авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


159

УДК 622.248.3

БОРЬБА С ПРОЯВЛЕНИЯМИ И ФОНТАНАМИ ПРИ БУРЕНИИ

ГЛУБОКИХ СКВАЖИН НА СУШЕ И МОРЕ

Семенякин В.С.

Астраханский государственный технический университет, г. Астрахань

e-mail: semenakin@mail.ru

Ермеков М.М.

Филиал «Инженерный центр» АО «Разведка Добыча «КазМунайГаз», г. Атырау e-mail: m.ermekov@ec.kmgep.kz Гизатова Н.З.

Атырауский институт нефти и газа, г. Атырау e-mail gizatovanz@mail.ru Щипакин Р.С Астраханский государственный технический университет, г. Астрахань Аннотация. Неконтролируемые выбросы нефти и газа при бурении скважин происходят по причинам, которые для буровиков непонятны и неожиданны. Несмотря на имеющийся огромный опыт в практике борьбы с открытыми фонтанами и примене ние мощного противовыбросового оборудования, устанавливаемого на устье скважин, ликвидация фонтанов представляет большие трудности.

Ключевые слова: неуправляемый фонтан, глушение скважины, забойное давле ние, плотность промывочной жидкости, поровое давление, давление гидроразрыва, наве денное давление, гравитационное замещение Введение При бурении скважин часто имеют место газонефтяные проявления и пог лощения бурового раствора. Обычно эти осложнения развиваются совместно при вскрытии газоводонефтенасыщенных пластов и пропластков.

В качестве профилактических мер по предупреждению проявлений и пог лощений осуществляют выбор плотности промывочной жидкости, обеспечиваю щей поддержание заданного перепада давлений (наименьшего) на основе разделе ния по глубинам интервалов совместимых и несовместимых горных пород по пла стовым (поровым) давлениям и давлению гидроразрыва [1].

В последнее время разведка на нефть и газ всё более концентрируется на сложных объектах и больших глубинах. Соответственно, бурение становится всё дороже, а осложнения при бурении – всё более трудноликвидируемыми. Чтобы снизить риск таких осложнений, требуются более определенные и точные знания пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва пород и причин возникновения осложнений. Для прогноза порового давления часто используют подходы Бауэрса [2, 3] или Итона [4, 5], а также прямые замеры забойного давления глубинным _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru манометром в бурящихся скважинах при выходе на равновесие при борьбе с про явлениями и поглощениями раствора. В качестве обоснования приводится доста точно хорошее совпадение расчетных значений этого давления по методу Итона с значенимияи, измеренными глубинным манометром.

Анализ нефтегазопроявлений и открытых фонтанов показывает, что их частота намного больше для глубоких скважин, поскольку протяженность ствола, время бурения открытым стволом и пластовое давление при этом выше, а также приходится иметь дело с пластовым флюидом, находящимся под большим давле нием, созданным утяжеленным буровым раствором.

Особенно чувствительны в этом отношении породы, сложенные глинами и солями, где проявляются упругие и пластические деформации пород.

Так, на скважине 89-Заманкул при применении известково-битумного раст вора (ИБР) плотностью 2200 кг/м 3 при бурении каменной соли на глубине 5 300 м произошел гидроразрыв с образованием трещины емкостью примерно 16 000 м3.

После неоднократных попыток выйти на равновесие с пластовым (поровым) дав лением скважина поглотила буровой раствор в объеме 550 м3, после чего ее пере вели на излив рапой. При закрытии устья скважины давление поднялось до пре дельно допустимого значения 28,0 МПа, а после его открытия через несколько минут оно стало равным атмосферному. Через месяц скважина перестала фонта нировать. Перед прекращением выхода рапы из скважины вместе с ней вышел ИБР в объеме тех же 550 м3 и проявление рапой прекратилось, что свидетельство вало о смыкании трещины в толще солевых отложений при гидростатическом давлении, созданным рапой плотностью 1 270 кг/м3. В этом случае по аналогии ликвидации проявлений путем утяжеления бурового раствора можно было бы утверждать, что на забое скважины установилось равновесие между пластовым давлением и давлением, созданным столбом рапы. Это утверждение было бы справедливым, если бы ИБР остался в линзе, которая, как обычно полагают, существует в солевых отложениях.

Подобная ситуация наблюдается и при отборе нефти из нефтегазонасы щенных глин после интенсивных проявлений. Опыт добычи нефти из глин фил ипповского горизонта на скважинах Астраханского ГКМ подтверждает вышеска занное.

Данные о начальных параметрах работы скважин представлены в табл. 1.

При пуске скважин в работу, пластовое давление и давление на устье, де бит нефти и плотность смеси, замеренная гамма-плотномером, сразу начали сни жаться. Так, по скважине 929 в течение нескольких часов текущее пластовое дав ление упало с 58 до 30 МПа и продолжало снижаться, также уменьшился дебит нефти со 160 до 20 м3/сут. (см. рис. 1).

При текущем пластовом давлении 40 МПа начал возрастать газовый фактор, что свидетельствовало о выделении газа из растворенного состояния в свободное при этом давлении. Скважина так и не вышла на стабильный режим работы, что не поз волило обработать данные исследования существующими методами и получить дос _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru товерную информацию о величине пластового давления, параметрах пласта, коэффи циенте продуктивности скважины и т. д.

Полагая, что снижение дебита нефти связано со смыканием трещин, в ре зультате которого прекратился приток пластового флюида к забою скважины, ее ос тановили для восстановления пластового давления. Однако замеры забойного давле ния глубинным манометром до и после остановки скважины показали отсутствие притока нефти к скважине: давление на забое осталось неизменным.

Таблица 1. Данные о начальных параметрах работы скважин Забойное Начальное Наведенное давление давление Начальный Газовый давление № скв. при работе на устье дебит нефти, фактор, Гф, в ПЗП скважины Руст, Qн, м3/сут. м3/ м скважин Рн, МПа Рзаб, МПа МПа 313 77,0 32,5 8,5 250 431 77,3 50,0 4,8 75 929 83,6 58,0 5,6 160 Рис. 1. Изменения среднего значения плотности нефтегазовой смеси (см), пластового давления (Рпл), газового фактора (Гф) и дебита нефти(Qн) во времени При депрессиях в призабойной зоне 30 - 40 МПа, определяемых разностью между давлениями наведенным и забойным, скважины филипповского горизонта фонтанировали с высокими начальными дебитами (см. табл. 1).

