспериментальных ис­следований можно предложить следующую формулу для оп­ределения снижения давления в случае, когда 0 < 200 дПа за 1 мин, для периода покоя до 10 ч: Арст = (0,02*0,05) Ни рд,                                                      (4.13) где Ни — высота столба бурового раствора, остающегося в покое. Для случая 0 > 500 дПа за 1 мин снижение давления столба бурового раствора не происходит. Для уточнения предложен­ных зависимостей необходимо провести дополнительные экспериментальные исследования. Количество поступающего из пласта флюида в единицу времени в начальный момент проявления может быть оцене- 249

	но по тем же параметрам, что и дебит скважины. Следова­тельно, интенсивность ГНВП зависит от депрессии на пласт, проницаемости и толщины вскрытой части проявляющих пластов, а также от вида флюида. При малых объемах флюида, поступающего в скважину, например газа, вследствие низкой проницаемости коллектора забойное давление возрастает до тех пор, пока структуриро­ванный раствор будет выдерживать воздействие возникающе­го избыточного давления. Поступление газа в скважину мо­жет прекратиться, если забойное давление станет равным пластовому или превысит его. В этих случаях при промывке скважины после остановок поступивший в скважину пласто-вый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки. Если поступление флюида (чаще всего газа) в скважину при отсутствии циркуляции обнаруживается только при про­мывке после спуска бурильной колонны во время выхода с забоя газированной пачки, то подобное проявление чаще все­го не требует повышения плотности бурового раствора. Поступление пластового флюида в скважину при бурении, приводящее к повышению уровня бурового раствора в при­емных емкостях, следует считать явлением опасным и требу­ющим увеличения плотности раствора.
	4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Газ, попавший в буровой раствор, может на­ходиться в нем в растворенном или свободном состоянии. Газ в свободном состоянии схематично можно рассматри­вать в виде шара, находящегося под воздействием определен­ного внешнего давления. При движении бурового раствора вверх давление на газовый шар будет уменьшаться, и он уве­личится в объеме. Система, в которой газовые пузырьки (шары) свободно распределены, относится к эмульсии газа в жидкости. Сильно концентрированные эмульсии называются пенами, в которых большая поверхность жидкости соприкасается с газообразной фазой, поэтому такая система, стремясь уменьшить свою поверхность раздела, неустойчива. В пенис­той жидкости устойчивость пузырьков равна нулю. При сближении пузырьков жидкость вытесняется из пограничных пленок; происходит коалесценция. Для растворов устойчи­вость пен зависит от концентрации растворенного вещества. 250

	Максимум устойчивости наблюдается уже при малых концен­трациях, когда адсорбционный слой еще не насыщен. Если поверхностная прочность раствора большая, максимум ус­тойчивости сдвигается в сторону больших концентраций. Большие пузырьки газа или воздуха, попавшие в буровой раствор, могут диспергироваться, что зависит от режима движения раствора. Чем больше раздроблен пузырек воздуха, тем труднее он подвергается дальнейшей диспергации. При движении бурового раствора с растворенным газом образу­ется большое количество пузырьков вследствие резкого сни­жения давления. Буровой раствор в зависимости от физико-механических свойств удерживает различное количество газа. Выделение газовых пузырьков также определяется указанными свойст­вами раствора. Буровые растворы, обрабатываемые некото­рыми химическими реагентами, могут содержать весьма вы­сокое количество газа (воздуха) — от 25 до 30 % и даже больше. Продвижение газовых пузырьков относительно бурового раствора обусловливается рядом факторов, в основном не­большими их размерами и большими значениями напряже­ния сдвига бурового (глинистого) раствора. Максимальный диаметр dmax шара газового пузырька, удерживаемого буровым раствором, определяется статичес­ким напряжением сдвига последнего: dmax=6e/gp,                                                                       (4.14) где р — плотность бурового раствора; dmax — диаметр пу­зырьков в форме шара; 0 — статическое напряжение сдвига раствора. Из (4.14) следует, что с увеличением напряжения сдвига бу­рового раствора и уменьшением плотности затрудняется очи­стка бурового раствора от газа.
	4.1.5. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ (СНИЖЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ПЛАСТ) В процессе буровых работ давление на пласт может снижаться. Причиной тому являются различные фак­торы. 1. Несоответствие значений плотности бурового раствора условиям бурения. Оно возникает после появления в разрезе 253

	горизонта с высоким пластовым давлением или постепенного насыщения бурового раствора газом, оставшимся незамечен­ным. 2.  Поступление газа в скважину вследствие снижения дав­ления на пласт в результате поглощения бурового раствора при бурении. Газопроявления, переходящие в открытые фонтаны, при поглощении бурового раствора главным обра­зом вышележащими пластами происходят часто. 3.   Недолив скважины. При определенных реологических свойствах бурового раствора и скорости подъема инструмен­та снижение давления на пласт происходит вследствие эффекта поршневания. При подъеме инструмента давление снижается всегда, однако не отмечено случаев возникнове­ния выбросов только за счет действия одного этого факто­ра. По промысловым данным видно, что давление на пласт снижается в основном за счет недолива скважины при подъ­еме инструмента. Наиболее часты случаи поступления газа в скважину пос­ле небольших остановок с последующим подъемом инстру­мента. 4.  Снижение давления может быть весьма резким в случае высокой скорости подъема колонны при наличии в скважине высоковязких буровых растворов с большими значениями статического напряжения сдвига.
	4.1.6. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ВСЛЕДСТВИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ БУРОВОЙ РАСТВОР -ФЛЮИД ПЛАСТА Проникновение газа в буровой раствор сква­жины как функция различных физико-химических процес­сов — одна из основных причин газирования буровых рас­творов. Однако, кроме диффузионных процессов, другие процессы, за небольшим исключением, не изучались и не рассматривались. Природа газирования буровых растворов недостаточно изучена, а многие аспекты этой проблемы да­леки от разрешения. Тем не менее некоторые из них могут быть оценены.
	254

	Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии Часто насыщение бурового раствора газом связывается с его диффузией. Для безопасного вскрытия га­зовых горизонтов при бурении плотность бурового раствора выбирается из расчета превышения гидростатического давле­ния над пластовым. Превышение составляет 15 — 20 %. Таким образом, в течение всего процесса бурения заглинизирован-ные газовые пласты находятся под избыточным давлением столба жидкости. Это не исключает возможности поступле­ния газа из пласта в скважину в результате диффузии. По мнению многих отечественных и зарубежных исследо­вателей, главнейшей причиной проникновения газа в скважи­ну (в раствор), не закрепленную обсадной колонной, или в заколонное пространство выше цементного кольца является диффузия газа в раствор, и она происходит даже в том слу­чае, когда противодавление столба бурового раствора больше давления газа в пласте. Поэтому считают, что в ряде случаев заполнение заколонного пространства тяжелым буровым раствором не может гарантировать от проникновения газа. Диффузия — это явление проникновения двух или не­скольких соприкасающихся веществ друг в друга. Собствен­но процесс диффузии газа заключается в том, что он перехо­дит из газового пласта в буровой раствор (глинистую корку), т.е. в среду, где его концентрация меньше (или равна нулю). Перемещение газа под действием разности концентраций на­зывают диффузионным потоком газа. Диффузионный поток способствует выравниванию концентраций, т.е. уменьшению разности концентраций, которая вызвала этот поток. Диф­фузия, приводящая к выравниванию концентраций газа при соприкосновении с буровым раствором (коркой), т.е. приво­дящая к изменению разностей концентраций, называется не­стационарной диффузией. Движущей силой диффузии является перепад парциальных давлений, т.е. различие в содержании данного вещества (газа, нефти) в пласте и за его пределами. В общем случае насыщенный газом пласт глинизируется. На стенке скважины против пласта отлагается глинистая корка определенной толщины и с определенными свойства­ми. На некотором расстоянии в глубь пласта накапливается флюид бурового раствора, который, создавая блокирующие зоны, препятствует прохождению газа к скважине. На про­хождение газа к буровому раствору в скважине потребуется 255

	больше времени, чем в случае только что вскрытого пласта (возникает блокировка флюида). Диффузия описывается законом Фика: dQ = DF—dt.                                                                      (4.15) dr Здесь dQ — количество продиффундировавшего вещества dc (газа) через поверхность F за время dt; — — градиент кон- dr центрации вещества; D — коэффициент диффузии. Однако, прежде чем начать диффундировать в буровой раствор, газ должен раствориться в фильтрате бурового рас­твора, находящемся в пласте. Тогда dQ = -DaF^^^dt,                                                  (4.16) 6 где pu p2 — парциальное давление газа соответственно в пла­сте и буровом растворе; а— коэффициент растворимости газа в фильтрате бурового раствора; 6 — глубина проникно­вения фильтрата в пористый пласт. Коэффициент диффузии D зависит от свойств и состава диффундирующего газа, свойств глинистой корки и бурового раствора, температуры, концентрации диффундирующего га­за, давления и т.п. Точно определить количество газа, диф­фундирующего из пласта в буровой раствор скважины, пока невозможно. Сделав некоторые допущения, ориентировочно определим количество газа, который может продиффундировать в буро­вой раствор. Так как не имеется данных о коэффициенте диффузии га­зов для буровых растворов, примем его равным коэффици­енту диффузии для воды. На самом деле, его значение долж­но быть ниже. Для глинистых корок он будет еще меньше. В табл. 4.2 приведены коэффициенты диффузии некоторых газов через воду. Скорость процесса диффузии через жидкую среду опреде­ляется коэффициентом растворимости газа в этой среде. Не имея данных о значении концентрации газа на границе буровой раствор, глинистая корка, блокирующая зона — газ, с известными допущениями можно принять, что она на поверхности раздела равна растворимости газа в буровом растворе. Предположим, что парциальное давление р2 газа в буровом растворе равно нулю, а в пласте — 10,0 МПа. Тогда 256

	Таблица 4.2
	Коэффициент диффузии некоторых газов через воду*
	Температура, °С Коэффициенты диффузии, см3/сут СН4 С2Н6 с3н5 СО2 20 40 60 80 2,2 3,6 5,4 7,3 1,6 2,6 3,9 5,3 1,3 2,2 3,2 4,4 1,2 1,9 2,8 3,8 * Царевич К.А бурении. — Баку: Шищенко Р.И, Бакланов Б.Д. Глинистые Азнефтеиздат, 1935. растворы в
	в случае содержания в пласте метана при температуре 60 °С (для 254-мм скважины без каверн) и 10-мм глинистой корки1 через 1 м2 поверхности за 1 сут продиффундирует 0,2 м3 газа. При этом количество продиффундировавшего в скважину газа должно быть обратно пропорционально тол­щине корки. Конечно, для более точного расчета следует учитывать физико-химические особенности корки. Есть ос­нования предполагать, что при толстых, но рыхлых глинис­тых корках количество поступающего в скважину газа увели­чивается. Не проводя более подробного анализа, можно заключить, что общее количество газа, проникшего в буровой раствор скважины только за счет диффузии, мало. Поэтому объяс­нить возможность внезапного выброса или интенсивного обогащения газом раствора нельзя2. Количество диффундирующего в скважину газа возрастает, если в буровой раствор введена нефть, так как коэффициент растворимости газа в нефти выше. Отсутствие глинистой корки также должно способствовать повышению количества проникающего в скважину газа. Однако экспериментального подтверждения приведенных предположений пока нет. Фильтрация газа в скважину Имеется также предположение о фильтрации (эффузии) газа в скважину. Ее проявление возможно только при понижении давления в скважине до значений более низ-
	1 С уменьшением толщины глинистой корки при постоянных ее свойст­вах диффузия газа возрастает. 2 Царевич К.А., Шищенко Р.И., Бакланов Б.Д. Глинистые растворы в бу­рении. — Баку: Азнефтеиздат, 1935. 257

	ких, чем в пласте. В таком случае движение газа должно под­чиняться закону Дарси:
	Здесь Q — количество фильтрующегося в скважину газа в течение времени t через поверхность F; к — коэффициент газопроницаемости породы; р1г р2 — давление соответствен­но в пласте и скважине; ц — вязкость газа; Л — толщина слоя, через который диффундирует газ. Некоторые исследователи полагают, что в процессе буре­ния около вращающегося долота может возникнуть область некоторой относительной депрессии давления, в которой оно будет не только меньше статического напора столба раствора на забой, но и меньше пластового давления. При прекраще­нии вращения долота давление восстанавливается и поступле­ние газа прекращается. Однако эти предположения не прове­рялись экспериментально. Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока М.Л. Сургучев в основу объяснения поступле­ния газа и нефти из пласта положил капиллярные силы и процесс капиллярного замещения нефти (газа) в призабойной зоне скважины фильтратом бурового раствора или водой. Суть сводится к следующему. При соприкосновении двух несмешивающихся жидкостей вследствие искривления поверхности менисков на границе раздела фаз возникает капиллярное давление, направленное в сторону менее смачивающейся жидкости. В связи с тем, что продуктивные песчаные пласты в большинстве своем гидро­фильны, капиллярные давления в них направлены в сторону нефти. Вследствие микронеоднородности (различные диамет­ры каналов) продуктивных пластов роль капиллярных сил в нефтепроявлениях в процессе бурения сильно возрастает. Механизм притока нефти в скважину М.Л. Сургучев пред­ставляет следующим образом (рис. 4.6). При соприкоснове­нии бурового раствора с нефтенасыщенной пористой средой в неодинаковых по значению поровых каналах возникает различное капиллярное давление. В меньших поровых кана­лах диаметром до 1 мкм капиллярное давление более высокое и может достигнуть 0,1—0,12 МПа. В более крупных (диаметром 10—12 мкм) оно не будет превышать 0,01 — 258

		Вода Нефть
	Рис. 4.6. Схема капиллярного противотока нефти из пласта в скважину, а фильтрата раствора (воды) - из скважины в пласт при рши > рПЛ; Г, * Г2 * * Г3 * Г4...; рк1 > рк4; рк3 > рк2; рк > Ар
	0,02 МПа, в результате чего между различными поровыми каналами, т.е. между точками 1 и 4 через каналы 2—3, 2'—3', 2"—3" и т.д., появится перепад давления, который в зависи­мости от степени микронеоднородности может достигать 0,05 — 0,1 МПа. Для оттеснения нефти от ствола под избыточ­ным гидростатическим давлением, создаваемым столбом бу­рового раствора в скважине, градиент давления при внедре­нии фильтрата в пласт будет незначительным (всего 0,0002 МПа на 1 см при перепаде давления 4,0 МПа); тогда как для внедрения фильтрата раствора в пласт под действием разности капиллярных давлений достаточно преодолеть со­противление пласта длиной от 1 см до 1 м. Поэтому градиент давления между различными поровыми каналами при не­большом значении перепада 0,05 — 0,1 МПа превысит 0,005 — 0,01 МПа, т.е. в 20 — 50 раз выше градиента вдоль напластова­ния от гидростатического перепада давления (под действием капиллярных сил). Этим М.Л. Сургучев обосновывает воз­можность внедрения фильтрата бурового раствора в каналы меньшего диаметра с вытеснением из них нефти в более крупные, а по ним — в скважину. Явление притока нефти из пласта в скважину и внедрение фильтрата (воды) из нее в пласт за счет предполагаемой раз­ности капиллярных давлений М.Л. Сургучев называет капил- 259

	лярным замещением нефти водой. Автор резюмирует: приток нефти из пласта, а воды из скважины в пласт при превыше­нии давления над пластовым обусловливается совместным проявлением капиллярных сил и гидростатического давления, причем приток нефти в скважину происходит непрерывно; процесс замедляется во времени. Структурообразование в буровом растворе и механизм снижения давления на флюид пласта Рассмотрим некоторые вопросы структуро-образования в буровых растворах с целью выявления при­чинной связи между их структурно-механическими характе­ристиками и явлением газопроявления. Следуя П.А. Ребиндеру, структуры дисперсных систем це­лесообразно разделить на два типа: 1) структуры, возникаю­щие в суспензиях и эмульсиях, и 2) структуры, возникающие в коллоидных и малоконцентрированных системах. Первые обусловлены упругостью сольватных оболочек, которые пре­пятствуют взаимодействию частиц. Структуры второго типа возникают лишь тогда, когда частицам дисперсной фазы свойственна большая анизодинамичность формы, как, на­пример, в случае глинистых частиц. Частицы, имея на углах и ребрах утонченные гидратные пленки, легко взаимодействуют в этих незащищенных активных местах и образуют сетчатую структуру, пронизывающую весь объем системы. По характеру связей между отдельными элементами все структуры делятся на: 1) обратимые коагуляционно-тиксо-тропные и 2) необратимые конденсационно-кристаллиза-ционные. Первые обладают низкой прочностью и восстанав­ливаются во времени вследствие слабых ван-дер-ваальсовых связей между частицами, разделенными тонкими прослойка­ми дисперсной среды, играющей роль гидродинамической смазки (глинистые и жидкие цементные растворы). Вторые обусловлены прочными химическими связями при непосред­ственном сцеплении частиц и разрушаются при механичес­ком воздействии необратимо (твердеющие цементные рас­творы, цементный камень). С процессами структурообразования неразрывно связана коагуляция растворов, которая проходит в два этапа — гид­рофильная и гидрофобная. При гидрофильной коагуляции, когда концентрация элект- 260

