В предыдущей статье, мы с вами решили, что основное условие, при котором происходит проявление пласта, это превышение пластового давления над забойным.
Рпл > Рзаб
Соответственно, нам нужно выяснить причины, которые могут привести к данному неравенству.
Необходимо сразу оговориться, далее мы будем обсуждать проблему ГНВП именно при строительстве скважин, да простят меня представители КРС и ПРС.
Если будут предложения в комментариях, можно отдельно поговорить о причинах ГНВП при ремонтах и эксплуатации скважин.
При нормальных условиях строительства скважины, забойное давление должно быть больше чем пластовое:
Рзаб > Рпл
Разница между забойным давлением и пластовым называется дифференциальным давлением ΔР:
Рзаб – Рпл = ΔР
Дело в том, что ΔР напрямую влияет на механическую скорость бурения и, соответственно, на себестоимость строительства скважины.
Доказано на практике, что чем выше дифференциальное давление, тем ниже механическая скорость бурения и наоборот.
С точки зрения эффективности строительства скважины, дифференциальное давление должно быть минимальным.
Особую роль дифференциальное давление играет при вскрытии продуктивных горизонтов. Основная задача при бурении в пределах продуктивного пласта – сохранение естественной проницаемости для обеспечения максимального дебита скважины. Для решения этой задачи, в том числе, необходимо поддерживать минимальную разницу между забойным давлением и пластовым. Иногда, особо отчаянные, пытаются вскрывать скважину на равновесии:
Рзаб = Рпл
С другой стороны, дифференциальное давление должно быть таким, чтобы обеспечить безаварийную и безопасную проводку скважины, то есть обеспечить необходимую величину противодавления на стенки скважины, предупреждая осыпи, обвалы горных пород и, в том числе, препятствовать проявлению пластового флюида.
Подводя итог: дифференциальное давление должно быть минимальным для обеспечения эффективности строительства скважины, но достаточным для обеспечения безаварийности и безопасности.
Величину забойного давления можно регулировать при помощи изменения плотности бурового раствора.
Куда сложнее обстоит дело с пластовым давлением, определить его теоретически невозможно, а уж тем более регулировать его.
Пластовое давление можно измерить только при помощи прямого опробывания пласта на этапе разведочного бурения. Именно по результатам геологоразведочного бурения создается ГТН – геолого-технический наряд на строительство эксплуатационных скважин. В геологической части данного документа в том числе указывается информация о пластовых давлениях по всему разрезу скважины, желательно через каждые 50-100 метров геологического разреза скважины.
К сожалению, в последнее время строительство геологоразведочных скважин стало очень дорогим удовольствием, соответственно количество таких скважин на месторождении будет минимальным, информации для проектирования строительства уже эксплуатационных скважин будет минимум и та, что есть не всегда соответствует действительности.
Таким образом, мы с вами подошли к одной из самых главных, на мой взгляд, причин возникновения ГНВП под названием слабая изученность района бурения.
На этапе составления проекта на строительство скважины по данным геологоразведочного бурения в том числе определяют плотность бурового раствора.
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют по формуле:
ρ = (Рпл + ΔР) / gН
где,
- ρ – это плотность бурового раствора;
- Рпл – пластовое давление;
- ΔР – дифференциальное давление (давлении запаса);
ΔР = Ргст – Рпл;
- g – гравитационная постоянная 9,8м/с2.
- Н – высота столба бурового раствора по вертикали.
Существует известная рекомендация:
- при глубине скважины менее 1200м, забойное давление должно превышать пластовое на 10%;
Рзаб = Рпл + 10%
- при глубине скважины более 1200м, забойное давление должно превышать пластовое на 5%.
Рзаб = Рпл + 5%
Помня о значении дифференциального давления, не сложно догадаться, что это всего лишь рекомендация.
Есть так же железное правило: если геология позволяет использовать в виде бурового раствора воду, нужно использовать воду.
В любом случае, все начинается с информации о пластовом давлении и ее достоверности.
Может случиться так, что реальное пластовое окажется значительно больше указанного в ГТН, со всеми вытекающими последствиями
Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:
- недостаточная плотность бурового раствора вследствие слабой изученности района проведения буровых работ, ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора;
- наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД);
- тектоническая активность горных пород;
- недолив скважины при спускоподъемных операциях;
- поглощение жидкости, находящейся в скважине;
- уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта;
- нарушение технологии бурения, эксплуатации, освоения и ремонта скважин;
- длительные простои скважины без промывки;
- наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа, значительно увеличивающее опасность возникновения газо-нефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
На самом деле, можно перечислить достаточно большое количество причин, которые могут привести к тому, что пластовое давление окажется выше чем пластовое.
Я указал только основные.
Условно все причины возникновения ГНВП можно разделить на две группы:
- геологические причины;
- технологические причины.
Ярким представителем геологических причин, как я уже говорил, является слабая изученность района бурения, технологических причин – банальный недолив скважины во время проведения СПО. О профилактике ГНВП мы с вами обязательно еще поговорим, на канале так же есть видео, на котором затрагиваются, в том числе, проблемы нарушения технологического режима процесса строительства скважины, в том числе и не долив скважины во время подъема бурильной колонны.
Важно помнить, что гораздо проще и дешевле предупредить начало ГНВП, чем ликвидировать его последствия в виде открытого выброса.
Причины перехода газо-нефтеводопроявлений в открытые фонтан:
- недостаточная обученность персонала бригад и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газо-нефтеводопроявлений;
- несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности;
- некачественное цементирование обсадных колонн;
- отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины;
- неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
В следующей статье поговорим о предупреждении ГНВП.
Продолжение следует.