Освоение скважин филипповского горизонта показало следующие особен ности, характерные для скважин, вскрывших тектонические ловушки пластового флюида:

– режим работы скважины не регулируется и не управляется. При любом диаметре штуцера происходит падение дебитов нефти во времени вплоть до пре _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru кращения фонтанирования;

– начальные дебиты скважин связаны с высокими наведенными давлениями;

– давление на забое при работе скважины снижается и не восстанавливает ся после прекращения отбора нефти;

– пластовое давление в коллекторе определить прямым измерением при ос тановке фонтанирующей скважины с помощью глубинного манометра не пред ставляется возможным;

– начальные забойные давления определяются наведенным давлением, ко торое было создано в процессе вскрытия продуктивного коллектора при бурении скважины на утяжеленном буровом растворе, плотность которого для борьбы с проявлением иногда повышали до 2 250 кг/м3.

Тем не менее, отсутствие притока нефти к скважинам, имеющим коллектор с низкой пористостью при отсутствии естественной проницаемости не позволяет разрабатывать месторождения ни одним из известных способов. Поэтому, опыт но-промышленная добыча нефти на скважинах 313 и 929 в течение 6 лет, которая была организована на АГКМ, методом гравитационного замещения нефти водой, позволяет рекомендовать этот метод для организации добычи нефти там, где при бурении наблюдали интенсивные проявления [6, 7, 8].

В глинистых породах развитие осложнений обычно связывают с аномаль но-высоким поровым давлением (АВПоД) в коллекторах низкой пористости и проницаемости, что ограничивает дебит поступающего в скважину флюида при организации добычи нефти фонтанным или механизированным способами. Тем не менее, считают, что для борьбы с проявлением при бурении этих отложений необходимо утяжелять буровой раствор.

Обоснованность подобного решения в работе [1] поясняется следующим образом: «Непременным условием утяжеления промывочной жидкости является непрерывное поступление газа в скважину в процессе циркуляции или же наличие перелива на устье после прекращения промывки». Однако хорошо известно, что при отсутствии естественной проницаемости, а не искусственно созданной путем раскрытия трещин при применении утяжеленных растворов, проявлений и погло щений бурового раствора не наблюдается, и что после снижения плотности раствора эти осложнения прекращаются.

Вполне понятно, что при начавшихся проявлениях и борьбе с ними сущест вующим методом, стенки скважины испытывают знакопеременные нагрузки [9].

Самыми значительными из них являются те, которые создаются при поглощениях бурового раствора, сопровождаемые снижением его уровня, а затем подъемом до устья скважины столбом газа. Под действием сил сжатия и растяжения, возникаю щих на стенках ствола скважины, глинистые породы деформируются, возникают осыпи горных пород и кавернообразование, прихваты инструмента и т.д. Поэтому вопрос о предотвращении этих осложнений путем создания противодавления утя желенным буровым раствором вызывает сомнение.

Подобное мнение связано с доминирующим понятием о превалирующей _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru роли горного давления в обвалообразованиях, которое привело к тому, что повсе местно широко применяют утяжеление буровых растворов для создания противо давления на стенки скважин, как метод борьбы с потерей устойчивости пород.

Действительно, использование инертных по отношению к глинистым отложениям буровых растворов, например, безводных растворов на нефтяной основе, как пра вило, способствует сохранению номинального размера скважины, но имеются и исключения. В частности, В.Ф. Роджерс приводит пример применения подобного раствора плотностью 1,80 г/см3, при котором в 216-мм стволе были каверны раз мером до 370 мм. К такому же выводу пришел и В.С. Баранов, который утвер ждал, что “…утяжеление бурового раствора не препятствует образованию расши рений стволов скважины вследствие осыпания пород, но облегчает очистку сква жин от шлама”.

Рассмотрим более подробно проблему выбора плотности бурового раствора.

В мировой и отечественной практике существует понятие о давлении “утечки” (leak off) [10, 11], которое является определяющим параметром при вы боре предельной плотности бурового раствора. Действительно, давление “утечки” есть не что иное, как давление начала раскрытия трещин, следовательно, при его превышении можно получить поглощение и проявление на скважине. Давление гидроразрыва пород является не чем иным, как продолжением процесса раскры тия трещин в зоне влияния наведенного давления. Вполне очевидно, что бурение следует вести при условиях, не вызывающих поглощение бурового раствора и развитие газоводонефтепроявлений. Поэтому нельзя превышать давление начала раскрытия трещин. Таким образом, ограничение по поровому давлению, вызван ное желанием предотвратить возникновение проявлений, не обосновано, посколь ку находящийся флюид в поровом пространстве всегда запечатан и не проявляет себя. В случае же раскрытия трещин он поступает в скважину благодаря гравита ционному замещению нефти тяжелым раствором вследствие вытеснения ее в скважину при противоточном течении, а затем уже начинается борьба с осложне ниями в виде газоводонефтепроявлений, поглощений, а также в виде осыпей гор ных пород и развития процесса кавернообразования. При этом совершенно игно рируется тот факт, что в созданных трещинах борьбу ведут не с пластовым (поро вым) давлением, а наведенным, созданным до этого применяемым буровым раствором. При ступенчатом повышении плотности бурового раствора в соответ ствии с рекомендациями по глушению скважин повышают плотность раствора, увеличивая тем самым зону раскрытия трещин и объем замещаемой нефти. Так возникает противоречие, заключающееся в том, что, с одной стороны, для ликвида ции проявлений требуется более тяжелый раствор, а, с другой, – для ликвидации поглощений требуется более легкий.

О существовании наведенного давления можно судить по данным испыта ний пластов при бурении с применением пластоиспытателей [12, 13, 14].

Результаты испытаний проявляющего пласта на скважине 253 Октябрьской площади в интервале 4 895 - 4 896 м, проведенных в 1975 - 76 гг. с применением _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru МИГ-80 в объединении "Грознефть", приведены на рис. 2а. В процессе испытания был получен газ. Во время второго открытого периода наблюдалось снижение давления в трубах, что было вызвано перетоком жидкости из труб малого диамет ра в трубы большого диаметра.

Во время второго закрытого периода величина восстановленного давления оказалось меньше, чем во время первого. Пластовые давления, определенные по первой и второй КВД, составили соответственно 61,9 и 58,3 Мпа.

Рис. 2. Результаты испытания пласта в интервале 4 895 - 4 896 м скважины 253 Октябрьская объединения «Грознефть»

Результаты испытания были подвергнуты сомнению. Испытание решили повторить после дополнительной подготовки скважины, что было сделано через суток. Для получения более достоверных данных общее время испытания уве личили до 15 ч 25 мин. За это время чередовали три открытых и три закрытых периода. Был получен приток газа, через 80 мин ставший очень интенсивным. Два манометра, установленных в хвостовике, зарегистрировали одинаковые диаграм мы давления (рис. 2б).