	ролита достаточна лишь для гидрофобизации незначительной части поверхности частиц, взаимодействие частиц дисперсной фазы происходит лишь в этих активных центрах, благодаря чему в растворе образуется пространственная структура. В результате гидрофильной коагуляции раствор приобретает свойства твердого тела (точнее, геля), а попавшая в ячейки структуры дисперсионная среда теряет свою подвижность. Однако перемешивание системы нарушает коагуляционно-тиксотропную структуру и возвращает раствору свойства жидкости (золя). Дальнейшее добавление электролита гидрофобизирует зна­чительную часть поверхности глинистых частиц, давая им возможность слипаться по всей поверхности. Происходит гидрофобная коагуляция. Концентрированные системы при этом затвердевают, выпрессовывая воду (синерезис), а раз­бавленные — разжижаются и обретают подвижность вследст­вие выпадения осадка и потери структуры (коагуляционное разжижение). Для промышленного использования буровых (глинистых) растворов большое значение имеет их способность вновь восстанавливать структуру в покое после механического раз­рушения (явление тиксотропии). Перечислим факторы, кото­рые при наличии теплового движения обусловливают тиксот-ропию системы: 1) достаточно большое число частиц дис­персной фазы в единице объема с вытянутой формой, облег­чающей построение пространственной сетки; 2) наличие кол­лоидной фракции, играющей роль склеивающего материала для грубодисперсных частиц; 3) не слишком высокая проч­ность структуры и ее способность к остаточным деформа­циям. Характерной тенденцией современного бурения является уменьшение значения положительного перепада давления и поддержание его на уровне 2 — 6 % от значения давления пла­стовых флюидов. Можно полагать, что существование предельного статиче­ского и динамического напряжения сдвига в таких системах оказывает определенное влияние на значение положительного перепада давления. Рассмотрим статическую задачу определения значения дав­ления (назовем его "гидростатическим") столба бурового раствора на забой или стенки скважин на некоторой глуби­не. Для ньютоновской жидкости, не обладающей структурно-механическими свойствами и заполнившей такую скважину, 261

	давление р на глубине Л определяется по известной фор­муле: р = gph + р0,                                                                     (4.17) где р — плотность жидкости; р0 — давление на свободной поверхности жидкости (обычно атмосферное). Если скважина заполняется буровым раствором плотностью р с определенными структурно-механическими свойствами, давление на глубине Л нельзя точно определить по формуле (4.17). Для упрощения задачи предположим, что предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора в началь­ный момент времени равно нулю, а затем мгновенно возрас­тает до 0 и в дальнейшем не изменяется во времени. Тогда залитый в скважину буровой раствор в начальный момент времени создает давление, равное давлению столба истинной жидкости с той же плотностью и определяемое по формуле (4.17). Возникновение структуры в последующие моменты времени не будет влиять на значение этого давления, если непрерывно не происходит: 1) увеличение или уменьшение столба бурового раствора, например, при доливе или оттар-товывании; 2) приток жидкости из пласта; 3) отфильтровыва-ние дисперсионной среды бурового раствора в пласт. Пусть столб бурового раствора плотностью р увеличивает- kD2 ся на величину АЛ. Если при этом добавочная сила -----Ahgp 4 не превысит силы nD(h + АЛ)0, необходимой для сдвига все­го столба раствора в скважине диаметром D, то давление на забое останется прежним. И только тогда, когда избыточное давление превысит сопротивление сдвигу, давление на забое скачком увеличивается на величину ——Ahgp, где АЛ больше 4 некоторой критической величины АЛкрит. Для условия равно­весия имеем: ^дрАЛкрит = nD(h + АЛкрит)0.                                         (4.18) Точно так же при уменьшении высоты столба бурового раствора в скважине выброс раствора может произойти мгновенно, при достижении некоторого значения уровня при определенных значениях 0. В случае притока высоконапорной жидкости или газа в скважину столб бурового раствора высотой Л до тех пор не придет в движение, пока избыточное давление не превысит 262

	значение, необходимое для его сдвига. Давление, которому может препятствовать столб структурированной жидкости, р = nD2          D Т.е. давление в скважине, в частности на ее забое, без ви­димого движения структурированного бурового раствора мо­жет возрастать до максимального значения р = р0 + gph + ^.                                                               (4.20) При отфильтровывании дисперсионной среды бурового раствора у забоя скважины в пласт давление на глубине Л может также снизиться на значение рс, в то время как верх­ний уровень в скважине не изменит свое положение. Давление в результате такого отфильтровывания может достичь минимального значения Р = РО + 9ГРЛ-—•                                                               (4.21) При определенных условиях (отфильтровывание воды или уход бурового раствора в пласт) давление со стороны сква­жины на пласт станет равным нулю, если столб бурового раствора "зависнет" на стенке скважины благодаря значи­тельной прочности пространственной структуры. Условие равновесия в результате "зависания" единицы длины столба бурового раствора имеет вид:
	^ др - nDQ = ло(^- - б] = 0.                                              (4.22) Чем меньше р и D, тем при меньших значениях 0 может наступить указанное явление. Рассмотренные выше закономерности в значительной сте­пени усложняются, если учитывать изменение значения пре­дельного статического напряжения сдвига во времени, т.е. тиксотропию растворов. Значение р0 при этом будет изме­няться плавно. Следующий пример позволяет проиллюстрировать порядок изменения значения рс для цилиндрической вертикальной скважины глубиной 3000 м и диаметром 25,4 см, заполненной буровым раствором плотностью 1,35 г/см3. Предельное стати­ческое напряжение сдвига этого раствора равно 350 мгс/см2. 263

	рс = ---- = 16 кгс/см2 =1,6 МПа. D Гидростатическое давление без учета структурно-механи­ческих свойств раствора для данного случая р0 + hgp = 40,5 МПа.                                                        (4.23) Таким образом, отношение рс к сумме р0 + hgp составля­ет примерно 4 %, т.е. равно по порядку тому значению из­быточного перепада давления, которое пытаются создать до­бавочным утяжелением бурового раствора с целью предот­вращения поступления пластовых флюидов в скважину. Воз­растание 0 с течением времени еще больше увеличит рс. Ха­рактерно, что еще большее увеличение р в данном случае не оправдано. Добавление утяжелителя обычно вызывает увели­чение 0, а высокое избыточное давление может явиться при­чиной поглощений особенно в процессе циркуляции бурово­го раствора, когда ее пространственная структура в основном разрушена, а к гидравлическому давлению прибавляется гид­родинамический напор. Представляет интерес полученные выше закономерности применить к условию, когда буровой раствор занимает коль­цевое пространство между коаксиальными цилиндрами диа­метрами D и d(D > d) и высотой Л, т.е. в затрубном прост­ранстве. Тогда условие равновесия при доливе (первый слу­чай) бурового раствора на некоторую критическую высоту АЛкрит выразится следующей формулой:
	d)(h + Мкрит)0.                             (4.24)
	Давление рс, которому может препятствовать (второй случай) столб структурированного раствора в кольцевом пространстве, если возникает приток на забой высоконапор­ной жидкости или газа, может быть определено по фор­муле
	4я(г + d)he лип Рс = —-----------— •                                                                    (4.25) (*2) Dd
	Наиболее интересен третий случай отфильтровывания дис­персионной среды структурированного бурового раствора у забоя из кольцевого пространства. При этом, как следует из 264

	сказанного выше, давление у забоя на пластовые флюиды может также уменьшиться на
	Рс =	D-d
	Значение рс для приведенных выше условий и D — d = = 7,25 см равно около 5,6 МПа и составляет 13,8% по отно­шению к давлению, создаваемому весом столба бурового рас­твора. Стремление уменьшить зазор, что характерно для со­временного бурения, приведет, как следует из формулы, к резкому росту значения рс. Так, при уменьшении зазора до 5,08 см увеличивается рс от 13,8 до 25,0 % (доля рс по отно­шению к давлению столба бурового раствора). Однако как в том, так и в другом случае эти значения намного превосхо­дят значение обычно поддерживаемого положительного пере­пада давления, создаваемого избыточным утяжелением систе­мы. "Зависание" бурового раствора в кольцевом пространстве осуществляется, как это следует из сравнения формул (4.19) и (4.25), при значениях 0 значительно меньших, чем в трубе. Условие равновесия при "зависании" единицы длины столба бурового раствора в данных условиях имеет вид: Jd2 - d2)gp , . , J D-d ~\ -i---------'------n(D + d)e = n[D + d) gp —- - 0 .                     (4.26) Для условий, рассматриваемых выше, буровой раствор может "зависать" при 0 = 2550 мгс/см2 (зазор 7,25 см) или 0 = 1400 мгс/см2 (зазор 5,08 см). Следует отметить, что в процессе длительного "упрочнения" предельное статическое напряжение реальных буровых растворов вполне может до­стичь подобных значений и при локальном снижении давле­ния у пласта вполне возможно поступление флюида в сква­жину. Вследствие того, что трубы, спущенные в скважину, и кольцевое пространство между ними и стенками скважины являются, по существу, сообщающимися сосудами, рассмот­рим в общем виде условия равновесия в них бурового рас­твора. Для упрощения задачи примем, что сообщающиеся сосуды представляют собой U-образную трубку диаметром D; характеристики бурового раствора остались прежними. Пусть в начальный момент времени уровни бурового раство­ра в каждом из колен U-образной трубки находятся на од­ной горизонтальной плоскости. Если теперь в одно из колен, например правое, доливать буровой раствор, то уровень в 265

	левом колене будет сохранять свое положение до тех пор, пока вес избыточного столба раствора высотой А1 и диамет­ром D не превысит силу, обусловленную предельным статиче­ским напряжением сдвига, необходимую для сдвига бурового раствора в обоих коленах. Если принять, что общая длина столба бурового раствора в момент сдвига равна 1 + А1, то условие равновесия может быть выражено равенством, ана­логичным формуле (4.18), — рдМ = JtD (l + Al) 0.                                                        (4.27) Аналогично можно рассмотреть случай, когда сообщаю­щиеся сосуды представляют собой центральное и кольцевое пространство двух вертикальных соосных цилиндров высо­той 1 и диаметром D и d (D > d). Внешний цилиндр имеет дно. Если во внутренний цилиндр доливать буровой раствор на высоту А1, то, учитывая изложенное выше, условие равно­весия можно записать в следующем виде: — рдМ = nd [l + Al) 0 + л (D - d)ie.                                         (4.28) Следует отметить, что в формуле (4.28) не учитывается толщина стенок труб. Изменение давления в результате притока пластовых флю­идов или отфильтровывания дисперсионной среды из бурово­го раствора, которые могут происходить на любой глубине из затрубного пространства, легко определить, если учиты­вать приведенные выше формулы для сдвига структурирован­ной системы в различных условиях. Это изменение будет равно меньшему значению из двух величин р'с и р". Здесь р'с — давление для раствора, находящегося в кольцевом про­странстве над рассматриваемым горизонтом, а р" — давле­ние, необходимое для одновременного сдвига столба структу­рированной жидкости в колонне и кольцевом пространстве, расположенном ниже этого горизонта. Трудности точного подсчета изменения давления в скважи­не определяются следующими основными факторами: 1) не­постоянством значения предельного статического напряжения сдвига по стволу скважины и 2) неопределенностью формы поверхности сдвига. Скважина не имеет форму цилиндра. В каждом конкретном случае сдвиг системы будет осуществ­ляться по плоскости, для перемещения на которой требуется минимальная сила. Кроме того, скважина не является верти- 266

	кальной. В связи с этим только некоторая составляющая си­лы тяжести, которая изменяется в зависимости от отклоне­ния с глубиной направления скважины от вертикали, обус­ловливает сдвиг системы, т.е. для наклонной скважины тре­буется меньшее значение предельного статического напряже­ния сдвига столба "зависшего" бурового раствора, чем для вертикальной. Однако с помощью приведенных выше фор­мул можно ориентировочно, но с достаточной точностью производить необходимые подсчеты. Р.И. Шищенко и Б.И. Есьман рассмотрели изменение дав­ления столба газированного бурового раствора на забой и стенки скважины. Они считали процесс в первом приближе­нии изотермическим и решали задачу как статическую, т.е. предполагали, что газ не может подниматься относительно жидкости (т.е. внутри бурового раствора) из-за наличия в ней пространственной структуры, характеризуемой предельным статическим напряжением сдвига. Если полагать, что в единице объема газированного рас­твора на устье скважины по объему будет ф частей газа и 1 — Ф частей жидкости, то плотность смеси рОж=(1-ф)рж + Рог,                                                                  (4.29) где рж — первоначальная плотность негазированного раство­ра; Ро,. — плотность газа на устье при давлении р0. Учитывая, что на глубине Л, где абсолютное давление р, при неизменном весе объем системы за счет сжатия газа уменьшится на ф —, плотность газированного раствора в р этих условиях
	р Так как объемный вес с глубиной непрерывно меняется, то изменение давления для бесконечно тонкого слоя dh dp = pghdh.                                                                         (4.31) После интегрирования имеем п (            ФЯРоА v ' ~~ ■           '\                                  (4.32)
		1-Ф Ро где р — р0 = рл — манометрическое давление на данной глу- 267

	бине; р0 In — — уменьшение давления в столбе бурового 1-ф Ро раствора в результате газирования. Или
		(4.33)
	По этому уравнению можно определить давление столба газированного раствора на стенки или забой скважины. Для его решения относительно р необходимо использовать метод подбора или последовательных приближений. Авторы рас­считали изменение плотности и давления с глубиной для рас­твора с начальной плотностью р = 1,5 г/см3 при различном газосодержании ф. В табл. 4.3 приведены значения рл, Арл и Л — для раствора, газосодержание которого равно 0,8. Как следует из табл. 4.3, даже такое большое газирование раствора значительно влияет на плотность и давление лишь до глубин порядка 2000 м. Подобные результаты были полу­чены и при использовании формулы Стронга. Влияние гази­рования на изменение давления в процентах к ра6с также приведено в табл. 4.3. В связи с увеличением давления с глубиной благодаря сжа­тию газированного раствора значение Арл положительно. Од­нако подобные рассуждения можно применить для подсчета уменьшения давления при расширении газа, приняв за на­чальную плотность раствора на определенной глубине. В этом случае значение Лрл останется тем же, но со знаком минус. Расчет показывает, что давление вследствие газирования раствора может уменьшиться на значение, превосходящее Таблица 4.3 Некоторые параметры раствора с газосодержанием, равным 0,8
	Пара­метр Р.бс мпа 0 0,5 1,0 2,5 5,0 7,5 10,0 15,0 20,0 30,0 р, г/см3 дРлабс мпа h, м ДРй абс . m „, 0,3 0 0,83 0,04 69,4 128 3,64 1,08 0,92 121 92,5 2,80 1,29 1,20 245 51,5 2,38 1,39 1,50 436 31,3 2,26 1,42 1,73 610 23 2,26 1,44 1,84 782 18,4 2,27 1,46 2,05 ИЗО 13,4 2,34 1,47 2,11 1690 10,5 2,44 1,48 2,23 2140 7,6 2,68 Рабе d0, мм при 9 = = 0,03 г/см2 К = 0,6
	268

	перепад давления, который специально создается избыточ­ным утяжелением раствора. И если благодаря структурно-механическим свойствам раствора перепад может умень­шиться до нуля, то вызванное этим более интенсивное гази­рование системы будет причиной перемены знака у противо­давления, что лавинообразно ускоряет процесс газирования. О механизме поступления газа в скважину Пусть в начальный момент времени перепад давления определяется превышением давления столба раство­ра над пластовым. Предположим, что отфильтровывание происходит из некоторого объема бурового раствора, значе­ние которого достаточно мало, а предельное статическое на­пряжение сдвига обусловливает удержание вышерасположен­ного столба бурового раствора. Изменение объема бурового раствора под действием дав­ления невелико. Коэффициент объемного сжатия для жидкостей определя­ется известной формулой
	Если для воды Рр равен 47,5-10~6 см2/кгс, для буровых гли­нистых растворов из карачахурской и сураханской глин со­ответственно 38,2-Ю"6 и 41,1-10"6см2/кгс. При полном "зависании" столба раствора над рассматри­ваемым объемом и вследствие малой сжимаемости незначи­тельное отфильтровывание воды приведет к исчезновению первоначального напряженного состояния в этом объеме и уменьшит перепад давления, а следовательно, и водоотдачу до нуля. Так, согласно формуле (4.34) при перепаде давления в 2,5 МПа необходимо отфильтровать лишь около 0,1 % от рассматриваемого объема жидкости для того, чтобы не про­исходила фильтрация и, следовательно, не образовывалась корка на стенках скважины. Для растворов, предельный статический сдвиг которых при данной конструкции скважины обеспечивает лишь час­тичное зависание столба бурового раствора, перепад давления будет постепенно уменьшаться от максимального значения до рс. Столб бурового раствора сдвинется вниз и практически полностью восстановит первоначальный перепад давления, 269

