- •Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений
- •Содержание
- •Глава 1. Физические понятия, необходимые для управления проявлениями пластовых флюидов 7
- •Глава 2. Поровое давление и давление гидроразрыва конструкция скважины 18
- •Глава 3. Гидростатический барьер. Предупреждение притока пластового флюида 58
- •Глава 4. Ликвидация проявлений пластовых флюидов 73
- •Давление повышается по мере увеличения глубины
- •1.1.2 Принцип сообщающихся сосудов. U-образная труба
- •Глава 1. Физические понятия, необходимые для управления проявлениями пластовых флюидов
- •1.1 Гидростатика
- •1.1.1 Основной закон гидростатики
- •1.2 Гидродинамика
- •1.2.1 Потери давления
- •1.2.2 Гидродинамика
- •1.2.2.1 Прямая циркуляция без использования штуцера
- •1.2.2.2 Прямая циркуляция с использованием штуцера
- •1.2.2.3 Обратная циркуляция
- •1.3 Газовые законы
- •1.3.1 Идеальные газы
- •1.3.2 Реальные газы
- •Глава 2. Поровое давление и давление гидроразрыва конструкция скважины
- •2.1 Геостатическое давление
- •2.2 Поровое давление
- •2.2.1 Связь между поровым давлением и геостатическим давлением. Понятие “эффективное напряжение”
- •2.2.2 Нормальное поровое давление
- •2.2.3 Аномальные поровые давления
- •2.2.3.1 Непроницаемые перегородки
- •2.2.3.2 Явления, вызывающие давления
- •2.2.3.3 Заключение относительно природы аномальных давлений
- •2.3 Индикаторы изменения порового давления
- •2.3.1 Информация, имеющаяся до бурения
- •2.3.1.1 Геологические изыскания
- •2.3.1.2 Геофизические методы
- •2.3.1.3 Информация о соседних скважинах
- •2.3.2 Индикаторы, получаемые во время буровых работ
- •2.3.2.1 Оперативные индикаторы
- •2.3.2.2 Отсроченные индикаторы
- •2.3.3 Каротаж и измерения в процессе бурения и отсроченные каротажные диаграммы
- •2.3.3.1 Гамма-каротаж
- •2.3.3.2 Приборы для измерения сопротивления и индукции
- •2.3.3.3 Акустический каротаж
- •2.3.3.4 Плотностной каротаж
- •2.3.3.5 Нейтронный каротаж
- •2.3.3.6 Термометрия
- •2.3.4 Заключение
- •2.4 Давление гидроразрыва
- •2.5 Оценка порового давления и давления гидроразрыва
- •2.5.1 Поровое давление
- •2.5.2 Давление гидроразрыва. Испытание вскрытой зоны на приемистость
- •2.5.2.1 Диаграмма гидроразрыва и интерпретация кривой давления
- •2.5.2.2 Процедура проведения испытания на приемистость
- •2.6 Конструкция скважины
- •2.6.1 Назначение различных обсадных колонн
- •2.6.2 Понятие допустимого и максимального давлений притока
- •Глава 3. Гидростатический барьер. Предупреждение притока пластового флюида
- •3.1 Причины притока пластового флюида
- •3.1.1 Повышение порового давления
- •3.1.2 Уменьшение давления в скважине за счет бурового раствора
- •3.1.2.1 Уменьшение плотности бурового раствора
- •3.1.2.2 Уменьшение высоты столба бурового раствора
- •3.1.2.3 Исчезновение потерь давления при остановке циркуляции
- •3.1.3 Поршневание
- •3.2 Признаки потери первичного управления скважиной
- •3.2.1 Признаки опасности проявления пластового флюида
- •3.2.2 Истинные признаки проявления пластового флюида.
- •3.3 Меры предосторожности для сохранения первичного управления скважиной и обнаружения поглощений
- •3.3.1 При спуско-подъёмных операциях для смены долота
- •3.3.1.2 Во время спо
- •3.3.2 При бурении
- •3.3.3 При специальных операциях
- •3.3.4 Особые случаи поглощений
- •3.4 Подготовка бригад
- •3.5 Специфические проблемы плавучих средств Дополнительные причины потери первичного управления скважиной
- •Глава 4. Ликвидация проявлений пластовых флюидов
- •4.1 Общие принципы
- •4.2 Закрытие скважины
- •4.2.1. При установившемся состоянии скважины
- •4.2.2 Если в скважине есть поглощение
- •4.2.3. Если скважина переливает
- •4.2.3.1 Процедура плавного закрытия скважины
- •4.2.3.2 Процедура резкого закрытия скважины
- •4.2.3.3 Сравнение двух методов
- •4.2.3.4 Заключение
- •4.3 Наблюдение за давлениями закрытой скважины
- •4.3.1 Период наблюдения за давлениями на устье скважины
- •4.3.2 Снятие показаний и сопоставление давлений на устье скважины
- •4.3.3 Оценка риска гидроразрыва при закрытии скважины
- •4.3.4 Первые расчеты после возникновения проявления флюида
- •4.3.4.1 Пластовое давление
- •4.3.4.2 Требуемая плотность раствора
- •4.3.4.3 Измерение рбкl в случае наличия обратного клапана в колонне труб
- •4.3.4.4 Оценка плотности пластового флюида
- •4.3.4.5 Скорость миграции
- •4.3.4.6 Формулы утяжеления раствора
- •4.4 Управление гидроразрывом
- •4.4.1 Изменение давления в слабой зоне
- •4.4.2 Особые ситуации
- •4.4.2.2 Случай близости ркпl к допустимому давлению [р]кп гдрз - незначительный запас безопасности
- •4.4.3 Надежность этих соображений
- •4.4.4 Параметры, связанные с прочностью обсадной колонны и пласта
- •4.4.5 Определение запаса безопасности ррепрес
- •4.5 Основной принцип управления скважиной
- •4.5.1 Основы создания забойного давления рзаб