При первом и последующих циклах были получены недовосстановленные давления, как это видно на рис. 2.

По КВД определили три значения пластового давления, соответственно, 62,0;

58,9 и 54,0 МПа. В связи с тем, что статическое давление в конце каждого закрытого периода снижалось, был сделан вывод о том, что пласт ограничен по размерам, а не о том, что при отборе флюида пластоиспытателем из низкопрони цаемого коллектора, пластовое давление снижается до гидростатического нор мального пластового давления, равного 49 МПа. Иначе говоря, давления, создан ные буровым раствором по отношению к пластовому и превышающие его, яв ляются наведенными [15].

_ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru Позже подобные результаты также были зафиксированы на других скважи нах Северного Кавказа. Было высказано предположение, что причиной подобного явления является наличие значительной репрессии на пласт при применении утяже ленных буровых растворов и достигающих иногда 20 - 25 МПа.

В начале 90-х годов Proett и др. [16] были первыми, кто представил аналити ческую модель возникновения наведенного давления, которое они назвали как эф фект избыточного давления (ЭИД). При обработке данных измерений динамическо го давления в скважине, они показали, что пластовое давление является избы точным гидростатическим давлением, созданным столбом бурового раствора и то, что оно быстро падает в глинистой корке, а затем медленно снижается в пласте, сравниваясь на некотором удалении от скважины с пластовым давлением Рпл [14].

В дальнейшем это явление легло в основу модели, использовавшую неус тановившиеся давления для определения фильтрационно-емкостных параметров пласта с учетом проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, применив линейный закон Дарси при фильтрации бурового раствора в трещины пород.

Так, теоретическими и практическими исследованиями было подтверждено существование наведенного давления, имеющего в ПЗП более высокое давление по сравнению с пластовым [1, 15] при применении утяжеленных буровых раство ров и возникновении поглощений в пластах с низкой проницаемостью.

Создавая наведенные давления в пласте, можно вызвать не только проявле ния, но и открытый выброс нефти и газа. Такие случаи известны в практике строительства скважин. Однако подобное фонтанирование через несколько часов прекращается, исчерпав весь упругий запас энергии, созданной наведенным дав лением в трещинах.

Открытому фонтанированию в остановленной скважине, например, при проведении ремонтных работ, способствует гравитационное замещение бурового раствора, находящегося в трубном и затрубном пространствах пластовым флюи дом. Буровой раствор, не смешиваясь с пластовым флюидом, опускается на забой и далее уходит в коллектор, а навстречу ему в скважину поступает нефть и газ, которые поднимаются к устью скважины. Не следует забывать, что объем раство ра, ушедшего в пласт, равен объему пластового флюида. По мере продвижения вверх пластовый флюид заполняет пространство в скважине до самого устья, где давление близко к атмосферному. При этом газ увеличивает свой объем во столь ко раз, во сколько наведенное давление в околоствольной зоне было выше атмо сферного. По мере снижения давления происходит интенсивный выброс остав шейся части бурового раствора из трубного и затрубного пространств. Объем газа на устье скважины измеряется сотнями и тысячами кубометров. Причем, началь ная стадия развития фонтанирования при отсутствии циркуляции раствора в сква жине остается незамеченной. Выброс бывает настолько неожиданным, что буро вики иногда не успевают закрыть превенторы и установить шаровой кран над бурильными трубами.

_ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru Развитие проявлений в остановленной скважине можно записать в следую щем виде:

Рзаб Рпл, P1 = Pзаб – Pпл, Vскв – Vбр+ Vнг, Vбр Vнг.

Уровень бурового раствора в скважине снижается.

Рзаб = Рпл, Pзаб = Pпл, Vскв – Vбр+ Vнг, Vбр = Vнг.

Чистое гравитационное замещение. Уровень раствора не снижается и не повышается.

Рзаб Рпл, P2 = Pпл – Pзаб, Vскв – Vбр+ Vнг, Vбр Vнг.

Наблюдается выход бурового раствора из скважины с постоянно увеличи вающейся интенсивностью.

При бурении скважины вследствие начавшегося поглощения бурового раст вора могут наблюдаться все три стадии развития проявлений, отмечаемых сниже нием плотности выходящего раствора из скважины, уменьшением или увеличени ем объема раствора в приемных мерниках буровых насосов. При этом может быть случай, когда при кольматации пор и трещин продуктивного горизонта, имеюще го АВПД, ни проявлений, ни поглощений не происходит. Допустим, что при даль нейшем углублении скважины был вскрыт небольшой пропласток высокой пори стости и проницаемости. Незакольматированный пропласток приводит поэтапно к развитию проявлений, приводя к открытию каналов фильтрации во всей заколь матированной зоне пласта. По такому сценарию развиваются проявления, закан чивающиеся открытыми фонтанами, приводящими к пожарам на буровой, челове ческим жертвам и другим негативным последствиям.

По существующей технологии глушения открытых фонтанов после ликви дации пожара и восстановления устья скважины обычно приступают к закачке утяжеленного бурового раствора.

Имеющийся опыт глушения газовых и газонефтяных фонтанов даже при спущенной колонне бурильных труб до кровли продуктивного горизонта показы вает, что прямая закачка бурового раствора, плотность которого, естественно, вы ше градиента пластового давления, приводит к тому, что давление на устье закры той скважины в затрубном пространстве быстро возрастает и может достигнуть предельного значения, определяемого для него. Если же давление на устье позво ляет вести нагнетание раствора, то и в этом случае не происходит сплошного вы теснения пластового флюида из скважины, так как поток тяжелого раствора под действием сил гравитации разрывается на части при ускоренном течении на забой скважины и затормаживается в ПЗП, создавая высокое наведенное давление, ко торое приводит к необходимости борьбы уже не с пластовым давлением, а соз данным при глушении и превышающем его. После подобного глушения обнару живают присутствие давления на устье скважины, а иногда и техногенную залежь нефти и газа в вышележащих водоносных песчаниках, что свидетельствует о раз рушении обсадных колонн вследствие температурной деформации, происходящей при снижении температуры от пластовой до температуры закачиваемого бурового и цементного растворов.

_ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru При более сложных ситуациях, например, отсутствия в скважине буриль ных труб или отсутствии возможности осуществить циркуляцию раствора в труб ном и затрубном пространствах, способ прямого глушения неприменим.