	так как потеря незначительной части отфильтровавшейся жидкости будет мало влиять на изменение высоты столба раствора. Следовательно, в описанных условиях водоотдача в пласт происходит под действием переменного перепада дав­ления. Механизм поступления газа из пласта в скважину вместо фильтрата бурового раствора при локальном снижении дав­ления может быть представлен следующей схемой (рис. 4.7). Фильтрат бурового раствора, попав в пласт, стремится под действием сил гравитации переместиться к его подошве. Газ, находясь выше границ зон а, б (перемещающихся по мере поступления фильтрата), проникает в зону пониженного дав­ления из верхней части пласта. Скорость поступления газа зависит от ряда факторов, влияющих на статическое напря­жение сдвига, водоотдачу раствора, проницаемость пласта, его давление и т.д. Следует отметить, что при изучении фильтрации буровых растворов необходимо учитывать: фильтрацию раствора че­рез корку, предварительно сформированную из данной сис­темы; фильтрацию раствора через корку, образованную из другого раствора. Особый интерес представляет второй случай, который, в частности, может возникнуть при замене бурового раствора. Как показали экспериментальные работы, изменение типа бурового раствора может существенно влиять на строение фильтрационной корки и кинетику водоотдачи. Если под действием перепада давления вместо скоагулиро-вавшейся корки при замене буровых растворов возникает новая, то при условии "зависания" раствора и, следовательно, быстрого прекращения фильтрации места разрыва первона­чальной корки могут заполняться дисперсионной средой, вы­делившейся в результате синерезиса, и служить каналом для проникновения газа в скважину и вышележащие пласты. Ее-
	• '• -> •г • '<> У б а	_ а._______о о	-г * Газовый ^ч" ~ ~ ~ '	Рис. 4.7. Схема проник­новения газа в скважи­ну: а, б - условная зона фильтрата; , - путь фильтрата; „ - путь га­за; %о- скопления газа
		а б
	270

	ли соединившиеся каналы имеют достаточную протяженность по вертикали, то можно ожидать и местное уменьшение дав­ления на пласты. Приток минерализованной жидкости в скважину в резуль­тате возникновения отрицательного перепада давления также может служить причиной коагуляции глинистой корки и об­разования каналов. Вследствие того, что дисперсионная среда или пластовая вода, заполняющая каналы, не обладает структурно-механи­ческими свойствами, пузырьки газа могут легко всплывать вверх, увеличиваясь в объеме, и, в частности, накапливаться там, где вышележащий столб промывочной жидкости ока­жется непроницаемым. Трудности учета значения водоотдачи по стволу скважины вызваны и тем, что температуры значительно влияют на про­ницаемость глинистых корок. С глубиной скважины водоот­дача как статическая, так и динамическая резко возрастает. Благодаря температурным воздействиям изменяется конфигу­рация макромолекул реагентов в защитных слоях (Э.Г. Кис-тер и др.). Учитывая особенности фильтрации в статических условиях и возникновение притока газа в скважину, можно полагать, что одним из мероприятий по профилактике газопроявлений является использование растворов с малой водоотдачей в ши­роком интервале температур. Кроме того, перед остановкой циркуляции целесообразна длительная промывка скважины для того, чтобы могла сформироваться "динамическая" корка на вновь образованных ее стенках. Это условие также необ­ходимо при замене раствора. Структурно-механический фактор может лишь способст­вовать облегчению попадания газа в скважину из пласта, но не является причиной его подсоса. Скорость изменения зна­чения противодавления определяется в данном случае скоро­стью отфильтровывания жидкости в пласт, т.е. она зависит от водоотдачи раствора, проницаемости сформированной ранее корки и пласта. Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора Контракция системы твердое вещество -жидкость состоит в эффекте уменьшения суммарного объема смешиваемых веществ. Явление контракции в водной среде присуще многим телам, в том числе и глинам. 271

	Рассмотрим кратко механизм взаимодействия глины и во­ды, т.е. процесс набухания глин. В основе явления набухания - увеличения исходного объе­ма вещества благодаря засасыванию и частичному присоеди­нению жидкой среды - лежит действие адсорбционных, ос­мотических и капиллярных сил. Существуют различные ме­тоды изучения причин возникновения процесса набухания веществ: по весовому количеству поглощенной жидкости, увеличению объема исходного вещества, количеству тепла, выделенного при набухании и др. Набухание существенно зависит от природы глин, а также от природы дисперсион­ной среды, ее полярности. С ростом температуры период и степень набухания глинистых пород уменьшаются, но ско­рость этого процесса увеличивается. В результате набухания исходного вещества вследствие увеличения его объема развивается большое давление. Зависимость изменения давления набухания единицы массы глин с течением времени выражается кривой, сходной с изотермой адсорбции. И это закономерно, так как в процес­се набухания в основном действуют адсорбционные силы. При поглощении глиной воды или водного раствора эле­ктролитов к давлению, вызываемому увеличением объема глины в результате сольватации, добавляется давление возду­ха, вытесненного из капилляров. Кроме того, в системе глина - вода происходит внутрикристаллическое набухание, которое является вторичным процессом капиллярного набу­хания. Изучение форм связи воды с глинистыми минералами по­казало, что целесообразно различать: химически связанную, адсорбционно- и капиллярно-связанную воду, а также сво­бодную воду, механически захваченную дисперсионной структурой. Явление контракции в системе глина - вода в основном определяется свойствами адсорбционно-связанной воды, удерживаемой молекулярными силами на поверхности глини­стых частиц. При сопоставлении явления набухания, которое также обусловлено адсорбцией жидкости, с контракцией следует учитывать, что если исходное вещество (глина) и увеличивает свой объем, то приращение его меньше, чем объем всасыва­емой жидкости. Давление набухания создается расширяю­щимся веществом при изменении объема в случае свободного поглощения жидкости из окружающего пространства. Одна­ко если в замкнутом объеме соединить глину и воду, то, не- 272

	смотря на набухание глин, давление в этом объеме умень­шится благодаря контракционному эффекту. Связанная вода обладает рядом свойств (в том числе по­вышенной плотностью), чем она и отличается от свободной. Повышение плотности объясняется тем, что адсорбционный слой воды благодаря молекулярным силам находится в очень сжатом состоянии. Согласно данным различных исследовате­лей, плотность связанной воды колеблется в пределах 1,3-2,4 г/см3. Количество связанной воды зависит от многих факторов (в частности, от типа глины), оно возрастает с уве­личением удельной поверхности дисперсной фазы. Для свя­занной воды характерна пониженная растворяющая способ­ность, вплоть до полного исчезновения этого свойства. Уменьшение суммарного объема системы за счет перехода свободной воды в связанную, т.е. контракция, в ряде случаев может иметь вполне ощутимое значение. Так, если количест­во воды в процентах, связанное одним граммом глины, обо­значить через А, то при соединении воды и 100 г глины произойдет заметное уменьшение суммарного объема AV (табл. 4.4). Само по себе явление контракции буровых глинистых растворов не может стать причиной газопроявлений; однако в сочетании со структурообразованием бурового раствора уменьшение объема в процессе контракции может привести к перераспределению давления между скважиной и пластом, вызвать подсос газа и служить причиной различных ослож­нений. Явление контракции может происходить во время всего цикла бурения. В процессе циркуляции раствора контракция обычно не влияет на подсос газа, так как в движущемся растворе нет условий для возникновения пустот (вакуума). При остановке
	Таб лица 4.4
	Уменьшение объема системы глина - вода в зависимости от типа глины
	Глина	А '	AV, см3
	Жабинский бентонит Часовярская монотер­митная Глуховецкий каолин	23,86 5,42 2,09		5,51 1,25 0,40
	Примечание. Плотность связанной во­ды принята минимальной 1,3 г/см3.
	273

	циркуляции в статических условиях могут возникнуть усло­вия, как это описано выше, при которых давление в некото­рой части скважины снизится, если структурно-механические свойства раствора позволят ему хотя бы частично "зависнуть" нал частью глинистого раствора, объем которого уменьшает­ся в результате контракции. Если не происходит "зависания", то такое уменьшение объема будет компенсировано пониже­нием уровня раствора в скважине. Оценим возможное значение уменьшения единицы объема бурового раствора в скважине в результате контракции. Бу­дем полагать, что изменение объема раствора обусловлено (остальные факторы пока исключим): а) распусканием глино-порошка; б) набуханием шлама из глинистых пород; в) раз-моканием вновь образовавшейся стенки скважины на забое. Примем: глубина забоя 3000 м; диаметр скважины 25,4 см; объем раствора в скважине 150 м3; скорость проходки 2 м/ч; время циркуляции 2 ч; в 20 м интервала скважины содержит­ся 1 м3 раствора. Объем поглощенного газа будем рассчиты­вать при атмосферном давлении, полагая, что пластовое дав­ление газа на забое равно гидростатическому (30,0 МПа). Ес­тественно, что вследствие увеличения пластового давления соответственно возрастает объем газа при атмосферном дав­лении. В табл. 4.5 приведены значения изменения объема 1 м3 раствора, приготовленного из порошка различных глин с вязкостью по ПВ-5, равной 50 с. Значение А для бентонита принято как среднее для глин этого типа. Малоколлоидная хабльская глина приравнена по значению А к глуховецкому каолину. Как и ранее, плотность связанной воды принята минимальной - 1,3 г/см3. Естественно, что в скважину глинопорошок поступает в виде суспензии. Однако, как показывает опыт, процессы диспергирования продолжаются еще и в скважине, где они
	Таблица 4.5
	Изменение объемов 1 м3 глинистых растворов
	Плотность Количество V газа, Глина А % раствора, глины ДУдля 1 м3 приведен- г/см5 в 1 м раст- раствора, л ного к вора, кг 0,1 МПа, л Бентонит 20,0 1,06 106 4,9 1470 Часовяр- 5,5 1,12 224 2,8 840 ская Хабльская 2,5 1,37 620 3,6 1080
	274

	интенсифицируются вследствие механического перемешива­ния, действия температуры и давления, а также наличия хи­мических пептизаторов. Следовательно, если принять, что в скважину с раствором попадает только 1 % нераспустившего­ся глинопорошка, то и в этом случае объем газа, содержаще­гося в 1 м3 раствора при атмосферном давлении, составит для раствора из бентонитового порошка 14,7 л. В действительно­сти процент нераспустившегося глинопорошка, вероятно, выше в несколько раз, особенно для глин низкого качества. Диспергирование раствора даже в условиях скважины являет­ся длительным процессом: часто требуются значительные внешние воздействия (перемешивание, высокая температура и т.д.) и время, чтобы раствор стал практически стабильным. Буровой раствор в условиях скважины после добавления в него глинопорошка только после нескольких циклов цирку­ляции выравнивает и стабилизирует свои свойства. Так как на многих буровых в скважину добавляют сухой глинопоро-шок, то объем поглощенного 1 м3 раствора газа может со­ставлять при этом сотни литров. При распускании глинопорошка, как, впрочем, и любых глинистых материалов, наряду с контракционным эффектом наблюдается загустевание раствора, возрастание его струк­турно-механических свойств, т.е. увеличение вероятности "зависания" раствора. Можно полагать, что чем значительней контракционный эффект при взаимодействии глины с водой, тем интенсивнее происходит рост вязкости и предельного статического напряжения сдвига (обратное утверждение не всегда правомерно, так как загустевание растворов может быть вызвано различными причинами). В табл. 4.6 сопоставлено время диспергирования в центро­бежном диспергаторе с промысловыми параметрами исследу­емой суспензии. Как показывает опыт, лишь после 4 ч интенсивного не­прерывного диспергирования свойства суспензии перестали значительно изменяться.
	Таблица 4.6 Изменение свойств бурового раствора в зависимости от времени
	Параметр Время, ч-мин 0-15 0-30 1-00 2-00 4-00 6-00 8-00 Т, с 6„ мгс/см2 910, мгс/см2 28 31 40 36 64 81 74 128 158 118 230 280 Н/т 258 331 Н/т 264 342 Н/т 270 339
	275

	Микроскопические исследования глинистой суспензии, пе­ремешанной в стандартной глиномешалке в течение несколь­ких часов и выдержанной затем в продолжение двух недель, показали, что в ее дисперсной фазе присутствуют своеобраз­ные ассоциации глинистых частиц. Ядро ассоциации состоит из "сухих" глинистых частиц, а оболочка размыта к перифе­рии гелеобразной пленкой. Эффект контракции можно было непосредственно наблю­дать на примере только что приготовленных растворов и растворов, выдержанных некоторое время. Для опыта ис­пользовался водяной U-образный манометр, одно колено ко­торого герметично подсоединяли к сосуду с исследуемой промывочной жидкостью. Изменения температуры и атмо­сферного давления учитывались специальными поправками или с помощью присоединенного ко второму колену маноме­тра сосуда с водой объемом, равным объему бурового рас­твора. Как и следовало ожидать, контракционный эффект в сус­пензиях составляет только долю того эффекта, который мо­жет быть получен при соединении воздушносухой глины и воды. Значение этой доли зависит от типа глин, характера подготовки суспензии и длительности ее предварительной выдержки. Однако в сопоставимых условиях бентонитовые суспензии характеризуются большим контракционным эф­фектом, чем суспензии малоколлоидной хабльской глины. В каждом случае уменьшение содержания глины, например, при утяжелении соответственно уменьшает контракционный эф­фект. Присутствие распускающегося шлама в растворе также может являться причиной контракционного уменьшения объ­ема. Если считать, что выбуренная за 1 ч порода при изло­женных условиях равномерно распределяется по прокачивае­мому за это время раствору, то 1 м3 раствора будет содер­жать 1,7 кг шлама. Такая добавка шлама из глины плотно­стью 2,6 г/см3 увеличивает плотность раствора менее чем на 0,001 г/см3. На практике часто встречается и большее насы­щение раствора шламом. При определении проходящего контракционного эффекта необходимо учитывать, что породы уже до разбуривания со­держали некоторое количество связанной воды, соответство­вавшее условиям их залегания, а также впитали определенное количество жидкости в процессе циркуляции. Однако доста­точное количество свободной воды и наличие пептизаторов значительно увеличивают количество связанной воды по 276

	сравнению с начальным. Загустевание раствора вследствие распускания в нем шлама неоднократно отмечалось на прак­тике; это указывает на значительное (дополнительное) связы­вание воды разбуриваемой породой при попадании ее в рас­твор. Если принять, что количество связанной воды увеличи­вается только в 2 раза, то при разбуривании легко распуска­ющихся бентонитовых глин в освободившемся объеме в ре­зультате контракции 1 м3 раствора может содержаться около 12,5 л газа, приведенного к атмосферным условиям. Значительный контракционный эффект может происхо­дить в непосредственной близости от забоя вследствие до­полнительной адсорбции воды вновь образованной стенкой скважины. Это явление сопровождается фильтрацией диспер­сионной среды в пласт. При прекращении циркуляции на смачивание стенок скважины в основном используется вода из близлежащего объема раствора. Если считать, что стенки скважины пропи­таются водой1 только на 0,1 см, значит, к 1 м3 раствора доба­вилось 20,4 кг глины (при глубине пропитывания 0,5-98 кг). В результате контракционного изменения объема (при учете 50 % исходной связанной воды) 1 м3 глинистого раствора на забое может поглотить на глубине 3000 м такую массу газа, которая при атмосферном давлении займет объем порядка 140 л при разбуривании глин типа бентонитовых и 17,5 л для глин типа хабльских. При большой глубине проникновения в пласт воды указанный эффект увеличивается. Рассмотрим возможные последствия контракции, если предположить, что структура раствора позволяет ему "зависнуть". 1. Стенки скважины непроницаемы. Уменьшение объема бурового раствора приводит к сни­жению давления в рассматриваемом элементе. Образовавшееся пространство может заполняться за счет: деформации стенок скважины; отфильтровывания из верхних слоев глинистого раствора свободной воды; смещения вниз всего столба бурового раствора. В общем случае все процессы могут происходить одно­временно и при определенных условиях приводить к ослож­нениям. Однако надо полагать, что наиболее частым является третий случай. При смещении столба раствора вниз вследст-
	'Не учитывая капиллярной и свободной воды, прошедшей в пласт на указанную глубину. 277