- •4.5.2 Основы управления забойным давлением рзаб
- •4.5.3 Приемы управления флюидопроявлением
- •4.5.4 Определение производительности насоса Qглуш для управления скважиной
- •4.5.5 Различные методы управления скважиной, когда долото у забоя скважины
- •4.5.5.1 Метод бурильщика
- •Принцип и процедура
- •4.5.5.2 Метод ожидания и утяжеления или утяжеления за один цикл
- •4.5.5.3 Сравнение методов
- •4.5.6. Инструкции для бурильщика
- •4.6. Осложнения
- •4.6.1 Долото на забое, циркуляция невозможна, нет клапана: классический метод стравливания
- •4.6.2 Стравливание с измерением объёмов
- •4.6.3 Поэтапное замещение газа под пво раствором
- •4.6.4 Задавливание скважины “в лоб”
- •4.6.5 Газ на небольшой глубине
- •4.6.3.1 Обнаружение газа на небольшой глубине
- •4.6.3.2 Общие рекомендации по бурению в этих зонах
- •4.6.6 Изменение производительности насоса в процессе управления скважиной
- •4.6.7 Изменение pбк в процессе нагнетания бурового раствора требуемой плотности ут.Бр в бурильные трубы
- •4.6.8 Подход к управлению давлением ргдрз в случае слабой зоны у башмака
- •4.6.9 Утяжеление раствора за несколько циклов
- •4.7 Проявления в процессе спо
- •4.7.1 Причины притока пластового флюида (см. Главу 3)
- •4.7.2. Пути решения проблемы
- •4.7.3 Спуск колонны труб в скважину под давлением
2.6 Конструкция скважины
2.6.1 Назначение различных обсадных колонн
Программа крепления должна быть такой, чтобы обеспечить достижение геологических задач с максимальной безопасностью. Она должна включать в себя :
Направление
На суше основное назначение направления состоит в защите наземных площадок от циркуляции бурового раствора. Роль его становится несущественной, начиная с момента спуска первой промежуточной обсадной колонны. Напротив, на море оно участвует в сопротивлении объекта действующим нагрузкам. Следовательно, оно должно быть укреплено в грунт и иметь достаточные механические характеристики, чтобы успешно сопротивляться усилиям растяжения и / или сжатия и изгиба вследствие:
нагрузок на устье (вес превентора, колонной головки, подвесок обсадных колонн) и пермещений вследствие волнения и течений (случай стационарных платформ),
усилия, передаваемые телескопическим удлинителем (случай плавучего основания).
Промежуточные обсадные колонны
Назначение
В процессе бурения буровой раствор должен обеспечить устойчивость стенок и давление его должно быть достаточным, чтобы не допустить течения пород и приток пластового флюида, не вызывая поглощений бурового раствора.
Последовательные изменения природы пород и порового давления могут сделать эти два условия несовместимыми. В этом случае возникает необходимость в креплении с целью обеспечения :
изоляции пластов друг от друга, если они этого требуют, и / или :
перекрытия зон с недостаточной устойчивостью, и / или :
углубления в таких условиях, чтобы была возможность управления притоком пластовых флюидов.
Кроме своего назначения, связанного с сохранением устойчивости стенок и изоляции пластов, первая промежуточная колонна, называемая также кондуктором, позволяет установить сборку превенторов на устье скважины.
Различные вышеописанные функции промежуточных обсадных колонн определяют следующий выбор положения башмаков.
Первая промежуточная колонна (или кондуктор)
Его башмак должен быть расположен как можно ниже (но без риска) в первой геологически изученной покрывающей породе, чтобы обеспечить своевременное закрытие устья скважины. Разумеется, необходимо действовать в соответствии с местным законодательством, если такое существует.
Последующие промежуточные колонны
Башмак должен располагаться :
В так называемых “покрывающих” породах, которые оказываются перегородкой между проницаемыми продуктивными пластами с различными градиентами или без разницы в градиентах.
Выбор глубины прекращения бурения в зоне кровли зависит от ее изученности. Чтобы помочь в принятии решения, имеются :
до бурения: базовые данные,
во время бурения : методы предупреждения осложнений и оценки аномальных давлений.
На минимальных глубинах с учетом ожидаемого пластового давления и градиентов гидроразрыва под башмаком обсадной колонны.
В подошве пород недостаточной прочности (в частности, текучие глины, соли...).
Необходимо предусмотреть цементирование для изоляции возможных продуктивных пластов, перекрытых соответствующей обсадной колонной, и убедиться в герметичности башмака.
Эксплуатационная колонна
Ограничимся указанием о роли эксплуатационной колонны, непосредственно связанной с предупреждением проявлений: защита комплекса сооружения от добываемых углеводородов.
При уточнении глубины башмака не возникает проблем, поскольку положение и толщина эксплуатируемого объекта хорошо определены.
Эксплуатационная колонна и иногда последняя промежуточная колонна могут быть заменены хвостовиками.