В связи с вышеизложенным была разработана новая технология глушения скважин [17] и применена на целом ряде скважин Северного Кавказа. Она позво ляет ликвидировать любой выброс нефти и газа из продуктивных горизонтов на оптимальном режиме и состоит из двух стадий. На первой стадии закачивают лег кую жидкость, которая позволяет снизить давление на устье скважины, вытеснить нефть и газ и создать гидростатическое давление на забое большей величины, чем оно было при фонтанировании. Объем жидкости глушения принимают равным объему скважины. Закачка жидкости осуществляется при подаче насоса не выше 5 л/с, чтобы позволить ей опуститься по стенкам труб до забоя при встреч ном потоке смеси нефти и газа. Давление на забое повышается, а депрессия на пласт уменьшается, что приводит к снижению дебита скважины. Низкая скорость течения жидкости глушения позволяет охладить обсадные трубы и предотвратить их повреждение. Эта стадия глушения скважины “Deepwater horizon” в Мекси канском заливе получила название “Static kill”.

После закачки расчетного объема жидкости глушения начинается вторая стадия глушения фонтана утяжеленным буровым раствором, плотность которого определяется по начальному пластовому давлению. Эта стадия получила название “Top kill”. На этой стадии продолжают вытеснять из скважины пластовый флюид утяжеленным раствором и замещать легкую жидкость глушения, удаляя ее в пласт.

Закачку утяжеленного раствора прекращают после полного заполнения внутренне го пространства скважины.

Первым примером глушения скважины по приведенной технологии яв-ля ется газонефтеводяной открытый фонтан на скважине 7-Тарки, расположенной в 5 км от г. Махачкалы. Скважина была оставлена без циркуляции бурового раство ра примерно на один час при вскрытии отложений верхнего мела. При начавшем ся фонтанировании из скважины были выброшены бурильные трубы, возник по жар, приведший к полному уничтожению буровой вышки и оборудования. Сразу же после возникновения открытого фонтана было принято решение о подготовке устья скважины к принудительному спуску под давлением колонны НКТ в сква жину для ликвидации выброса.

На скважине удалось установить крестовину от фонтанной арматуры на колонную головку.

Глубина скважины на момент выброса составляла 3 496 м. Начальное пла стовое давление было аномальным и равным 45 МПа. При фонтанировании были установлены:

– дебит скважины по нефти – 1 500 м /сут;

– дебит пластовой воды – 3 000 м /сут;

– газовый фактор - 500 м /т;

– температура на устье скважины – 115 °С.

_ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru При спуске колонны НКТ под давлением она неожиданно стала на отметке 1 254 м. Стало очевидным, что применить существующую технологию глушения прямой задавкой утяжеленного раствора невозможно. Было принято решение глу шить скважину по новой технологии.

Перед глушением на расстоянии 200 м от устья скважины смонтировали сепарационную установку и обвязали ее со скважиной. На боковых отводах были установлены штуцеры, позволяющие регулировать давление на устье скважины от минимального при фонтанировании до предельного – 15 МПа, чтобы не допу стить разгерметизации фланцевых соединений крестовины. Существующее огра ничение по давлению на устье скважины потребовало проведения расчетов для определения оптимального процесса глушения.

Был разработан оптимальный вариант глушения скважины, по которому в качестве жидкости глушения на первой стадии применили воду. Было определено время заполнения скважины водой, которую закачивали одним цементировочным агрегатом при начальном давлении на устье 6 МПа с расходом 5 л/с. На второй стадии использовали хлоркальциевый раствор плотностью 1 350 кг/м3.

При глушении скважины замерялись следующие параметры:

– давление нагнетания;

– объем закачиваемой жидкости;

– давление в НКТ на устье скважины;

– давление в кольцевом пространстве;

– температура закачиваемой жидкости.

Процесс глушения скважины был осуществлен по предложенному плану и представлен в табл. 2.

Как видно из табл. 2, максимальное давление в кольцевом пространстве на устье скважины в процессе глушения не превышало 9,5 МПа. После остановки агре гатов было определено забойное давление, которое оказалось равным 36,6 МПа, превысив текущее пластовое давление, принятое в расчетах на 0,6 МПа, опреде ленное по соседним скважинам. На следующий день был замерен уровень жидко сти в НКТ. Он оказался на глубине 60 м. Закачали 80 м 3 бентонитового раствора утяжеленного баритом и приступили к восстановлению устья скважины.

На этом процесс глушения открытого фонтана был закончен.

Рассмотрим еще один пример глушения фонтана на разведочной скважине 9-Червленая.

Первые нефтегазопроявления начались при бурении фораминеферовых глин при плотности бурового раствора 1 900 - 1 930 кг/м3. При забое 5 154 м после проведения СПО при восстановлении циркуляции из скважины наблюдался вы ход раствора плотностью 1 800 - 1 860 кг/м3 с содержанием газа от 10 до 15 %.

В соответствие с [1] повысили плотность бурового раствора до 1 960 - 1 980 кг/м3.

Однако дальнейшее углубление скважины сопровождалось разгазированием бу рового раствора со снижением плотности до 1 780 кг/м3. Содержание газа уве личилось до 70 %.

_ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru Таблица 2. Процесс глушения скважин Кол-во Давление Давление Объем Время, закачи- на устье на устье жидкости час, ваемой в затрубном Примечания в НКТ, глушения, мин жидкости, пространстве, м МПа л/с МПа 12.15 5 7,0 5,0 6 Начало глушения водой, 12.30 5 7,0 5,0 работает 1 агрегат, температура воды 50 °С 12.35 10 7,0 5, 12.50 20 7,0 5,0 15 Работают 4 агрегата, 13.08 20 7,0 6,0 прикрыли одну струну 13.25 30 8,0 6, 13.30 30 8,0 7,0 13.50 30 8,5 8, 13.55 25 8,5 8,5 110 Нижнюю струну закрыли 14.00 25 9,5 9,5 180 Закрыли верхнюю струну 14.30 25 7,0 7,0 Начали качать воду 14.35 25 5,0 5,0 в затрубное пространство 16.12 25 2,5 2,5 Остановили закачку воды 16.20 25 1,0 1,0 Начали закачку СаСl2, = 1 350 кг/м Было принято решение провести замер пластового давления пластоиспыта телем при забое 5 206 м. Оно оказалось равным 99 МПа, созданным столбом буро вого раствора в ПЗП. Однако, полагая, что при применении раствора данной плот ности, они вышли на равновесие с пластовым давлением, то в соответствии с [1] вновь повысили плотность раствора до 2 040 - 2 060 кг/м3.