	вие его неоднородности и наличия структуры возможны ме­стные изменения противодавления по стволу, также приво­дящие к осыпям и газоводопроявлениям. Деформация стенок может привести к сужению ствола, обвалам и прихвату бурового инструмента. Следует отметить, что даже частичное уменьшение противодавления на стенку скважины вследствие контракционного эффекта во время остановки циркуляции и создания прежнего значения проти­водавления при промывке, т.е. пульсации давления, отрица­тельно влияет на устойчивость стенок скважины. 2. Стенки скважины проницаемы. "Зависание" раствора в скважине (хотя бы частичное) и уменьшение объема бурового раствора в результате контрак­ции приведут к изменению перепада давления между скважи­ной и пластом. В наиболее сложных случаях давление в скважине может стать меньше пластового. В результате во­доотдача раствора в пласт может вначале уменьшиться до ну­ля, а затем возникнут условия для проникновения в скважину пластовых вод и газа. В этих условиях, как было описано выше, на стенках скважины не сможет образоваться новая глинистая корка, имеющая важное значение для укрепления стенок и предотвращения межпластовых перетоков. Кроме того, в результате проникновения в скважину минерализо­ванных пластовых вод может быть нарушена вследствие коа­гуляции ранее сформированная глинистая корка. Считая проблему весьма далекой от окончательного реше­ния, можно рекомендовать наиболее общие профилактичес­кие мероприятия. 1.   Использовать растворы с незначительным предельным статическим напряжением сдвига и небольшим коэффициен­том тиксотропии. Параметры раствора должны мало изме­няться с увеличением температур и давлений. 2.  Производить длительную циркуляцию раствора без ос­тановок при добавлении глинопорошка, особенно в сухом виде. 3.   Применять буровые растворы, в которых процессы диспергирования глин весьма замедлены или полностью за­вершены. 4.  Применять химические обработки буровых растворов, препятствующие загустеванию растворов. Например, не допу­скать известкования растворов при высоких температурах, если имеется опасность их резкого термического загустева-ния. 5.   Тщательно промывать скважину после разбуривания 278

	глинистых пород перед остановкой циркуляции, чтобы вновь образованные стенки на достаточную глубину смачивались водой и на них сформировалась прочная глинистая корка малой толщины. 6. Использовать малоглинистые (или неглинистые) растворы. 7.  Следует учитывать, что газирование бурового раствора может происходить вследствие как контракции, так и зани­женной плотности. Если в первом случае необходимо умень­шить предельное статическое напряжение сдвига, то во вто­ром - добавить утяжелитель. Дополнительное утяжеление раствора при газировании, вызванном контракцией, может привести к гидроразрыву и поглощению раствора. 8.   Предусматривать расхаживание инструмента через оп­ределенные интервалы времени при значительной длине от­крытого ствола в случае прекращения циркуляции.
	4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН Газопроявления, возникающие при креплении скважин, остаются серьезным видом осложнений на большом количестве газовых и газоконденсатных площадей СНГ. Условия, способствующие проникновению флюидов в за-колонное пространство, изучены недостаточно, недостаточно выяснены и причины этого явления, а отдельные толкования подчас противоречивы. В межколонном пространстве газ может появиться вслед­ствие нарушений герметичности колонны и устьевого узла (колонной головки, места ее соединения со сгонным патруб­ком и т.д.) или во время процесса формирования цементного камня в затрубном пространстве (загустевания, схватывания и твердения раствора-камня). Отмечаются следующие воз­можные пути продвижения газа и других флюидов в зако-лонном пространстве после цементирования: по каналам, об­разованным вследствие негерметичности резьбовых соедине­ний; по каналам из-за негерметичности соединения частей колонной головки; по нарушениям целостности обсадных колонн; по каналам при негерметичном цементном камне. Во многих скважинах суммарное сечение каналов цемент­ного камня может быть весьма невелико. В то же время можно привести немало примеров, когда через зацементиро­ванное заколонное пространство в сутки проникало десятки- 279

	сотни кубических метров воды и газа. Это указывает на на­личие значительных каналов в заколонном пространстве. Известно, что даже при соблюдении всех требований, ко­торые выработала практика к цементам и процессу цементи­рования, происходили заколонные проявления. В результате возник ряд гипотез, в которых была сделана попытка объяс­нить причины столь необычного явления. Природа заколонных проявлений после цементирования обсадных колонн экспериментально пока еще слабо изучена и известны только попытки ее объяснения на основе общих представлений и промыслового материала. Анализ многочисленных случаев по газопроявлениям пока­зывает, что в процессе ожидания затвердения цементного раствора и вскоре после него газ может поступать в зако-лонное пространство и далее к устью скважины независимо от ряда технологических факторов, которые считают спо­собствующими этому процессу или его тормозящими. 1.  Тип цемента. Газовые проявления были отмечены в раз­личных геолого-технических условиях при использовании самых разнообразных цементов. Во всех случаях газопрояв­ления происходили, а их интенсивность была непостоянна. 2.  Конструкция скважин. При прочих равных условиях га­зопроявления прослеживались в скважинах разнообразных по конструкциям и различных по диаметрам колонн. 3.  Искривление скважин. Газопроявления одинаково часто происходили как в практически "вертикальных" скважинах, так и в скважинах, имеющих значительные зенитные углы ствола. 4.   Высота подъема раствора. Можно отметить немало примеров, когда газ прорывался при большой и малой высо­те подъема цементного раствора в заколонном пространстве. 5.  Плотность раствора. Безотносительно к плотности там-понажного раствора и даже разнице плотностей цементного и бурового растворов газ появлялся на устье скважин через довольно короткое время после цементирования. Еще более тривиальные выводы получаются, если ставить зависимость появления газопроявлений только от наличия центраторов или только от значения скорости восходящего потока цементного раствора. Тем не менее данные практики показывают, что газопро­явления в процессе ОЗЦ или после него значительно чаще проявляются там, где обращается недостаточное внимание на технологию цементирования, где применяют только чистый цемент, где наряду с недостаточным вытеснением бурового 280

	раствора обеспечиваются большие высоты подъема цемент­ного раствора и т.д. Вместе с тем замечено, что газопроявления при прочих равных обстоятельствах значительно реже прослеживаются при использовании цементно-песчаных, цементно-бентони-товых и шлакопесчаных растворов, при расхаживании ко­лонн в процессе цементирования и обеспечении проведения определенного комплекса цементировочных работ и т.д. Все это указывает на то, что ранее рассмотренные факто­ры либо не имеют отношения к качеству цементировочных работ с точки зрения предупреждения газопроявлений, либо играют подчиненную роль. Резюмируя существующие мнения о путях движения газа в заколонном пространстве скважины, можно выделить следующие места возникновения потенци­альных каналов. 1.  Трещины и перемятости пород (в первую очередь, при возникновении грифонов). 2.  Участки, заполненные невытесненным буровым раство­ром с последующим разрушением последнего. 3.  Участки стенок скважины, где осталась сформированная глинистая корка с последующим ее разрушением. 4.  Зазоры, возникающие на границах обсадная колонна -цементный камень и цементный камень - стенка скважины в результате выделившейся из цементного раствора воды (с последующим ее поглощением твердеющим цементным рас­твором) . 5.  Щель, заполненная водой на границе между глинистой коркой (буровым раствором) и цементным раствором (камнем), возникшая в результате их синерезиса. 6.  Каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору газом. 7.  Капилляры, пронизывающие схватившийся, но еще не затвердевший цементный раствор и образованные в резуль­тате наличия в нем избыточной воды (по сравнению с необ­ходимым ее количеством для химического процесса соедине­ния цемента с водой). Проницаемость цементного камня. 8.   Каналы, образовавшиеся в цементном растворе в ре­зультате водоотделения на контакте с другими поверхностями или в его массе. 9.  Трещины в цементном камне. Изучение причин, способствующих возникновению газо­проявлений в скважинах при цементировании обсадных ко­лонн, и разработка условий, необходимых для их предот­вращения по ряду различных нефтегазовых районов СНГ, 281

	Факторы, способствующие газопроявлениям при креплении скважин (возможные пути и предполагаемые причины)
	Рис. 4.8. Схема классификации газопроявлений при креплении скважины
	позволили наметить классификацию факторов, приводящих к газопроявлениям (рис. 4.8). При составлении классификации учитывалось, что некото­рые факторы, способствующие возникновению газопроявле­ний, в одинаковой мере относятся к двум классифицирую­щим группам, другие могут считаться весьма сомнительными, но они рассмотрены, потому что некоторые из них, как от- 282

	мечают исследователи и производственники, возможно, иг­рают некоторую роль в газопроявлениях. В основу классификации взято разделение всех факторов, способствующих газопроявлениям, на пять групп: 1) геологи­ческие; 2) технические; 3) технологические; 4) физико-хими­ческие; 5) механические. Данная градация обусловливается тем, что она охватывает весь процесс крепления скважин от начала прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердения с последующим пребыванием в заколонном пространстве. Вместе с тем следует учитывать, что для возникновения и развития газопроявления должны выполняться два условия: 1) наличие перепада давления (в случае газа - нет) и 2) воз­можность образования канала для движения газа (или другого флюида). Для оценки этих факторов (см. рис. 4.8) необходимы ана­лиз и оценка их приоритетности в каждом конкретном слу­чае с учетом прогресса в решении указанной проблемы. Следствием движения газа (реже нефти или воды) в зако­лонном пространстве скважин являются выходы его на по­верхность в некотором отдалении от устья. Это грифоны. Грифоны - весьма серьезное осложнение, нередко перехо­дящее в аварию. Из земли выходит флюид, выбрасываются куски породы, выделяется значительное количество газа, нефти, воды. Спустя некоторое время некоторые грифоны прекращают свое существование, другие же, наоборот, акти­визируются и функционируют долго. Чаще грифоны возни­кают при бурении и после крепления скважин, реже при эксплуатации, при стабильных режимах работы. Основная причина возникновения грифонов - прорыв флюида на дневную поверхность: накопление флюида, в пер­вую очередь, газа в заколонном или межколонном простран­стве (между промежуточной и эксплуатационной колоннами); наличие путей поступления флюида к месту накопления (или транзитного движения) - негерметично зацементированное заколонное пространство; пропуски резьбовых соединений; протертости кондуктора (и) или колонны; наличие в верхней части разреза малоуплотненных пород, пород, дезинтегриро­ванных сетью трещин, сообщающихся с поверхностью; пе­ресечение скважиной плоскости тектонического нарушения, выходящей на поверхность. Грифонообразования причиняют огромный вред безвоз­вратной потерей нефти, дегазацией пластов, известно их 283

	возникновение под основанием морской буровой, что созда­ет реальную угрозу обрушения основания, у железнодорож­ного полотна, поселков и т.д. Предупредить возникновение газопроявлений и грифоно-образований — значит создать герметичное заколонное про­странство как в зоне подъема цементного раствора, так и выше него. Ликвидировать возникшее газопроявление или грифон — значит перекрыть пути поступления пластового флюида. Для этого существуют различные методы ремонта и материалы. Несомненно, различные районы по-разному опасны ос­ложнениями. Газопроявления и грифоны - проблема, бесспорно, слож­ная. Их природа во многих случаях является еще недостаточ­но установленной. Объяснение причин их возникновения подчас неубедительное, а иногда ошибочное, основанное на недостаточном понимании механизма процессов, протекаю­щих в скважине. Немалую роль при этом играет использова­ние ошибочных терминов. Часто причиной газопроявлений считают "слабое сцепле­ние" цементного камня с породой или обсадной колонной, "недостаточный контакт", "непрочное сцепление" или "непрочный контакт" и т.д. В скважине, как было доказано практикой и многочис­ленными экспериментальными работами, сила сцепления ме­талла труб и пород стенок скважины с цементным камнем в большинстве случаев равна нулю. Причиной тому является наличие глинистой корки или слоя бурового раствора между ними. Для сцепления, как известно, при прочих благоприят­ных условиях, необходимо в первую очередь соприкоснове­ние этих тел. То же следует сказать и по поводу контакта. Контакт -это соприкосновение, соединение. Контакт между телами может быть (рис. 4.9, а), или между ними при отсутствии контакта будет зазор либо прослойка материала (рис. 4.9, б). Различают контакт ненапряженный и напряженный (см. рис. 4.9). При определенном давлении (например, водой или газом) две соприкасающиеся поверхности могут быть разъединены. В скважине глинистая корка или прослойка бурового раство­ра, как правило, является тем разделяющим телом (про­слойкой), которое не обеспечивает контакта между стенкой скважины (или колонной) и цементным раствором. Глинистая корка (прослойка) находится под действием из- 284

	Рис. 4.9. К понятию о контак­те цементного раствора со стенкой скважины		6 i щ 1 ( ( N 1 1 \> 1 • '• | ш щ * * \
			I'* 5 I
	быточного давления, т.е. напряжена, и она не способна про­пускать флюиды. Для этого нужен канал. Как показали экспериментальные работы, глинистая кор­ка может быть нарушена под действием или давления, ("прострел") или физико-химических процессов, протекаю­щих на контакте цементный раствор — корка. Каналы могут возникнуть и в самом цементном растворе-камне. Если глинистая корка (прослойка) отсутствует, возникает напряженный контакт цементный раствор (камень) - стенка скважины. Следовательно, речь может идти не о "плохом" контакте между цементным камнем, породой и колонной, но об его отсутствии в связи с наличием прослойки (корки) бурового раствора. При наличии контакта между указанными поверхностями появляется возможность проявления сил сцепления между ними. Последние определяются сродством материалов, чисто­той поверхности, природой материалов, условиями твердения и т.д. Приведенное указывает на то, что "слабое сцепление" или "недостаточный контакт" - понятия, несовместимые с объяс­нением природы газопроявлений. 285

	Иногда при объяснении продвижения газа пытаются ис­пользовать термины, природа которых или сомнительна (сверхмицеллярная структура, сверхдиффузия и др.), или к рассматриваемому вопросу не имеет прямого отношения.
	4.2.1. НЕГЕРМЕТИЧНОСТЬ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ И УЗЛОВ КОЛОННОЙ ГОЛОВКИ Анализ многочисленных случаев появления га­за в межколонном пространстве показывает, что осложне­ния, возникшие из-за пропусков газа резьбовыми соединени­ями и узлами колонной головки, происходили чаще, чем вследствие действия других причин. Однако, учитывая очевидность указанных путей движения газа по зазорам, авторы не сочли целесообразным более де­тально рассматривать данный фактор, ограничившись в по­следующих главах предложениями по профилактике и ликви­дации возникающих каналов. 4.2.2.  О РАДИАЛЬНОЙ ДЕФОРМАЦИИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ При креплении газовых скважин вопросы контакта цементного камня в обсадной колонне приобретают весьма серьезное значение. В настоящей работе дается в общем виде решение задач по определению радиальной деформации обсадной колонны после снятия избыточного давления по истечении срока ожи­дания затвердения цементного раствора. Вследствие этой де­формации может образоваться зазор между цементным кам­нем и обсадной колонной. Предположим, что буровой раствор вытеснен из заколон-ного пространства (по проекту), и цементный камень кон­тактирует непосредственно с наружной поверхностью обсад­ной колонны. Внешнее давление на колонну остается гидро­статическим, равным весу составного столба бурового и це­ментного растворов. Цементный камень (особенно в первые сроки) формиру­ется при неравновесном состоянии, что связано с необрати- 286

	мыми деформациями и позволяет считать, что цементная оболочка неупруго деформируется. Тогда "свободная" ради­альная упругая деформация обсадной колонны определится следующим образом: 6 = [/р + [/(,                                                                              (4.35) где [/р - силовая деформация, определяемая решением изве­стной задачи Ламе для толстостенной трубы; Ut - деформа­ция, определяемая температурными изменениями. В большинстве районов (а совсем недавно во всех райо­нах) после фиксации момента посадки на стоп-кольцо верх­ней цементировочной пробки на обсадную колонну создается некоторое избыточное давление. Пусть р0 — максимальное давление, создаваемое на устье, a Py — давление, до которого оно снижается (давление столба воды или глинистого раствора) (рис. 4.10). В результате изменения давления внутри колонны на Ар радиальное перемещение наружной поверхности трубы
	П          2 Р Е	-azb	Ар.			(4.36)
	Здесь а, Ъ — соответственно внутренний и наружный диа­метры обсадной колонны. Знак минус указывает на то, что перемещение направлено к оси трубы. Как известно, после спуска обсадной эксплуатационной колонны, как правило, производят не менее одного-двух циклов промывки скважины. Это приводит к охлаждению колонны и стенок в нижней части скважины и нагреванию ее верхней части. При прокачке цементного раствора и прода-вочной жидкости температура ствола изменяется. Таким об-
				Ро	Pi
	Рис. 4.10. К расчету радиальной де­формации обсадной колонны
	287

	разом, после проведения указанных операций температура по стволу скважины претерпевает значительные изменения. При­чем с увеличением глубины скважины аномалия охлаждения призабойной зоны до определенной степени увеличивается. Распределение температуры восходящего потока бурового раствора по стволу скважины можно определить по формуле 2яХГ [1 т2 1Т _\2]
	1 + к           1 + к " лг , 1брот \1 + к
	Здесь d, L — соответственно диаметр и глубина скважи­ны; z — осевая координата, т.е. расстояние от устья до рас­сматриваемого сечения; *<, — среднегодовая температура по­род на поверхности; tz — текущая температура пород на глу­бине по геотермическому градиенту; к — коэффициент, за­висящий от времени промывки скважины; при длительной промывке к стремится к единице; к — коэффициент тепло­проводности горных пород; tm = ЬГ + t0 — первоначальная температура забоя по геотермическому градиенту; Г — сред­ний геотермический градиент пород по стволу скважины; ср — удельная теплоемкость раствора; V — подача насосов; Р — коэффициент температуропроводности раствора; т — продолжительность промывки; ур — удельный вес раствора. Во время циркуляции температура стенки скважины прак­тически равна температуре омывающего бурового раствора. В результате значительного притока из массива горных по­род и выделения тепла от экзотермической реакции гидрата­ции цемента повышается температура рассматриваемой сис­темы: обсадных труб, цементной оболочки и окружающих горных пород в радиусе теплового влияния. Поэтому в первом приближении считаем, что в период ОЗЦ наблюдается повышение температуры не более чем на 15 — 20 °С от температуры окружающих горных пород на рассматриваемой глубине: tz = Tz+ t0.                                                                            (4.38) Тогда приращение температуры обсадных труб определит­ся как разность (4.38) и (4.37) плюс 15-20 °С: At =tz- tuz.                                                                                          (4.39) Радиальное перемещение наружной поверхности обсадной трубы от последующего снижения температуры на At Ut = baAt.                                                                                  (4.40) 288

	Подставляя (4.36) и (4.40) в (4.35), определим радиальную деформацию обсадной колонны. Заметим, что Ut > 0, a Uv < < 0. Характерно, что при прочих равных условиях Ut зависит от глубины. Из формул (4.37) и (4.39) следует, что темпера­турная деформация будет увеличиваться по мере уменьшения z, т.е. по мере приближения к устью скважины. Поэтому по мере удаления от устья [/р по абсолютному значению будет немного больше Ut. Зазор между цементным стаканом и об­садной колонной в призабойной зоне может достичь такого значения, что приведет к нарушению сплошности соединения (контакта). Однако пока нет серьезных оснований считать, что обра­зовавшийся зазор может явиться каналом для движения флю­ида, даже газа. Как показывают расчеты, даже без учета упругого пере­мещения цементного камня зазоры могут изменяться в зави­симости от условий (Ар = 5,0-5-20,0 МПа, At = lO-s-25 °C) в пре­делах 0,01-5-0,1 мм. Однако, несмотря на невысокие размеры зазора, следует считать необходимым после цементирования, когда цементный раствор еще не превратился в камень, снижать в колонне давление, т.е. стремиться к такому положению, когда Ар = 0.
	4.2.3. ВЛИЯНИЕ ВОЗДУХА, ВОВЛЕЧЕННОГО ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН, НА ВОЗМОЖНОСТЬ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ Недостаточно обоснованным следует считать мнение, что цементный камень имеет повышенную проница­емость вследствие захваченного им при затворении цемента воздуха. Практика показывает, что соединения труб и це­ментировочной головки герметичны. При затворении цемента захватывается ничтожное количество воздуха. Так, плотность (теоретическая) цементного раствора с водоцементным от­ношением 0,5 составляет 1,83 — 1,85 г/см3. При затворении чистого цемента (при том же водоцементном отношении) плотность раствора, как правило, не падает ниже 1,81 — 1,80 г/см3 (за счет воздуха). Определим объем воздуха в рас­творе, приведенный к атмосферным условиям: П = lOOli^^- = 100fl - ^Ц] - 2,7 %. 289

	Уже при 10 МПа этот объем воздуха уменьшится в 100 раз {pV = const). Естественно, что такое количество не оказывает сколько-нибудь существенного влияния на плотность цемент­ного камня.
	4.2.4. СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ Седиментационные процессы в цементном растворе и их влияние на возможность газопроявлений должны рассматриваться исходя из следующих условий: 1)   возможности происхождения седиментационных про­цессов как таковых в конкретных реальных условиях про­водки скважин; 2)  понижения давления на пласт в процессе формирования цементного камня до значений ниже пластового; 3)  возникновения и формирования каналов в заколонном пространстве (в предположении, что оно полностью заполне­но цементным раствором). Если седиментационные процессы могут проходить по глубине скважины, то возможно понижение давления на пласт до гидростатического в результате того, что активным составляющим в системе цемент —вода останется вода, а рас­твор "проницаем". Опыты показывают, что чистый цементный раствор с во-доцементным отношением 0,5, залитый в длинные стеклян­ные трубки (до 2 м) диаметром 20—130 мм, твердеет без ярко выраженных седиментационных процессов. В верхней части наблюдается водоотстой цементного раствора. Водоотстой цементного раствора определяется рядом фак­торов, главными из которых являются водоцементное отно­шение, природа цемента, его водоудерживающая способ­ность, удельная поверхность и др. Однако немало случаев значительной фазовой неустойчи­вости цементных растворов. Часто цементирование скважин осуществляется цементно-песчаными растворами, седимента­ция частиц которых выше. Нестабильность растворов возра­стает при уменьшении удельной поверхности цемента. Небольшие отклонения от расчетных значений объясня­лись недостаточно тщательным отмывом песка или прохож­дением части мелких зерен через ячейки сита. Цементно-песчаный раствор испытывался также на про­рыв через него газа на описанной стеклянной установке. Снизу к цементно-песчаному раствору подводился газ с дав- 290

	лением, большим давления столба раствора. В процессе твер­дения раствора и после него газ не проходил через столб смеси. Газопроявления не могут объясняться седиментационными процессами, так как они в тампонажных растворах слабо проявляются вследствие возникновения структуры раствора, не способствуют образованию каналов и не являются причи­ной понижения противодавления на пласты, если использу­ются цементы с высокой удельной поверхностью (типа ново­российского цемента). Однако цементы относительно более грубого помола приводят к возникновению каналов, часто значительных. В цилиндрах на контакте цементного раствора со стенкой сосуда и в массе раствора могут образоваться вертикальные каналы. Внешняя сторона явления заключается в том, что через некоторое время в сосуде, в который помещен цементный раствор, начинается восходящее движение воды цементного раствора, которая закачивается в относительно короткие сроки. Результатом такого движения является образование по всей высоте сосуда в основном вертикальных каналов, более проницаемых, чем окружающая масса цементного раствора, не участвовавшая в таком движении. Это седиментация твер­дой фазы раствора, которая происходит не отдельными зер­нами цемента, а их скоплениями — флокулами. Время формирования канала в цементном растворе исчис­ляется от нескольких минут до нескольких десятков минут. Оно зависит от угла наклона сосуда, его диаметров, времени перемешивания (движения), количества раствора, его свойств. Данное явление присуще и другим вяжущим материалам (например, нефелинопесчаному), и оно тесно связано с вяз­костью (текучестью) и водоотдачей (водоудерживающей спо­собностью) цементного раствора. После окончания затворения возникает ранняя структура цементного раствора, имеющая незначительную прочность, что является первым фактором, обусловливающим начало процесса образования каналов. Итак, можно сделать следующие выводы. 1.   Процесс образования каналов в цементном растворе, залитом в наклонные трубки, в некоторых случаях проявля­ется. Если удельная поверхность цемента менее 2500 см2/г, каналообразование резко возрастает (В/Ц = 0,5). 2.  Более часто этот процесс проявляется при использова­нии цементно-песчаных смесей. 291

	3. Не происходит образования каналов при углах наклона трубок 15 — 25°, если в цементный раствор добавляется неко­торое количество бентонита (глины). Однако, как показывает практика, и в случае применения цементно-бентонитовых растворов происходят газопроявления.
	4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА Одной из многочисленных гипотез, объясня­ющих причину возникновения газопроявлений, считают большое водоцементное отношение. При этом проницаемость жидкого раствора в период гид­ратации бесконечно большая. Через раствор может свободно фильтроваться газ. Однако для прохождения газа через цементный раствор, точнее — для вытеснения уменьшающейся по объему сво­бодной воды из него газом необходимо значительное избы­точное давление, которое не может выражаться превышени­ем давления, характерным для газовых пластов с "аномально высоким давлением". За редким исключением, оно превыша­ет гидростатическое (водяное) всего на 15 — 20 %. Тем не ме­нее высокая водоотдача способствует продвижению любого флюида, в первую очередь газа, через цементный раствор, который может перемещаться в близлежащие коллекторы, что подтверждено экспериментально. Расчеты показывают, что при проницаемости твердеющего цементного раствора (камня) до 1000 мД для прохождения через него газа (разумеется, поры при этом должны быть свободны от воды) потребуется несколько суток. За это вре­мя цементный раствор превращается в камень, проницае­мость которого при температуре 40—100 °С уменьшается до 5—10 мД. При качественно новом состоянии камня на пере­мещение газа потребуется значительно большее время. Сле­довательно, газопроявления и выбросы в процессе ОЗЦ нель­зя объяснять большой "проницаемостью" твердеющего це­ментного раствора (камня) вследствие присутствия "избыточ­ной" воды.

	4.2.6. ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ПЛАСТ И ФЛЮИД ПЛАСТА ПРИ ТВЕРДЕНИИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА Возникновение газопроявлений и фонтанов в процессе ОЗЦ часто объясняют снижением гидростатического давления на пласт при загустевании и твердении тампонажно-го раствора вследствие "зависания" цементного раствора. При рассмотрении изменения давления у забоя скважины применительно к газопроявлениям следует учитывать, что це­ментный раствор практически не проникает в пористый пласт без гидроразрыва, фильтроваться может только вода раствора; цементный раствор проходит только в трещины и каналы. Поэтому следует различать два давления: давление на скелет (каркас) пласта и давление на флюид. Эти давления будут различными в зависимости от времени ОЗЦ. Что следует понимать под давлением на пласт. При запол­нении буровым раствором скважины давление в точке А оп­ределится высотой столба и плотностью бурового раствора (рис. 4.11). Когда скважина заполнена буровым или цементным рас­твором (коллоидным раствором или суспензией), активное давление передается на пласт (опору) и флюид пласта. Пласт как опора воспринимает давление всей своей поверхностью, и, естественно, чем выше взята рассматриваемая точка на его поверхности, тем ниже давление. В случае замещения бурового раствора цементным давле­ние в точке А изменяется (как правило, возрастает) вследст­вие того, что изменяется удельный вес жидкости, составляю­щий столб 1(               ), МПа.                                           (4.41) Это давление на пласт и флюид пласта будет активным. Цементный скелет еще не схватившегося раствора фильтрует через себя воду, создавая указанное активное давление. Флю­ид не сможет найти "каналов" в столбе жидкости для выхода и продвижения вверх. Проникновение газа ограничится диф­фузией его в жидкость. Давление на скелет пласта остается почти постоянным, так как цементный раствор затвердевает практически без изме­нения объема. С течением времени давление в точке А может повыситься за счет релаксации напряжений в массиве горных пород. 293

		Рис. 4.11. Схема расположения це­ментного и промывочного раство­ра в скважине после цементиро­вания
	Итак, для приведенной схемы будем считать, что цемент­ный раствор (с известными допущениями) твердеет без изме­нения объема и, следовательно, давление на скелет пласта остается постоянным1 (наличие глинистой корки исключает-ся). Иначе обстоит дело с давлением, передаваемым на флюид пласта. Давление на поверхности пласта в точке А (рис. 4.12) будет создаваться весом столба цементного раствора. Давление столба бурового или цементного раствора на флюид пласта изменяется в зависимости от различных фак­торов и в первую очередь от расстояния точки от стенки скважины в глубь пласта, физико-механических свойств гли­нистой корки, пористости и проницаемости пласта, водоот­дачи бурового и цементного растворов и т.п. В общем случае можно сказать, что давление на флюид пласта у стенок сква­жины равно давлению, создаваемому столбом бурового или
	'В действительности большое влияние оказывают температурные изме­нения, колебания давления и т.д. 294

	А
	Рис. 4.12. Активное давле­ние цементного раствора рц на скелет пласта	Рис. 4.13. Схема распределения давле­ния в загустевшем или затвердевшем цементном растворе заколонного прост­ранства скважины
	цементного раствора, в некотором удалении от столба сква­жины оно равно пластовому. Основной причиной кажущегося понижения давления (точнее, снижения давления, способствующего прохождению флюида в цементный раствор-камень) является контракция цемента при его гидросливе и гидратации. После схватывания цементного раствора давление, прило­женное на устье в заколонном пространстве, уже не действу­ет на пласт, даже если проницаемость цементного камня бу­дет достаточно высокой, так как на передачу этого давления требуется определенное время. Давление воспринимается только верхним участком заколонного цементного кольца, причем эпюра распределения давления, вероятно, близка к схеме, представленной на рис. 4.13.

	4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА При сплошном заполнении заколонного про­странства с полным замещением бурового раствора цемент­ным переток газа может происходить только через цемент­ный камень, если проницаемость его высока и перепад дав­ления достаточный. Известно, что в результате действия различных температур и давлений при твердении цементного раствора проницае­мость камня изменяется. Большое значение при этом имеют водоцементное отношение, количество и природа наполните­лей и срок твердения раствора-камня. Изменение газопроницаемости цементного камня, твер­девшего при различных температурах и давлениях в течение от 12 до 168 ч, представлено в табл. 4.7. На основании данных (см. табл. 4.7) построены графики зависимости проницаемости цементного камня от температу­ры, давления и от срока твердения (рис. 4.14). С увеличением возраста наблюдается снижение проницае­мости цементных образцов, твердевших при температуре 22 и 75 °С, причем темп снижения проницаемости у образцов, твердевших при 22 °С, больше, чем у образцов, твердевших при 75 °С. С повышением температуры от 75 до ПО °С и увеличением давления до 30,0 МПа проницаемость образцов несколько возрастает. К 4 —7 сут проницаемость стабилизи­руется. Дальнейшее повышение температуры и давления при­водит к интенсивному росту проницаемости. Так, при темпе­ратуре 140 °С и давлении 40,0 МПа проницаемость цементно­го камня с увеличением срока твердения возрастала. При температуре 200 °С и давлении 50,0 МПа проницаемость об­разцов из цементного камня оставалась приблизительно по- Таб лица 4.7 Изменение проницаемости (в мД) цементных образцов, твердевших при различных температурах Г (в °С) и давлениях р (в МПа)
	Время Т = 22, Т = 75, Т = 110, Т = 140, Т = 200, ния, ч Р= 1 Р = 0,1 р = 30,0 р = 40,0 р = 50,0 6 — — 4,00 15,20 75,00 12 44,50 1,40 2,50 34,00 68,00 24 19,00 0,46 1,50 38,00 63,00 48 7,20 0,44 1,45 40,00 65,00 96 2,53 0,37 1,39 45,60 66,00 168 1,70 0,29 1,44 46,45 68,20
	296

	к, мД
	70 60 50 40 30 20 10	о с о о о ------ .>'■ ' \ о-.. °ч о Я--. .Р-- -с?
	О
	/0 20 30 40 50 60 70 80 Время, ч		90 100
	Рис. 4.14. Изменение проницаемости к цементных образцов при различных сроках твердения. Условия твердения образцов: 1 - 22 °С; 2 - 75 °С; 3 - 110 °С и 30 МПа; 4 - 140 °С и 40 МПа; 5 - 200 °С и 60 МПа
	стоянной и равной 60 — 70 мД для конкретного цемента и различных сроков твердения. Таким образом, при температурах до 100—110 °С порт-ландцементные растворы затвердевают в камень с низкой проницаемостью, что не может быть причиной перетока газа из одного объекта в другой. При более высоких температурах (>130 °С) и давлениях проницаемость портландцементного камня резко возрастает (30 — 80 мД). В последнем случае, если перепады давления до­статочны, а расстояние между газовым объектом и резервуа­рами небольшое, вполне возможно начало развития движения газа. При установившемся движении каналы увеличиваются. На изменение проницаемости портландцементного камня существенно влияет введение добавок и наполнителей. В табл. 4.8 сведены данные о влиянии водоцементного от­ношения на проницаемость цементного камня, твердевшего при различных условиях. Видно, что через 2 сут твердения при температуре 130 °С и давлении 40,0 МПа проницаемость камня из новороссий­ского цемента (по воздуху) составляла всего 2,25 мД (при во-доцементном отношении 0,5); с увеличением температуры до 150 и 170 °С проницаемость увеличивается до 60 — 80 мД, что 297