После утяжеления раствора до 2 040 кг/м3 при промывке из интервала 5 168 - 5 206 м вышел буровой раствор еще более меньшей плотности, равной 1 540 - 1 720 кг/м3, что свидетельствовало о продолжающемся, но уже более интен сивном развитии гравитационного замещения пластового флюида более тяжелым буровым раствором.

Бурение скважины продолжили. На глубине 5 285 м скважина поглотила бу ровой раствор с падением уровня в затрубном пространстве на 125 м. Закачали в затрубное пространство раствор плотностью 1 940 - 1 960 кг/м3. Скважина вновь пог лотила буровой раствор с падением уровня на 470 м. Снова снизили плотность до 1 880 - 1 860 кг/м3. Уровень раствора появился на устье. Продолжили бурение с частичным поглощением бурового раствора при забойном давлении 99 МПа.

В интервале 5 275 - 5 300 м с помощью пластоиспытателя измерили пласто вое давление, которое оказалось равным 74 МПа. По данному давлению была принята плотность бурового раствора, равная 1 420 кг/м3. Однако, чтобы предот вратить нефтегазопроявления из вышележащих фораминеферовых глин, не перекры _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru тых колонной, продолжили бурение на растворе с прежней плотностью 1 800 - 1 кг/м3. При этом репрессия на продуктивный пласт составила 2,5 МПа.

Бурение продолжили до глубины 5 341 м. После очередного спуска долота из скважины при промывке в течение 1,5 ч выходил разгазированный буровой раствор со снижением плотности до 1 140 кг/м3 и содержанием газа до 55 %, что свидетельствовало о продолжающемся более интенсивном процессе гравитаци онного замещения пластового флюида буровым раствором. Однако в соответ ствии с [1] причину нефтегазопроявлений объяснили недостаточной плотностью бурового раствора, не обеспечивающей противодавление на пласт с АВПД.

Бурение продолжили на растворе плотностью 1 840 - 1 860 кг/м3. При оче редном подъеме инструмента начался интенсивный перелив бурового раствора.

Поэтому после извлечения каждых 5 бурильных свечей в скважину заливали буро вой раствор объемом 0,8 - 0,9 м3.

В башмаке 178-миллиметровой колонны на глубине 5 154 м осуществили промывку в течение 4 ч, после чего продолжили подъем инструмента.

При нахождении долота на глубине 4 800 м был отмечен сифон. Для борь бы с сифоном закачали в трубы буровой раствор плотностью 1 840 - 1 860 кг/м3.

После этого инструмент был поднят до глубины 4 290 м, после чего снова появился сифон.

Было принято решение спустить бурильный инструмент и промыть сква жину для вымыва поступившего пластового флюида. Инструмент был спущен до глубины 4 475 м и на ведущую трубу установлен шаровой кран. Перелив резко увеличился. Закрыли шаровой кран и закрыли превентор. Через 5 мин в затруб ном пространстве давление увеличилось с 10 до 45 МПа. При этом давлении выр вало масленку, установленную на корпусе коренной задвижки фонтанной армату ры фирмы «Камерун», опрессованной совместно с последней промежуточной колонной на давление 55 МПа. Пустили скважину в работу по нижним струнам крестовины. Скважина зафонтанировала с дебитом нефти 2 500 м3/сут и воды – 2 500 м3/сут. Количество свободного газа, выходившего из скважины, было около 1 000 000 нм3/сут. Давление в затрубном пространстве снизилось до 23 МПа, а в колонне бурильных труб – до 36 МПа.

Принимая во внимание, что прямая задавка скважины может привести к еще большему повышению давления на устье и превысить предельное давление, приняли решение заглушить скважину, используя гравитационное замещение.

Был составлен план глушения, в соответствии с которым на второй стадии глушение должно быть закончено с выходом на равновесие забойного давления с пластовым, после чего доопустить колонну бурильных труб до глубины 5300 м, восстановить циркуляцию, выравнять плотность бурового раствора по циклу цир куляции и установить новую задвижку.

В соответствии с разработанным планом приступили к глушению скважи ны с применением гравитационного замещения путем нагнетания воды при при _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru нятом диапазоне изменения давления на устье скважины и провели глушение скважины, которое продолжалось полтора часа.

Процесс глушения методом гравитационного замещения с выходом снача ла на забойное давление, а затем при давлении в затрубном пространстве 10 МПа – на пластовое, был завершен при давлении нагнетания раствора 36 МПа. После остановки насосов давления в трубном и затрубном пространствах сразу же сни зилось до нуля, восстановили циркуляцию для выравнивания плотности раствора в скважине. При отсутствии проявления и поглощения сменили задвижку и было принято решение спустить эксплуатационную колонну и передать скважину в эксплуатацию.

Процесс глушения представлен на рис. 3, на котором хорошо видны циклы подъема и снижения давления нагнетания на устье скважины в затрубном про странстве при увеличении расхода нагнетаемого бурового раствора плотностью 2 200 кг/м3.

Рис. 3. Глушение фонтана на скважине 9 Червленная На скважине 24 Шамхал-Булак при подъеме бурильного инструмента произошел выброс бурового раствора из скважины вместе с оставшимися буриль ными трубами, на буровой возник пожар, приведший к падению вышки. Скважи на фонтанировала газом из отложений верхнего мела. В течение месяца вели борьбу с пожаром, после чего удалось на обсадной колонне установить планшай бу, сверху которой поднималась труба с двумя отводами диаметром 140 мм, од ним – вертикально, а другим – горизонтально. В скважину удалось спустить одну трубу того же диаметра.

Было принято решение исследовать скважину на приемистость методом гравитационного замещения, для чего по боковому отводу произвели закачку бен тонитового раствора плотностью 1 080 кг/м 3 с расходом 5 л/с. Всего закачали 10,4 м3 раствора без какого-либо повышения давления на устье и выброса раство ра на факел. Исследования показали возможность глушения газового фонтана даже при отсутствии колонны труб, спущенных в скважину. При этом процесс глушения был разбит на несколько этапов.

На первом этапе глушения в скважину закачали 20 м3 бентонитового раст вора плотностью 1 060 кг/м3 вместе с 5 м3 ракушки размерами 1010 мм, эту смесь продавили бентонитовым раствором плотностью 1 020 кг/м3 в объеме 18 м3 посте _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru пенно увеличивая подачу раствора с 12 до 30 л/с. Затем закачали вместе с раство ром еще 5 м3 ракушек размером до 5 мм. Всего закачали 43 м3 раствора.