	Таблица 4.8 Влияние водоцементного отношения на проницаемость камня (в мД)
	Состав раствора, кг Т = 130 "С, р = 40,0 МПа Т = 150 "С, р = 40,0 МПа Т = 170 "С, р = 40,0 МПа цемент песок вода Время твердения, сут 2 7 2 7 2 7 88888888888 33 50 100 35 45 50 50 50 55 55 60 70 80 90 1,20 2,20 2,25 1,25 1,20 3,50 1,30 4,35 6,22 10,7 20,3 1,93 2,55 3,13 1,20 1,00 5,95 1,30 9,48 12,7 22,2 6,10 12,80 25,5 0,00 0,00 29,3 0,00 56,3 78,4 86,0 98,40 6,35 14,6 24,2 0,00 0,00 32,1 0,00 64,0 92,4 145,6 21,6 32,3 0,00 0,00 41,7 0,00 51,4 79,5 100,6 158,2 7,70 21,6 37,0 3,75 1,87 41,4 1,40 69,5 86,3 83,2 158,2
	указывает на необходимость более тщательного контроля за плотностью в случае использования чистых портландцемен-тов для цементирования глубоких высокотемпературных скважин. При более высоких температурах и содержании значи­тельных количеств воды в растворе (80 — 90 %) проницаемость камня достигала 100—150 мД. Бесспорно, цементный камень с указанной проницаемостью не может быть тампоном. Газ по нему, как и по каналу, может перемещаться в соседние горизонты.
	4.2.8. ВЛИЯНИЕ ПЛАСТОВЫХ ВОД НА ВОЗМОЖНОСТЬ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ (КОРРОЗИЯ, СУФФОЗИЯ) Плотный непроницаемый камень, качество которого не снижается под действием различных факторов (температуры, давления и т.д.), очень устойчив к агрессивным водам вследствие необъемного (поверхностного) разрушения и отсутствия суффозии, выщелачивания и т.д. Обсадные тру­бы, корродируемые пластовыми водами, в таких случаях лучше сохраняются. При определенных условиях проницаемость цементного камня является причиной обводнения скважин, перетока нефти и газа из продуктивных горизонтов. При установле- 298

	нии через него фильтрации вод или газа разрушение камня интенсифицируется. Фильтрация 5%-ного водного раствора сернокислого на­трия при температуре 100 °С и более не вызывала закупор­ки пор цементного камня. С увеличением времени прокачи­вания проницаемость камня повышалась. При низких тем­пературах (22 °С) после возобновления прокачивания 5%-ного водного раствора сернокислого натрия через 24 ч количество фильтровавшейся жидкости снизилось от 24 до 3 см3/см2 (перепад 2,5 МПа), что указывало на увеличение плотности портландцементного камня. Твердение цементно-бентонитовых смесей состава 3:1 при температуре 60 °С способствовало уменьшению проницаемо­сти образцов в коррозионной среде (близкой по составу к пластовым водам) в течение 3 — 6 мес. Проницаемость образ­цов состава 2:1 увеличилась, а из шлаковых смесей при этом уменьшилась. Известь за весь срок твердения выщелачивалась незначительно (около 10 %) по сравнению с исходными кон­центрациями СаО в смесях. При температуре порядка 130 ° С и давлении 20 — 30 МПа проницаемость возрастает и достигает значений десятков миллидарси, что, бесспорно, может способствовать прохож­дению газа при соответствующих перепадах давления и высо­те столба цементного раствора между продуктивным гори­зонтом и другим коллектором. Однако времени на образование таких каналов (если они могут являться каналами для движения газа) требуется значи­тельно больше, чем срок затвердевания цементного раствора в затрубном пространстве. Цементно-бентонитовые смеси составов 3:1 и 2:1 в услови­ях длительного твердения при температуре 100 °С в коррози­онной среде имеют проницаемость в пределах 1,5 — 2,3 мД, водопроницаемость при перепаде 0,2 МПа равна нулю. Цементно-песчаные смеси после твердения в условиях коррозионной среды при высоких температурах и давлениях показывают проницаемость, близкую к нулю. Резюмируя сказанное, можно сделать вывод, что проница­емость тампонажного камня не может явиться причиной га­зопроявлений в процессе цементирования, ОЗЦ или сразу после него даже при ее увеличении вследствие воздействия коррозийных вод.

	4.2.9. УСАДКА И ОБРАЗОВАНИЕ ТРЕЩИН В ЦЕМЕНТНОМ КАМНЕ И ВЛИЯНИЕ ИХ НА ВОЗМОЖНОСТЬ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ Физико-химические процессы схватывания и твердения раствора из портландцемента сопровождаются по­сле небольшого, обычно не фиксируемого, расширения усад­кой, выражающейся в незначительном уменьшении внешнего объема твердеющего цемента, что приводит к увеличению прочности, а в некоторых случаях к перенапряжению струк­туры и частичному разрушению цементного камня. При непрерывном удалении выделяющейся воды и даль­нейшем термостатировании образца под давлением (т.е. твер­дении раствора и камня в случае отсутствия воды), как пра­вило, цементный камень получается трещиноватым и порис­тым. Механическая прочность такого цементного камня в 3 — 4 раза меньше, чем при нормальном водоцементном от­ношении. Трещины, получаемые в цементном камне во вре­мя твердения последнего в нормальных условиях при отсут­ствии воды, могут быть каналами для продвижения флюидов, в первую очередь газа, давая начало газопроявлениям. Анализ литературы показывает, что не происходит усадки камня цементных растворов, твердеющих в гидротермальных условиях при давлении (т.е. в скважине при контакте с во­дой); в некоторых случаях происходит их существенное рас­ширение. Лабораторными работами доказано, что при высоких температурах (75—150 °С) и давлениях (20 — 50 МПа) извлече­ние образцов из форм, предварительно смазанных машин­ным маслом, сопряжено с трудностями. Образцы цементного камня, затвердевшие в тех же условиях, отделяются от колец Вика, как правило, после ударов молотком по специальной наставке. Все эти и подобные случаи указывают на то, что твердение цементного раствора и камня происходит без усадки. Более того, в процессе твердения цементного раствора в цилиндрах, в нижней части которых подведен газ, последний не проникает в верхнюю часть, а происходит его поглощение за счет контракционных явлений. В многочисленных экспе­риментальных работах подобного типа не было ни одного случаях проникновения газа через цементный камень за счет возникших при этом трещин или усадочных изменений.
	300

	4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ Контракция является функцией минералогиче­ского состава испытуемого цемента, водоцементного отно­шения и условий твердения. Разрежение, возникающее на поверхности цементного камня, способствует всасыванию воды, нефти, газа. При подсчетах и оценке наблюдаемой контракции для большинства обычных портландцементов можно с достаточ­ной степенью точности принимать расчетное значение кон­тракции равным 7 — 9 мл, а округленно 8 мл, на 100 г цемен­та. Графики нарастания контракции, построенные по дан­ным, полученным в процессе твердения портландцементов, показывают, что для цементов высших марок контракция к 28 сут. при водоцементном отношении 0,5 достигает 50 — 65 % от предельного значения и в дальнейшем ее нарастание сильно замедляется. Табл. 4.9 дает представление о контракции цементов раз­личных типов. При установлении значения контракции имеет значение масштабный фактор как по массе раствора, так и по разме­ру поверхности. В практике крепления скважин расходуется цемента (для "чистых" цементных растворов с водоцементным отно­шением 0,5) 1220 кг на 1 м3 при плотности раствора 1,83 г/см3. Тогда в растворе, в котором было взято 1220 кг цемента на 1 м3 раствора, контракция составляет 98 л на 1 м3. Определим количество поглощаемой воды столбом це-
	Таблица 4.9
	Контракция различных цементов
	Цемент Доба­вка СаС12, % Контракция (в см3 на 100 г цемента) в течение времени гидратации, сут 3 7 28 90 180 360 Алитовый Белитовый Алюминатный без добавок Алюминатный с СаС12 Алюмоферритный Завода "Гигант" Завода "Комсомолец" Алюминатный с 15 % гипса 1 1 0 8 4 2 1 0 3,5 1,0 9,6 6,4 5,0 3,8 3,6 13,4 4,4 1,5 11,0 7,4 6,9 5,4 5,2 15,8 6,0 2,7 13,0 8,2 9,8 8,1 6,7 19,4 6,3 4,0 14,6 9,6 11,2 8,7 7,1 22,2 6,7 5,0 13,4 9,9 11,7 8,6 7,3 22,3 6,8 5,4 12,1 10,0 11,8 7,9 7,4 22,4
	301

	ментного кольца, ограниченного 146- и 273-мм обсадными колоннами. Площадь кольцевого пространства 0,785[(0,273 - 2-0.012)2 - 0.1462] = 0,032 м2. Объем по длине 1 м составляет 0,032 м3. В этом объеме содержится 1220 • 0,032 = 39 кг цемента. Для данного количества цемента в смеси контракция со­ставит 39 • 0,08 = 3,12 л. Соответственно для объема по дли­не 10 м она будет равна 31,2 л, для 100 м — 312 л и для 1000 м - 3120 л. Все подсчитанные значения контракции допускаются при полной гидратации цемента без учета скорости прохождения ее в зависимости от минералогического состава цемента и условий окружающей среды (температуры, давления, химиче­ского состава воды и пр.). Проведенные исследования по определению количества по­глощенной воды тампонажными смесями при значениях тем­пературы от комнатной до 125 °С позволяют определить ко­личество поглощенной воды объемами цементных растворов, заключенных в кольцевое пространство между трубами диа­метром: В, мм                114 и 168 168 и 219 219 и 273 146 и 245 168 146 и 273 Количество погло- 0,007          0,008          0,011          0,022 0,027 0,032 щаемой воды, м3 Соотношение вяжущее : наполнитель принято состава 3:1 с целью возможности сопоставления влияния добавок-наполни­телей на подсасывающую способность смесей. Введение добавок-наполнителей в растворы (песок, бенто­нитовая глина) снижает контракционную (поглотительную) способность цементов. Из табл. 4.10 — 4.12 видим, что при введении песка кон-тракционный эффект снижается меньше, чем при добавке
	Таблица 4.10
	Количество поглощенной воды 1 м столба цементных растворов различных составов при температуре 75 °С
	Объем Состав Количество поглощенной воды (в л) через 1 м, м3 смеси1 1 ч 5ч 10 ч 15 ч 20 ч 24 ч 0,007 I 0,043 0,133 0,187 0,242 0,281 0,314 II 0,040 0,144 0,148 0,169 0,210 0,253 III 0,035 0,098 0,125 0,148 0,170 0,212 0,008 I 0,050 0,150 0,215 0,275 0,325 0,360 II 0,045 0,130 0,160 0,190 0,240 0,290 III 0,040 0,110 0,145 0,170 0,195 0,240
	302

	Продолжение табл. 4.10
	Объем Состав Количество поглощенной воды (в л) через 1 м, м3 смеси1 1 ч 5ч 10 ч 15 ч 20 ч 24 ч 0,011 I 0,070 0,205 0,295 0,380 0,450 0,495 II 0,065 0,180 0,220 0,260 0,330 0,400 III 0,055 0,150 0,200 0,235 0,270 0,330 0,022 I 0,140 0,410 0,590 0,760 0,900 0,990 II 0,130 0,360 0,440 0,520 0,660 0,800 III 0,110 0,300 0,400 0,470 0,540 0,660 0,027 I 0,175 0,535 0,750 0,965 1,140 1,260 II 0,155 0,440 0,570 0,650 0,810 0,970 III 0,135 0,380 0,485 0,570 0,680 0,820 0,032 I 0,200 0,600 0,860 1,110 1,300 1,440 II 0,185 0,530 0,680 0,775 0,960 1,160 III 0,160 0,440 0,680 0,680 0,780 0,960 Ч — цементный раствор с В:Ц = 0,5; II— цемент : песок = 3:1; III — цемент: глина 3:1.
	Таблица 4.11
	Количество поглощенной воды 1 м столба цементных растворов различных составов при температуре 100 С Объем Состав Количество поглощенной воды (в л) через 1 м, м3 смеси1 1ч 5ч 10 ч 15 ч 20 ч 24 ч 0,007 I 0,087 0,489 0,259 0,338 0,393 0,448 II 0,073 0,164 0,203 0,256 0,300 0,331 III 0,069 0,151 0,191 0,243 0,283 0,320 0,008 I 0,100 0,215 0,295 0,385 0,450 0,540 II 0,084 0,188 0,230 0,292 0,345 0,380 III 0,080 0,172 0,220 0,280 0,330 0,370 0,011 I 0,140 0,290 0,395 0,530 0,620 0,700 I 0,120 0,260 0,315 0,390 0,475 0,525 III 0,110 0,235 0,300 0,380 0,440 0,490 0,022 I 0,280 0,490 0,700 1,060 1,240 1,400 II 0,240 0,520 0,630 0,780 0,950 1,050 III 0,220 0,470 0,600 0,760 0,880 0,980 0,027 I 0,325 0,600 0,910 1,360 1,570 1,780 II 0,295 0,540 0,770 0,960 1,160 1,290 III 0,270 0,510 0,735 0,930 1,090 1,200 0,032 I 0,400 0,860 1,190 1,540 1,800 2,040 II 0,350 0,760 0,920 1,160 1,360 1,520 III 0,320 0,720 0,880 1,120 1,340 1,440 Ч - цементный раствор с В:Ц = = 0,5; II — цемент:песок = 3:1; III — цемент: глина = 3:1.
	бентонитовой глины (с некоторым повышением водоцемент-ного отношения). В равных объемах растворов соотношения 3:1 содержит­ся различное количество цемента, наполнителя и воды. Результаты экспериментальных работ показывают, что 303

	Таблица 4.12
	Количество поглощенной воды 1 м столба цементных растворов различных составов при температуре 125 С Объем Состав Количество поглощенной воды (в л) через 1 м, м3 смеси1 1 ч 5ч 10 ч 15 ч 20 ч 24 ч 0,007 I 0,122 0,276 0,342 0,402 0,494 0,584 II 0,093 0,213 0,278 0,351 0,402 0,474 III 0,008 0,203 0,258 0,309 0,352 0,394 0,008 I 0,140 0,315 0,390 0,455 0,560 0,675 II 0,107 0,242 0,318 0,402 0,460 0,540 III 0,100 0,323 0,295 0,353 0,402 0,450 0,011 I 0,190 0,435 0,540 0,625 0,770 0,930 II 0,146 0,324 0,436 0,551 0,632 0,743 III 0,137 0,320 0,405 0,485 0,550 0,620 0,022 I 0,380 0,870 1,080 1,250 1,540 1,900 II 0,292 0,648 0,870 1,100 1,260 1,480 III 0,270 0,640 0,810 ( ),970 1,110 1,240 0,027 I 0,520 1,100 1,365 1,600 1,980 2,340 II 0,360 0,820 1,070 1,350 1,550 1,800 III 0,335 0,785 0,995 1,190 1,350 1,520 0,032 I 0,560 1,160 1,560 1,830 2,250 2,720 II 0,420 0,965 1,270 1,620 1,840 2,130 III 0,400 0,924 1,180 1,420 1,610 1,800 Ч - цементный раствор с В:Ц = = 0,5; II — цемент: песок = 3:1; III — цемент: глина = 3:1.
	контракция тем больше для смесей, чем выше содержание цемента в смеси. При рассмотрении данных таблиц следует учитывать, что все значения получены для определенной партии цемента Но­вороссийского завода. Для цемента других партий значения перечисленных величин могут несколько разниться.
	4.2.11. ФОРМИРОВАНИЕ КАНАЛОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ В ПРОЦЕССЕ ТВЕРДЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА-КАМНЯ
	Изучение промысловых данных и результа­тов лабораторных исследований дает возможность сделать вывод о наличии в скважине глинистой корки и остатков бурового (глинистого) раствора после окончания цементиро­вания. Эксперименты, проведенные в лаборатории и на натур­ных скважинах, дают представление о характере формирова­ния и структуре цементного камня. В частности, характер- 304

	ным было состояние цементного кольца под муфтой трубы, где скапливались корка и остатки бурового раствора, из-за которых цементный раствор в интервале, равном примерно половине длины муфты, обтекал трубу, толщина корки рав­нялась высоте выступа муфты над телом трубы. На всей по­верхности подъема цементного раствора обнаружены пленки и тонкие прослои начавшего загустевать бурового раствора. При эксцентричном расположении колонны в общей массе цементного кольца было обнаружено линзовидное включение рыхлой смеси цемента и бурового раствора. Поверхность стенок скважины была покрыта коркой рас­твора. Наличие включений бурового раствора в заколонном про­странстве после цементирования подтверждается теоретичес­ки и практически. В условиях скважины наличие каверн и эксцентричное расположение колонны способствуют образованию застой­ных зон, заполненных буровым раствором. B.C. Баранов в процессе испытаний под давлением 1—6 МПа установил значительное различие в толщине корки, образуе­мой одним и тем же раствором, но обработанным различ­ными реагентами и с разными утяжелителями (табл. 4.13). При равных объемах фильтрата утяжеленные растворы отлагают более толстую корку, чем нормальные. Если породы высокопроницаемые, могут образоваться очень толстые кор- Таблица 4.13 Изменение свойств фильтровальных корок в зависимости от утяжеления буровых (глинистых) растворов (по B.C. Баранову)
	Коли­чество Показатели фильтрации при давлении в Плот- сухого Реагент ность веще- 1 МПа 6 МПа раст- ства в вора, г/см3 буро­вом Водо­отда- Тол- Коли­чество Водо­отда- Тол- Коли­чество раство- ча, см3 щина влаги в ча, см3 щина влаги в ре, % за 30 кор­ки, мм корке, за 30 кор­ки, мм корке, мин % мин % Угле- 1,41 40 5,3 2,4 40 14,0 3,0 30 щелоч- 1,58 51 7,4 3,5 26 17,8 4,6 24 ной 1,80 58 7,5 3,5 23 19,0 4,7 19 1,91 68 — — 42,9 12,5 13 ССБ 1,40 43 14,6 2,5 30 7,4 2,0 30 1,60 54 14,2 5,4 23 7,6 2,5 23 1,80 60 13,5 5,5 50 9,0 2,7 17 1,91 70 — — 32,7 9,8 15
	305

	ки. Для утяжеления бурового раствора, обработанного угле-щелочным реагентом, влажность корки, образовавшейся при четырехчасовом фильтровании, была равна 62 %. После утя­желения раствора баритом до плотности 1,6 г/см3 влажность корки составила 26,2 %. Изучение изменения влажности корок в зависимости от типа обрабатывающих реагентов показывает, что наимень­шую влажность с наиболее интенсивным снижением ее во времени от 45 до 34 % имеет корка, сформированная из на­турального бурового раствора без добавок реагентов. Влаж­ность корки бурового раствора, обработанного углещелоч-ным реагентом, сохраняется на протяжении всего времени фильтрования наибольшей (72 — 61 %), а влажность корки бурового раствора, обработанного сульфитно-целлюлозным экстрактом, находится в пределах 47 — 41 %. Глинистые корки и буровой раствор остаются: 1) на стен­ках скважин, 2) на стенках колонн, 3) в застойных зонах (кавернах), 4) под замками, муфтами и элементами техноло­гической оснастки и 5) в виде включений в самом цементном растворе во время цементирования. Цементный раствор, обладая свойством контракции, раз­вивает в процессе твердения на своей поверхности вакуум. Твердеющий цементный раствор засасывает воду из кон­тактирующих с ним глинистых корок, остающихся на стен­ках скважины после цементирования, включений, защемлен­ных зон бурового раствора. Корка на контакте с цементным раствором обезвоживается, при этом образуется сеть кана­лов, по которым из пласта может двигаться газ. Обезвожива­ние корок и включений бурового раствора происходит во всех случаях, так как развитие контракционного эффекта — непременное свойство вяжущих. Вследствие обезвоживания включений бурового раствора и глинистой корки за счет процессов контракции возникают каналы, через которые после перфорации часто восстанавли­вается циркуляция бурового раствора. На рис. 4.15 показан разрез колбы с цементным раство­ром, внутрь которого был впрыснут буровой (глинистый) раствор. Буровой раствор превратился в камень меньшего объема с густой сетью трещин, близко расположенных друг к другу. Оценка возможности движения газа по каналам, образу­ющимся в обезвоженном буровом растворе (корке), проводи­лась на специальных экспериментальных установках, в опытных скважинах. 306

	Рис. 4.15. Разрез колбы с цементным раствором
	На основании результатов экспериментальных работ, ана­лиза промыслового материала и теоретического изучения можно представить следующую схему возникновения каналов в заколонном пространстве скважин и продвижения газа. Ес­ли в скважине после цементирования остался буровой рас­твор или глинистая корка, в отличие от случая полного вы­теснения бурового раствора, то сразу же при установлении контакта начинается обезвоживание бурового раствора или корки. Однако интенсивность их дегидратации неодинакова по глубине скважины и зависит, в первую очередь, от темпе­ратуры окружающей среды. Практически скважина на мо­мент окончания цементирования может быть разбита на три температурных интервала, протяженность каждого из кото­рых составляет примерно 1/3 глубины. В нижней части сква­жины температура максимальная, в верхней — минимальная. В нижней зоне вследствие более высоких температур твердение цементного раствора наступает быстрее, чем в верхних. При схватывании и твердении раствора на его по­верхности развивается вакуум. Засасывается вода из контак­тирующего с цементным раствором бурового раствора (корки). Газ (или другой флюид), не встречая преграды, за­полняет освободившийся объем с пониженным давлением и 307

	поднимается по образовавшейся щели вверх. Давление в ка­нале может быть значительно ниже давления столба воды. При отсутствии водяных пластов оно всегда меньше гидро­статического. К этому моменту начинается интенсивное обезвоживание глинистой корки (раствора) в верхних участ­ках. Газ устремляется вверх. Давление газа равно почти пол­ному пластовому, однако он поднимается на значительную от пласта высоту. Если это давление будет достаточным, чтобы начался перелив, время обезвоживания верхних участков бу­рового раствора не играет никакой роли. Если давление ниже противодавления, процесс движения газа в жидкости, нахо­дящейся в верхней части скважины, не начинается, пока газ не поднимется выше и не достигнет уровня неустойчивого равновесия. Начинается перелив жидкости из скважины с последующим нарастанием интенсивности работы газом (или другим пластовым флюидом). Значительно проще и быстрее устанавливается перемещение флюидов между пластами с различными давлениями, особенно если расстояние между пластами невелико. Естественно, чем выше пластовое давле­ние, тем быстрее газ прорвется к устью, однако он проник­нет и при низком пластовом давлении. Времени потребуется несколько больше. Действие различных факторов (технико-технологических, геологических и др.) может интенсифицировать возникнове­ние каналов в заколонном пространстве или, наоборот, не допустить их появления. Так, глинистая корка и остатки бурового раствора суще­ствуют в скважине практически всегда. Однако газопроявле­ния возникают не во всех скважинах (о пластовых перетоках нет серьезных оснований говорить в столь категоричной форме). Препятствием для газопроявлений на устье являются не­большие участки контактирующего с породами и колонной цементного раствора (следовательно, удаление глинистой корки хотя бы на некоторых участках скважины необходи­мо), обвалы породы в местах обезвоживания глинистой корки в результате снятия давления на пласты и др. Некоторые из ранее рассмотренных факторов могут в из­вестной степени также тормозить или ускорять движение газа вверх к устью скважины в различные периоды ее строи­тельства и эксплуатации: водоотстой цементного раствора, растрескивание камня при различных работах, возможные усадка или расширение, неравномерность схватывания це­ментного раствора по глубине скважины и др. 308

	Для предупреждения возникновения каналов в оставшемся буровом растворе и корке их необходимо вытеснять из за-колонного пространства, обеспечивая контакт цементного раствора со стенками скважины и обсадной колонной. Сле­дует понижать контракционный эффект цементов введением в них наполнителей, применением вяжущих материалов с по­ниженным контракционным эффектом.
	4.2.12. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Несмотря на то, что достигнуты определен­ные успехи в совершенствовании технологии бурения — по­вышение качества буровых растворов, крепления скважин, применение надежного противовыбросового оборудования (ПВО) и обсадных труб — количество ГНВП в практике бу­рения еще достаточно велико. Причин ГНВП много: применение бурового раствора недостаточной плотности в связи с отсутствием достоверных данных о значениях плас­тового (порового) давления; снижение забойного давления при подъеме бурильной ко­лонны за счет недолива раствора в скважину; действие отри­цательной составляющей гидродинамического давления; сни­жение гидростатического давления вследствие эффектов фильтрации, контракции и седиментации; недостаточная плотность бурового раствора; неправильная технология проведения промежуточных про­мывок. Проявления при спускоподъемных операциях, переходя­щие в открытое фонтанирование, свидетельствуют, прежде всего, об отсутствии надежных средств контроля за скважи­ной и о нарушениях технологической дисциплины. Следует отметить, что если ГНВП в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия и глушения скважины, то ГНВП в скважинах малой и средней глубины (до 2000 м) опасны быстрым развитием процесса и труднос­тями раннего его обнаружения.

	4.2.13. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О КОНСТРУКЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Нормальная и безопасная эксплуатация газо­вых и газоконденсатных скважин в гораздо большей степе­ни, чем нефтяных скважин, зависит от соответствия их кон­струкций геологическим условиям, от герметичности и проч­ности обсадных колонн, от качества цементного кольца за колоннами. Объясняется это следующими особенностями: а)  наличием высоких пластовых давлений в глубокозалега-ющих газовых и газоконденсатных пластах; б)  давлением в обсадной колонне в процессе эксплуатации, сопоставимым с пластовым в связи с небольшой плотностью газа; в)  высокими скоростями движения газа по фонтанным ко­лоннам, что в ряде случаев вызывает эффект эрозии насосно-компрессорных труб; г)  физическими свойствами газа; д)  наличием значительно больших по значению дополни­тельных напряжений, возникающих в обсадных колоннах в процессе эксплуатации под действием температуры и давле­ния газа. Общие требования, предъявляемые к конструкциям газо­вых и газоконденсатных скважин, могут быть сведены к сле­дующему: они должны обеспечивать: 1)  достижение скважинной проектной глубины; 2)  прочность конструкции скважины в сочетании с герме­тичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца; 3)  качественное разобщение всех горизонтов и, в первую очередь, газовых пластов, являющихся объектами самостоя­тельной разработки; 4)  достижение запроектированных режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектами разработки горизонта (месторождения); 5)  минимальный расход материальных и денежных ресур­сов на разведку и разработку месторождения; 6)   максимальное использование энергии газа для его транспорта по внутрипромысловым и магистральным газо­проводам. Запроектированные режимы эксплуатации (главным обра­зом, значение суточного отбора газа из скважины) и макси­мальное использование пластовой энергии очень часто зави- 310

	сят от прочности конструкции скважин. Это противоречие является следствием того, что первые два условия требуют увеличения диаметров эксплуатационных колонн и колонн насосно-компрессорных труб, а последнее условие требует уменьшения диаметра эксплуатационной колонны, так как сопротивляемость труб внутреннему давлению тем больше, чем меньше диаметр. Противоречия устраняются во всех случаях в пользу обес­печения необходимой прочности колонн обсадных труб, вхо­дящих в конструкцию скважины. В процессе вскрытия газовых горизонтов по различным причинам могут возникать газопроявления, а в ряде случаев и нерегулируемые фонтаны. В связи с низкой плотностью дав­ление газа при этом на устье может составить до 90-92 % от пластового. В результате высокого давления газа может про­изойти гидроразрыв пород в незакрепленной части ствола с выходом газа на поверхность (грифоны). Для предупреждения гидроразрыва при газопроявлениях перед вскрытием газовых горизонтов обсадная колонна должна быть спущена на такую глубину, при которой обес­печивается перекрытие пород. Значение гидроразрыва пород меньше возможного давления газа при проявлениях. Глубина спуска указанной обсадной колонны Л a ph/a, где Л - глубина спуска обсадной колонны при вскрытии га­зовых пластов в м; рл - максимальное давление жидкости или газа в герметизированной на устье скважине при ее фонтанном проявлении в МПа; а - градиент гидроразрыва пластов, который ориентировочно может быть принят а = = 0,02 МПа/м. Помимо перекрытия комплекса пород, в которых возмо­жен гидроразрыв давлением газовой среды, прочностная ха­рактеристика указанной обсадной колонны должна позво­лить проводить работу по ликвидации возможного фонтани­рования (глушение, что связано с созданием высоких давле­ний) и обеспечивать достаточное сопротивление сминающим усилиям, возникающим в процессе фонтанирования. Для газовых месторождений с большим этажом газонос­ности и аномально высокими давлениями все отложения, в которых возможны поглощения, должны быть перекрыты колоннами обсадных труб до вскрытия газового пласта. Часто для предупреждения поглощений необходимо пере­крывать часть газоносных интервалов дополнительной про- 311

	межуточной колонной до вскрытия основного объекта экс­плуатации. В ряде нефтепромысловых районов при обосновании кон­струкций газовых скважин наблюдается стремление укрепить их устьевую часть. Вызвано это тем, что резьбовые соедине­ния стандартных обсадных труб недостаточно герметичны и при эксплуатации газовых скважин часто возникают межко­лонные проявления и в наиболее тяжелых случаях грифоно-образования. Устьевая часть конструкции усиливается за счет дополни­тельной обсадной колонны перед спуском эксплуатационной.
	4.2.14. ЛИКВИДАЦИЯ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН В зарубежной практике бурения скважин в сложных геологических условиях, когда имеется опасность возникновения нефтегазопроявлений для обеспечения надеж­ности на устье скважин монтируют довольно сложную ком­поновку наземного оборудования, состоящую из нескольких превенторов. На рис. 4.16 представлена схема обвязки устьевого обору­дования, применяемого при вскрытии и испытании пластов в глубоких скважинах, бурящихся как на суше, так и на море со стационарных или с полупогружных платформ. Данная компоновка устьевого оборудования позволяет контролировать бурящуюся скважину при высоких пласто­вых давлениях и ликвидировать возникающие нефте- и газо­проявления (или выбросы). В рассматриваемую компоновку входит следующее оборудование: нагнетательный манифольд 1, штуцерный манифольд 2, кольцевой превентор 3, трубные превенторы 6 и 14, превентор 8 с глухими плашками, напор­ная линия 12 насосов высокого давления, линия 11 для глуше­ния скважин, дополнительная линия для глушения 13, шту­церная линия 9 к штуцерному манифольду, дополнительная штуцерная линия 15 к штуцерному манифольду, устьевая го­ловка 16. Такая компоновка устьевого оборудования позволяет лик­видировать осложнения, которые могут возникнуть в сква­жине как при вскрытии, так и при испытании пластов. Так, например, при возникновении нефтегазопроявлений необхо­димо как можно раньше перекрыть скважину, а затем за- 312

	Рис. 416. Схема обвязки устьевого оборудования, применяемого при вскрытии и испытании пластов

	глушить образовавшийся приток (выброс). После того как скважина перекрыта, прекращается дальнейшее поступление (пластовой) жидкости в скважину. Интенсивность притока снижается не мгновенно, а постепенно, за счет сжимаемости жидкости, заполняющей скважину. Приток жидкости замед­ляется по мере возрастания давления в стволе скважины и полностью прекращается, когда сумма давления нагнетания жидкости на устье скважины и гидростатического давления жидкости в скважине становится равной пластовому давле­нию. При таких ситуациях очень важно знать давление, воз­никшее в бурильных трубах и кольцевом пространстве сква­жины. Эти давления позволяют определить ряд важных па­раметров, которые затем используются при ликвидации воз­никших осложнений. К этим параметрам относятся пласто­вое давление, характер выбрасываемой пластовой жидкости, необходимое противодавление, которое надо создать через штуцер (когда начинается циркуляция для контролирования скважины), плотность раствора для глушения скважины. Эти параметры выбирают исходя из необходимости создания на забое давления, которое при глушении скважины должно превышать пластовое давление, и давление в нагнетательной линии насосов в начале циркуляции. Ликвидацию проявлений (выбросов) производят в два этапа: перекрытие скважин и глушение скважин с удалением жидкости притока из скважи­ны. Поэтапные работы, связанные с перекрытием скважины, зависят от типа скважины, места ее расположения (на суше или на море), буровой установки (стационарные, морские полупогружные или плавучие буровые установки), типа про­водимых работ (в процессе долбления, испытания или при СПО). Перекрытие скважины при помощи рассматриваемой компоновки устьевого оборудования производится в следую­щей последовательности. В случае получения сигнала или предупреждения о возник­новении проявления вскрываемого или испытываемого пласта процесс бурения (испытания) прекращают, рабочую трубу поднимают над столом ротора на такую высоту, чтобы мож­но было установить безопасный клапан под рабочей трубой. Следят также за тем, чтобы против уплотнений превенторов располагалась не муфта, а бурильные (или насосно-компрессорные) трубы. Буровые насосы отключают и прове­ряют скважину на самоприток. Если из скважины начинается перелив, то ее необходимо срочно перекрыть. Эта техноло- 314

	гическая операция выполняется при помощи устьевого обо­рудования или штуцеров. Перекрытие скважины может осуществляться при помощи устьевой арматуры. В этом случае задвижку 10 (см. рис. 4.16) штуцерной линии 9 закрывают, а затем закрывают и превен-тор 6 с трубными плашками. После этого задвижку 10 от­крывают, оставляя закрытой штуцерную линию. Такое пере­крытие скважины проводится быстро, поэтому проявление из пласта в скважину прекращается в течение короткого промежутка времени, и тем самым объем притока и давление нагнетания на устье скважины доводят до минимума. Однако при этом в скважине возникают значительные ко­лебания давления. Эти колебания могут привести к непра­вильному определению значений основных параметров кон­троля скважины (давлений нагнетания на устье скважины). Кроме того, при больших давлениях в скважине для откры­тия задвижки 10 требуется сообщение с нагнетательной сто­роной клапана, так как возникающий при этом перепад дав­ления затрудняет открытие задвижки. Поэтому наряду с использованием устьевой арматуры производят перекрытие скважины с использованием штуце­ров. В данном случае для "мягкого" перекрытия скважины задвижку 10 закрывают, а клапаны 7, 4 открывают. При об­наружении проявления задвижку 10 открывают и направляют поток через штуцер 5 и штуцерный манифольд 2 в циркуля­ционную систему буровой установки. После этого закрывают плашки трубного превентора 6 и медленно перекрывают скважину путем ввода в действие клапана в штуцере 5. Окон­чательное перекрытие скважины достигается закрытием кла­пана 4. Недостатком "мягкого" перекрытия скважины является большая продолжительность процесса, и большие объемы жидкости из пласта поступают в скважину. Это затрудняет контроль за скважиной. Выбор способа перекрытия производится с учетом опыта на данном месторождении и конкретных условий бурения (испытания) скважины, т.е. с учетом разницы между плотно­стями поступающего из скважины бурового раствора и прочностью породы пласта на разрыв у башмака колонны (эквивалентном плотности бурового раствора), максимально допустимого давления на устье скважины, скорости перекры­тия противовыбросового оборудования и гидравлических клапанов и т.д. Входящие в компоновку устьевого оборудования клапаны, 315