Закачка раствора осуществлялась при открытом выходе газа из скважины, и сопровождалась постоянным снижением давления на устье c 4,2 МПа до атмо сферного. Всего закачали 150 м3. Убедившись, что, несмотря на искусственный за бой, процесс поглощения продолжается, закачали в скважину соляро-бентонито вую смесь и продавили ее до забоя, обеспечив стабильный уровень бурового раст вора в скважине.

На этом процесс глушения газового фонтана на скважине 24 Шамхал-Булак был закончен.

Однако неуправляемые фонтаны продолжают случаться, о чем свидетель ствует последнее событие на скважине Deepwater Horizon в Мексиканском заливе.

Deepwater Horizon – полупогружная нефтяная платформа сверхглубоковод ного бурения с системой динамического позиционирования в сентябре 2009 года пробурила в Мексиканском заливе в районе месторождения Тайбер самую глубо кую на тот момент скважину, достигнув глубины 10 680 м, из которых 1 259 м составляла вода.

Открытый фонтан произошел в Миссисипском каньоне в центральной час ти Мексиканского залива южнее Луизианы. После спуска и цементирования экс плуатационной колонны на устье скважины были установлены гидравлический, трубный и срезной превенторы, которые по команде с платформы могли надежно перекрыть трубное и затрубное пространства и, срезав бурильную трубу, пере крыть полностью устье скважины. Ничто не предвещало аварию. Море было спо койным, и уровень воды находился ниже ватерлинии (см. фото 1).

Фото На фото хорошо видно расположение устьевого превентора, расположен ного в верхней части колонны бурильных труб. Циркуляция раствора отсутство вала, работали две из шести энергетические установок, обеспечивающих все сило вые агрегаты и жизнедеятельность членов экипажа и рабочих платформы. В спо койной обстановке почти весь день шли переговоры о передаче скважины в экс _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru плуатацию. Можно предположить, что были причины, по которым эксплуатаци онники не хотели принимать скважину от оператора ВР, бурившего скважину.

Эксплуатационная колона была установлена и зацементирована компанией Hal liburton Energy Services. После затвердения цемента, провели интегрированную оценку качества проведенных тампонажных работ. Компания сделала заключе ние, что на скважине ничего не случится и можно добывать нефть. Однако забой ный датчик давления зафиксировал незначительные изменения давления, что мог ло быть причиной некачественного цементирования эксплуатационной колонны, предупреждая о поступлении газа через цементный камень в затрубное про странство и выходом из него под водой наружу за эксплуатационной колонной.

Это привело к образованию газогидратов, до поры до времени остававшихся на глубине расположения устья скважины, а затем они начали разрушаться и подни маться вверх вдоль бурильных труб по вертикали. Появились первые признаки выхода из воды газа, море закипело на месте выхода газа. Плотность воды, насы щенная пузырьками газа, снизилась, и платформа потеряла остойчивость (см.

фото 2), уровень воды поднялся выше ватерлинии и она накренилась в том месте, где больше всего поступало газа со дна моря. Становится очевидным, что это произошло потому, что закаченный утяжеленный тампонажный раствор вслед ствие гравитации частично ушел в пласт при поглощении, образовав каналы фильтрации в заколонном пространстве, по которым газ поднялся от башмака ко лонны до устья скважины. Это была основная причина появления открытого фонтана.

Фото Газ пришел на платформу примерно в 9 часов 45 минут 20 апреля. Все датчиков обнаружили метан. Газ из скважины под огромным давлением вырвался из скважины, не дав возможности установить шаровой кран на бурильную трубу, а затем произошел взрыв на третьей энергетической установке, а следом и на шестой. Так начался пожар. Усилия многочисленных кораблей потушить пламя не привели к успеху. 22 апреля было обнаружено поступление нефти с дебитом 780 м3/сут. Утром этого же дня после 36 часового пожара (см. фото 3) буровая платформа Deepwater Horizon затонула (см. фото 4). Вскоре дебит увеличился до _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru 9 900 м3/сут., а затем постепенно сократился до 8 400 м3/сут., что явилось след ствием снижения пластового давления в зоне дренирования.

Фото 3 Фото Первые попытки остановить выброс нефти путем закрытия задвижек на устье скважины с помощью подводной робототехники не привели к положитель ным результатам. Следующая попытка установить 125-тонный колокол над са мым большим местом выхода нефти для откачки ее в танкеры также провалилась из-за образования кристаллогидратов метана, которые закрыли отверстие, распо ложенное сверху колокола. Попытки закачать в скважину тяжелый буровой раст вор через превентор для глушения скважины также было неудачным решением.

Более успешным мероприятием было размещение в пустой разорвавшейся трубе туб меньшего диаметра для сбора нефти на борту корабля с буровой установкой.

3 июня 2010 г. ВР подняло смятую трубу меньшего диаметра, вытащив ее из пре вентора и убрало устройство, соединяющего его с трубой.

В середине мая было рассмотрено предложение о применении водородной атомной бомбы, разработанной в Sandia National Laboratories, но 24 мая от этой идеи отказались из-за неопределенности в ожидаемом результате.

Для глушения скважины 2-го мая было начато бурение наклонной скважи ны Development Driller III, а 16-го мая – скважины II с проектными глубинами 5 500 м каждая.

10 июля была установлена фланцевая переходная катушка с тремя отвода ми. 15 июля провели испытание при присоединенной к ней трубе, конец которой находился на танкере. Под давлением на устье скважины газированная нефть начала поступать на танкер.

После герметизации устья скважины приступили к глушению скважины.

Был составлен план глушения скважины, который состоял из двух стадий. На пер вой стадии под названием “Static kill”, как и на скважине 24-Шамхал Булак, долж ны были закачать легкую жидкость, добавить в нее песок и гравий для создания искусственного забоя с целью снижения проницаемости, а затем перейти ко вто рой стадии “Top kill” и закачать в скважину тяжелый буровой раствор. В качестве легкой жидкости использовали дегазированную нефть, которую нагнетали с рас _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru ходом 5 л/с в течение 8 часов. Всего было закачено 150 м 3 нефти, что позволило понизить температуру во всем стволе скважины и предупредить разрушение экс плуатационной колонны.

Операторы были весьма удивлены, что легкая жидкость пошла вниз на забой скважины, в то время как тяжелый раствор закачать не удалось. После завершения операции “Static kill” было заявлено, что вышли на статические усло вия, обеспечив снижение давления внутри бурильной колонны и временную оста новку потока нефти и приступили ко второй стадии “Top kill”. При выполнении этой операции в пласт было закачено более 350 м 3 тяжелого раствора, после чего провели цементирование внутренней полости бурильной колонны и открытой части продуктивного горизонта.