	установленные на штуцерной линии 9 и дополнительной штуцерной линии 15, во время работы находятся в открытом положении и используются в случае возникновения аварии или при испытании штуцерного манифольда на давление. Ес­ли выходят из строя штуцер 5 или клапан 4, то поток на­правляют через резервный штуцер, подключенный параллель­но штуцеру 5. В тех случаях, когда проявление возникает во время спускоподъемных операций, то подъем (или спуск) прекращают, верхний замок бурильной трубы размещают нал столом ротора и колонну подвешивают на клиньях. На колонну труб устанавливают безопасный клапан, находящий­ся в открытом положении. После этого закрывают безопас­ный клапан и превентор с трубными плашками. Квадрат приподнимают над столом ротора, безопасный клапан от­крывают и производят регистрацию давлений: перекрытия бурильной колонны в кольцевом пространстве скважины и притока раствора в амбар. После перекрытия скважины, регистрации и определения необходимых параметров надо удалить из скважины жид­кость (газ), поступившую из пласта, и закачать необходимый более тяжелый раствор, вытеснить первоначальный раствор для того, чтобы подвести скважину под контроль и продол­жить бурение или ее испытание. С этой целью используется прямая или обратная циркуляция. В зарубежной практике применяются два метода глушения скважины с использовани­ем контроля за давлением в бурильных трубах, когда давле­ние в кольцевом пространстве на устье при закрытой сква­жине меньше максимально допустимого давления на разрыв обсадной колонны и устьевого оборудования: "Метод бу­рильщика" и "Метод ожидания и веса". Основа "Метода бурильщика" заключается в следующем. При создании циркуляции включают насос, открывают шту­цер 5 (см. рис. 4.16) и его клапан регулируют таким образом, чтобы давление в кольцевом пространстве скважины было равно давлению в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины плюс давление, обеспечивающее коэффициент бе­зопасности, добавляемые к давлению на забое скважины во время работы по глушению скважины (выбросов) в динами­ческом состоянии. В течение всего времени, когда насос развивает заплани­рованную скорость циркуляции, в кольцевом пространстве и бурильных трубах поддерживается постоянное давление. Ког­да насос начинает работать со скоростью, необходимой для глушения скважин, штуцер регулируют таким образом, чтобы 316

	поддерживать давление в бурильных трубах постоянным. Когда разгазированная пачка бурового раствора выйдет из скважины, циркуляцию прекращают и скважину выдержива­ют для стабилизации давления. Если давление в бурильных трубах и в кольцевом пространстве при закрытой скважине равно, то проявление ликвидировано. После этого производят второй этап глушения скважины путем нагнетания в скважи­ну утяжеленного бурового раствора. С этой целью открыва­ют штуцер 5 и включают насос. Пока насос не развил ско­рость циркуляции, рассчитанную для глушения скважины, штуцер регулируют таким образом, чтобы в кольцевом про­странстве давление было постоянным. Когда будет достигнута запланированная скорость циркуляции, штуцер необходимо отрегулировать так, чтобы давление в бурильных трубах бы­ло равно давлению в момент перекрытия колонны бурильных труб на поверхности после появления выброса плюс давле­ние, затрачиваемое на преодоление сопротивлений в гидрав­лических каналах труб, штуцера, долота и т.д., и плюс давле­ние, обеспечивающее вышеупоминавшийся коэффициент безопасности. В процессе циркуляции, по мере того как продолжается нагнетание бурового раствора для глушения скважины, штуцер необходимо отрегулировать так, чтобы давление в бурильных трубах постоянно снижалось. Это снижение давления будет происходить до тех пор, пока рас­твор для глушения скважины не спустится до промывочных отверстий долота. После этого штуцер настраивают так, чтобы давление в бурильных трубах до конца циркуляции было бы постоянным. Когда утяжеленный буровой раствор начинает выходить из скважины, штуцер и скважину закры­вают. Если в бурильных трубах и в кольцевом пространстве скважины избыточного давления нет, то скважина находится под контролем и можно проводить запланированные работы. При глушении скважины "Методом ожидания и веса" все работы проводят в один этап. Отличительной особенностью данного метода является использование для циркуляции при глушении скважины утяжеленного бурового раствора. По­этому, как только перекрывают скважину, начинают приго­товление бурового раствора необходимой плотности. После приготовления утяжеленного раствора создают циркуляцию в скважине. Когда насос набирает необходимую скорость цир­куляции, на штуцере 5 (см. рис. 4.16) поддерживают постоян­ное давление. Как только утяжеленный буровой раствор на­чинает поступать в бурильные трубы с заданной скоростью, штуцер регулируют таким образом, чтобы давление в кольце- 317

	вом пространстве скважины было равно давлению на устье закрытой скважины после обнаружения выброса плюс давле­ние, обеспечивающее коэффициент безопасности. В зависи­мости от состояния скважины и разницы между фактичес­ким давлением на устье скважины и допустимым давлением обсадной колонны и устьевого оборудования, числовое значение коэффициента безопасности принимают равным 1 МПа. После этого штуцер регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах снижалось по заплани­рованному графику. Как только утяжеленный буровой раствор достигнет промывочных отверстий долота, циркуля­цию прекращают, штуцер закрывают. В этот момент избы­точное давление в бурильных трубах должно быть равно нулю, что говорит о превышении гидростатического давления утяжеленного бурового раствора над пластовым. После такой проверки снова открывают штуцер и включают насос. Шту­цер регулируют на запланированное давление, которое под­держивают постоянным до окончания циркуляции. После жидкости выброса из скважины поступает первоначальный раствор, при котором произошел выброс, а затем последует раствор, приготовленный для глушения скважины. Как толь­ко этот раствор будет поступать из скважин, насос останав­ливают, штуцерную линию закрывают. Если в бурильных трубах и кольцевом пространстве избыточного давления нет, то скважина заглушена и можно возобновлять работы. Если же давление в трубах существует, то это говорит о возник­новении второго выброса, и операции по глушению скважи­ны надо повторить. Следует отметить, что если выброс возник в конце испы­тания пласта перед подъемом испытателя пластов из скважи­ны, то циркуляцию раствора при глушении производят через отверстия циркуляционного клапана испытателя пластов. Кроме этого, на верхнем конце бурильных труб или НКТ монтируют устьевую арматуру. Указанные выше методы глушения скважины нашли наи­более широкое применение на зарубежных месторождениях. Значительно реже применяется сопутствующий метод кон­троля скважины, сущность которого заключается в следую­щем. Пока скважина не перекрыта и буровой раствор цир­кулирует, производят его утяжеление. После перекрытия скважины и регистрации давления в бурильных трубах при закрытой скважине, давления в обсадной колонне и притока раствора в амбар рассчитывают первоначальное конечное давление циркуляции и определяют необходимую плотность 318

	бурового раствора. После этого восстанавливают циркуляцию и увеличивают скорость циркуляции до скорости глушения при сохранении постоянного давления в обсадной колонне. Давление в бурильных трубах регулируют до первоначального давления циркуляции. Поэтому для сохранения соответству­ющего давления циркуляции каждый раз, когда увеличивают плотность бурового раствора, производят регулирование штуцера. Все эти операции проводят до тех пор, пока утяже­ленный буровой раствор не достигнет поверхности. Операции по контролю за скважиной сильно усложняются при бурении в море с плавучих буровых установок (кораблей). Трудности возникают в основном потому, что устье скважины и противовыбросовое оборудование нахо­дятся на дне моря, а штуцер размещается на буровом судне. При таком расположении устьевого оборудования вертикаль­ные штуцерные линии имеют большую протяженность и из­готавливаются из труб малого диаметра. При небольших глубинах моря (50-400 м), как правило, в газоносных песках пластовые давления невысокие, но из-за того, что градиент разрыва этих песков небольшой, то для предотвращения подземных выбросов газа нельзя перекры­вать скважину. В этом случае используется отклонитель (рис. 4.17), установленный на верху водоотделяющей колонны на безопасной глубине от буровой установки. Поток неболь­шой, поэтому он легко проходит через водоотделяющую ко­лонну и отклонитель. При больших глубинах моря пластовое давление в газо­носной зоне очень высокое, поэтому приток газа может быть велик. На рис. 4.18 представлены зависимости дебита газа Q при различной глубине моря Н от глубины залегания газовой зоны Л (при бурении и испытании с водоотделяющей колонной, а также без нее). Данные графики позволяют оп­ределить вероятность возникновения выброса газа при глу­бине моря Н 90 и 900 м (с водоотделяющей колонной и без нее). Как видно из приведенных графиков, существует большая разница между притоками газа при использовании водоотде­ляющей колонны и без нее. Это объясняется тем, что если нет водоотделяющей колонны и поступающий поток газа выходит из скважины на уровне грязевой линии (на дне мо­ря), то полное гидростатическое давление морской воды дей­ствует на пласт и замедляет приток газа. Можно также заме­тить, что использование водоотделяющей колонны при большой глубине моря при вскрытии и испытании мелкоза- 319

	Рис. 4.17. Отклонитель
		Рис. 4.18. Графики для определения вероятно­сти возникновения выбросов газа при различ­ной глубине моря: / - с водоотделяющей колонной; II - без во­доотделяющей колонны
	Q, м /мин
		14	—— ___________■ \ -- II > Н=900м ,/ Н=90м / — —
		12 10 8 6 4 2 1
	it-
	О 150 180 210 240 270 300 h, м
	легающих газоносных пластов может представлять опасность из-за очень больших притоков газа, которые необходимо сдерживать в течение неопределенного периода времени. Эти притоки могут превышать емкости оборудования, перераба­тывающего газ на борту судна. Данная ситуация может при­вести к выходу газа на буровой площадке, что создает опас­ность пожара, к выбросу газа с морского дна, если будет сделана попытка уменьшить приток, и к смятию водоотделя­ющей колонны в глубоких водах, если она заполняется толь­ко газом. Таким образом, лучше проводить работы без водоотделя­ющей колонны и с выходом газа из скважины у грязевой линии. Этот метод можно использовать при вскрытии и ис­пытании пластов с ограниченным объемом газа. Однако суд­но может потерять устойчивость из-за уменьшения плавучес­ти, вызванной наличием под кораблем газированной морской воды. Поэтому при строительстве скважины в море, как пра­вило, применяют водоотделяющую колонну. 320

	Рис. 4.19. Схема компоновки устьевого оборудования, устанавливаемого на дне моря
	В этом случае компоновка устьевого оборудования, уста­навливаемого на дне моря (рис. 4.19), состоит из присоедини­тельного устройства 1, кольцевого надувного превентора 2, быстро отсоединяющегося соединителя 3, штуцерной линии 4, линии для глушения скважины 5, кольцевого надувного превентора 6, превентора 7 с глухими срезающими плашка­ми, превенторов 8, 9, 10 с трубными плашками и присоедини­тельного устройства 11, соединенного с устьем скважины 12. Штуцерная линия соединяется с устьевым оборудованием между трубными плашечными превенторами 9 и. 10. Поэтому
	321

	для перекрытия скважины могут использоваться все превен-торы, расположенные выше присоединения штуцерной ли­нии. Линия для глушения скважины присоединяется к устьевому оборудованию под компоновкой превенторов, что обеспечи­вает надежную герметичность перекрытия скважины при со­здании больших избыточных давлений при ее глушении. Рас­положение ввода линии глушения под превентором 7 со сре­зающими плашками обеспечивает нагнетание раствора в скважину, если бурильная колонна будет срезана. Линия для глушения скважины может также использоваться как шту­церная линия, что обеспечивает значительное снижение по­терь давления на трение в процессе притока жидкости. Всего для соединения устьевого оборудования с плавучей буровой установкой монтируются шесть линий, имеются две штуцерные линии и одна линия для глушения скважины. Ос­тальные гидравлические и пневматические линии предназна­чаются для дистанционного контроля и управления погруж­ным устьевым оборудованием. Водоотделяющая колонна и эти шесть линий монтируются из секций длиной 22,8 м. Кольцевой надувной превентор 2 (см. рис. 4.19) присоединя­ется к водоотделяющей колонне. Благодаря этому при штор­ме производится отсоединение водоотделяющей колонны при помощи быстро отсоединяющегося соединения 3 (при закры­том превенторе 2) и отход корабля в безопасное место. По­сле возвращения на место бурения (или испытания) обеспе­чивается безопасное попадание в закрытую скважину. Пре­вентор 2 используется всегда для перекрытия водоотделяю­щей колонны. В случае когда его уплотняющие элементы не обеспечивают герметичность, водоотделяющую колонну вмес­те с превентором поднимают на поверхность для ремонта или замены. Кольцевой превентор 6 используется в компо­новке устьевого оборудования в качестве резервного превен-тора. В случае возникновения проявления (или выброса) цирку­ляцию бурового раствора прекращают, колонну бурильных труб приподнимают на такую высоту, чтобы первое замковое соединение под квадратом находилось на расстоянии 1 м от ствола ротора. Открывают безопасный клапан в штуцерной линии (клапаны на штуцерном манифольде всегда остаются открытыми). После этого закрывают кольцевой превентор 2 с минимальным рекомендуемым давлением, а затем медленно закрывают регулируемый штуцер на штуцерном манифольде и перекрывают ствол скважины. После закрытия скважины 322

	регистрируют давление на устье скважины и бурильную ко­лонну подвешивают в плашечном превенторе. Открывая кольцевой превентор, проверяют герметичность плашечного превентора. После этого проводят технологические операции по глу­шению скважины и удалению жидкости проявления из водо­отделяющей колонны. Если имеются сведения, что в ней мо­жет находиться определенное количество газа, то перед со­зданием циркуляции закрывают превентор. Когда циркуляция заканчивается, то перед открытием превентора первоначаль­ный буровой раствор замещается раствором для глушения через линию для глушения скважины в водоотделяющей ко­лонне. Рассмотренные выше методы ликвидации нефтегазопрояв­лении нашли широкое распространение за рубежом. В отече­ственной практике за последние годы наметилось перспек­тивное направление по ликвидации нефтегазопроявлении - с использованием забойных превенторов. Перенос превенто-ров с устья на забой скважины повышает безопасность при выполнении технологических операций по ликвидации неф­тегазопроявлении и выбросов. 4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИИ Для цементирования скважин, фонтанирую­щих или газонефтепроявляющих, применяются самые раз­личные по составу тампонажные смеси и растворы. Во всех случаях рецептуры подбираются для конкретных скважинных условий: температуры и давления того участка ствола, где не­обходима установка моста, тампона, перемычки. При этом раствор должен обладать пониженной водоотдачей (седимен­тацией), достаточными сроками схватывания и расчетной плотностью. При температурах до 100 °С применяют смеси на базе портландцемента, при более высоких - на базе шлака; если последний отсутствует, в смесь с портландцементом обяза­тельно вводится кварцевый песок. При необходимости иметь тяжелые тампонажные растворы применяют утяжелители (барит, магнетит, гематит и др.); в случае применения облег­ченных растворов используют материалы-структурообразо- 323

	ватели (или реагенты-структурообразователи), требующие введения дополнительного количества воды (для снижения плотности и обеспечения прокачиваемости). Процесс цементирования организовывается с учетом ава­рийной ситуации, хотя элементы технологии процесса те же, что и при цементировании обычной скважины. Тампонажные цементы для ликвидации газонефтепроявле-ний могут быть классифицированы на группы по плотности тампонажного раствора (кг/м3): 1 - легкие (ниже 1400), 2 -облегченные (1400-1650), 3 - нормальные (1650-1950), 4 - утя­желенные (1950-2300), 5 - тяжелые (свыше 2300). В зависимости от вяжущей основы тампонажные цементы делятся на несколько видов: тампонажный цемент на базе портландцемента, тампонажный цемент на базе доменных шлаков, известково-песчаные смеси, прочие на минеральной основе (гипсовые, на основе природных минералов и горных пород) и органические крепители. Для ликвидации газонеф-тепроявлений повсеместно применялся портландцемент, что связано с его доступностью и стабильностью свойств.