Несмотря на то, что работы по глушению скважины было закончены, руко водство ВР заявило, что некоторые ученые верят, что возможна подвижка горных пород, которые содержат нефть, могущих привести к их коллапсу, и подобное глушение не может рассматриваться, как постоянная ликвидация притока, что перед фрезерованием эксплуатационной колонны с помощью наклонной скважи ны необходимо снять вышедший из строя превентор весом 300 тонн и установить новый на тот случай, если повысится давление на устье скважины при зарезке в эксплуатационную колонну наклонной скважиной.

3 сентября подняли превентор, а 16 сентября наклонная скважины закончи ла врезку в эксплуатационную колонну, после чего до устья скважины подняли цементный раствор. Так была ликвидирована скважина Deepwater Horizon в Мек сиканском заливе.

В сентябре 2011 г. Правительство США опубликовало заключительный доклад по причинам открытого фонтанирования, в котором говорится, что глав ной причиной является превентор.

Выводы 1. Проявления при бурении скважин зависят от типа пород, которые следу ет подразделять на два типа: коллектора, насыщенные нефтью и газом под пласто вым давлением, и неколлектора, также содержащие углеводороды и рассол под давлением, равным гидростатическому, и находящиеся в запечатанном виде в тре щинах напластования, например, в глинах или в отложениях солей. При превыше нии давления раскрытия трещин в них могут возникать проявления;

2. При бурении естественные трещины или созданные при превышении давления при бурении не кольматируются, что способствует возникновению ос ложнений в виде поглощения раствора и проявления. Причем, проявления носят гравитационный характер, что означает равенство объемов поглощенного раство ра и притока пластового флюида в равных количествах;

3. При превышении давления раскрытия трещин в последних создается на веденное (избыточное) давление, вызывающее ложное представление об аномаль но высоком пластовом давлении, которое определяется величиной забойного и _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru меняется в зависимости от плотности бурового раствора. Ликвидация проявления традиционным утяжелением бурового раствора не дает положительного результа та, а способствует дальнейшему развитию осложнений.

4. Борьба с осложнениями при бурении коллекторов не препятствует их ликвидации даже при превышении пластового давления при условии кольматации трещин. Зная пластовое давление легко определить необходимую плотность раст вора и вести углубление скважины без осложнений, проводя контроль за прито ком пластового флюида.

5. Начавшийся интенсивный приток пластового флюида при бурении не коллекторов легко устраняется свободным изливом при снижении устьевого дав ления до атмосферного. Через несколько часов приток пластового флюида в сква жину прекращается благодаря смыканию трещин;

6. Оставление скважины без циркуляции бурового раствора при бурении коллектора приводит к гравитационному замещению его пластовым флюидом.

Если вовремя не были приняты меры по удалению нефти и газа из бурового раст вора, то может возникнуть неуправляемый выброс и открытое фонтанирование.

Распознать причину проявления весьма сложно, потому что величина забойного давления не изменяется;

7. Борьба с открытым фонтаном в этом случае с применением традиционно го метода закачки тяжелого раствора в скважину чаще всего заканчивается цементи рованием всего ствола скважины с последующими негативными явлениями;

8. Ликвидация открытого фонтанирования должна вестись на основе пре вышения статического давления на забое скважины легкой жидкостью, с нагнета нием ее в струю восходящего потока нефти и газа. Во всех случаях в колонне труб, как показывает практика глушения фонтанов, нагнетаемый раствор или диз топливо опускается в скважину, создавая давление на забое, превышающее забой ное и снижая депрессию на пласт. Постепенное увеличение давления выше забой ного приводит к прекращению притока пластового флюида, отмечаемому по отсутствию выхода нефти и газа из скважины, после чего в скважину, если позво ляет оборудование устья скважины, закачивают буровой раствор, который приме няли при бурении. В этом случае можно сохранить скважину и завершить работы по проекту, либо ликвидировать скважину, как это сделали специалисты ВР.

Литература 1. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышлен ности). М.: Нефть и газ, 2003. 272 с.

2. Bowers G.L., Pore pressure estimation from velocity data: accounting for overpressure mechanisms besides undercompaction // SPE Drilling & Completion, 1995. Volume 10. Number 2. PP. 89 - 95. DOI 10.2118/27488-PA _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru 3. Bowers G.L. Pore pressure estimation from velocity data: accounting for overpressure mechanisms besides under compaction, in Pore pressure and fracture gradients, SPE reprint Series No. 49, SPE, Richardson, pp. 78-84.

4. Eaton B.A. Graphical method predicting pressure worldwide // World Oil.

1972. Volume 185. PP. 51 - 56.

5. Eaton B.A, Eaton T.L. Fracture gradient prediction for the new generation // World Oil. 1997. October. PP. 93 - 100.

6. Sheffield M. Three-Phase Fluid Flow Including Gravitational, Viscous and Ca pillary Forces // SPE Journal. 1969. Vol. 9. Issue 2. PP. 255 - 269. DOI 10.2118/2012-PA 7. Thompson J.L., Mungan N., A laboratory study of gravity drainage in frac tured systems under miscible conditions // SPE journal. 1969. Volume 9. Issue 2.

PP. 247 - 254. DOI 10.2118/2232-PA 8. Патент РФ № 2103487. МПК Е21В43/20. Способ разработки тектониче ски экранированной нефтегазовой залежи / Семенякин В.С., Суслов В.А., Щуго рев В.Д. Заявл. 5.07.96. Опубл. 27.01.1998.

9. Семенякин В.С., Семеняк М.В., Семенякин П.В., Ботвинник П.В. Разви тие осложнений при бурении и спускоподъемных операциях в открытом стволе скважины // Нефтяное хозяйство. 1999. № 12. С. 20 - 22.

10. Mouchet J.P., Mitchell A. Pressions anormales en cours de forage: origine, prvision, dtection, evaluation. Pau. Socit Nationale Elf Aquitaine. 1987. 264 p.

11. Семенякин В.С., Семенякин П.В., Семеняк М.В., Ботвинник П.В. Опре деление давлений «утечки» и гидроразрыва горных пород // Нефтяное хозяйство.

1998. № 12. С. 8 - 10.

12. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов М.Л., Белов А.Б. Испытания скважин в про цессе бурения. М.: Недра, 1982. 310 с.

13. Kuchuk F.J., Ramakrishnan T. S., Dave Y. Interpretation of wireline forma tion tester packer and probe pressures // SPE Paper 28404, SPE’s 69th Annual Tech nical Conference and Exhibition, New Orleans, 1994. DOI 10.2118/28404-MS 14. Goode P.A., Thambynayagam R.K.M. Influence of an invaded zone on a multiprobe formation tester // SPE Formation Evaluation. 1996. Volume 11. Number 1.

pp. 31 - 40. DOI 10.2118/23030-PA 15. Chang Y., Hammond P.S., Pop J.J. When should we worry about superchar ging in formation pressure while drilling measurement // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2008. Volume 11. Issue 1. PP. 165-174. DOI 10.2118/92380-PA 16. Porett M., Fogal J., Welshans D., Gray C. Formation pressure testing in the dynamic drilling environment. IADC/SPE Paper 87090 presented at IADC/SPE Drilling Conference, 2-4 March 2004, Dallas, Texas. DOI 10.2118/87090-MS 17. Патент РФ № 2131970. МПК Е21В43/12. Способ глушения скважин / Семенякин В.С., Семенякин П.В., Суслов В.А., Костанов И.А., Щугорев В.Д.

Заявл. 26.11.1997. Публ. 20.06.1999.

_ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru UDC 622.248. FORMATIONS AND FOUNTAINTS CONTROL WHEN DRILLING DEEP WELLS ON LAND AND SEA V. S. Semenyakin Astrakhan Institute of Oil and Gas of ASTU, Astrakhan, Russia e-mail: semenakin@mail.ru M.M Ermekov «Engineering Center», «KazMunayGas» Exploration&Production» JSC Republic of Kazakhstan, e-mail: m.ermekov@ec.kmgep.kz N,Z. Gizatova Atyrau Institute of Oil and Gas, Atyrau, Republic of Kazakhstan e-mail gizatovanz@mail.ru R.S. Shipakin Astrakhan Institute of Oil and Gas of ASTU, Astrakhan, Russia Abstract. Existing methods of drilling at application of the most perfect technics and the control of wells not always provide safe conducting works. Blowouts result from uncon trolled kicks, hence – it is incumbent on all persons directly concerned with drilling operations to understand kicks, their causes, modes and basic means of closing them.

Keywords: blowout, well killing operation, bottom hole pressure, drilling mud weight, pore pressure, breakdown pressure, induced pressure, gravity substitution References 1. PB 08-624-03. Pravila bezopasnosti v neftyanoi i gazovoi promyshlennosti (Safety regulations for oil and gas industry). Moscow, 2003. 272 p.

2. Bowers G.L., Pore pressure estimation from velocity data: accounting for overpressure mechanisms besides undercompaction // SPE Drilling & Completion, 1995, Vol. 10, Issue 2, pp. 89 - 95. DOI 10.2118/27488-PA 3. Bowers G.L. Pore pressure estimation from velocity data: accounting for overpressure mechanisms besides under compaction, in Pore pressure and fracture gradients, SPE reprint Series No. 49, SPE, Richardson, pp. 78-84.

4. Eaton B.A. Graphical method predicting pressure worldwide, World Oil, 1972, Vol. 185, pp. 51 - 56.

5. Eaton B.A, Eaton T.L. Fracture gradient prediction for the new generation, World Oil, 1997, October, pp. 93 - 100.

6. Sheffield M. Three-Phase Fluid Flow Including Gravitational, Viscous and Ca pillary Forces, SPE Journal, 1969, Vol. 9, Issue 2, pp. 255 - 269. DOI 10.2118/2012-PA _ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru 7. Thompson J.L., Mungan N., A laboratory study of gravity drainage in frac tured systems under miscible conditions, SPE Journal, 1969, Vol. 9, Issue 2.

pp. 247 - 254. DOI 10.2118/2232-PA 8. Patent № 2103487 of Russian Federation. IPC Е21В43/20. Method for devel opment of tectonically screened oil-gas deposit / Semenyakin V.S., Suslov V.A., Shchu gorev V.D. Appl. 5.07.96. Publ. 27.01.1998.

9. Semenyakin V.S., Semenyak M.V., Semenyakin P.V., Botvinnik P.V. Razvit ie oslozhnenii pri burenii i spuskopod"emnykh operatsiyakh v otkrytom stvole skvazh iny (Complications evolution in the process of open hole drilling and tripping opera tions), Neftyanoe khozyaistvo - Oil Industry, 1999, Issue 12, pp. 20 - 22.

10. Mouchet J.P., Mitchell A. Pressions anormales en cours de forage: origine, prvision, dtection, evaluation. Pau. Socit Nationale Elf Aquitaine. 1987. 264 p.

11. Semenyakin V.S., Semenyakin P.V., Semenyak M.V., Botvinnik P.V. Opre delenie davlenii «utechki» i gidrorazryva gornykh porod (Determination of "leaking" and fracturing pressures in the rocks), Neftyanoe khozyaistvo - Oil Industry, 1998, Issue 12, pp. 8 - 10.

12. Ryazantsev N.F., Karnaukhov M.L., Belov A.B. Ispytaniya skvazhin v prot sesse bureniya (Well testing during drilling). Moscow, Nedra, 1982. 310 p.

13. Kuchuk F.J., Ramakrishnan T. S., Dave Y. Interpretation of wireline forma tion tester packer and probe pressures. SPE Paper 28404, SPE’s 69th Annual Tech nical Conference and Exhibition, New Orleans, 1994. DOI 10.2118/28404-MS 14. Goode P.A., Thambynayagam R.K.M. Influence of an invaded zone on a multiprobe formation tester, SPE Formation Evaluation, 1996, Vol. 11, Issue 1.

pp. 31 - 40. DOI 10.2118/23030-PA 15. Chang Y., Hammond P.S., Pop J.J. When should we worry about superchar ging in formation pressure while drilling measurement, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2008, Vol. 11, Issue 1, pp. 165-174. DOI 10.2118/92380-PA 16. Porett M., Fogal J., Welshans D., Gray C. Formation pressure testing in the dynamic drilling environment. IADC/SPE Paper 87090 presented at IADC/SPE Drilling Conference, 2-4 March 2004, Dallas, Texas. DOI 10.2118/87090-MS 17. Patent № 2131970 of Russian Federation. IPC Е21В43/12. Method of well kicking / Semenyakin V.S., Semenyakin P.V., Suslov V.A., Kostanov I.A., Shchugorev V.D. Appl. 26.11.1997. Publ. 20.06.1999.

_ © Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1 http://www.ogbus.ru

 














 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.