- •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
2.6.2 Понятие допустимого и максимального давлений притока
ркп гдрз - допустимое давление
Предельное давление ркп гдрз, которое можно допустить на устье в кольцевом пространстве при закрытой скважине без риска гидроразрыва в слабой зоне, связано с плотностью флюида в кольцевом пространстве между слабой зоной и поверхностью.
ркп гдрз изменяется, когда меняется плотность флюида :
ркп гдрз = ргдрз - hбаш бр / 10,2
Плотность флюида при гидроразрыве
гдрз = 10,2 ргдрз / hбаш
где hбаш представляет глубину башмака
ркп макс - максимальное давление
Речь идет о максимальном давлении, которое может выдержать оборудование скважины. Значение давления является меньшим из двух величин :
Рабочее давление противовыбросового оборудования.
Давление разрыва обсадных труб.
Об использовании допустимого и максимального давлений см. в главе 4.4.
Vпр макс - максимальный объем притока пластового флюида, чтобы не допустить разрыв пород под башмаком и превысить максимальное рабочее давление.
Это максимальный приток при закрытии, чтобы избежать разрыва в слабой зоне.
Об использовании максимального притока см. в главе 4.4.
Глава 3. Гидростатический барьер. Предупреждение притока пластового флюида
3.1 Причины притока пластового флюида
Приток происходит, когда определенный объем пластового флюида попадает в скважину.
Приток флюида имеет место, когда давление рзаб на проницаемую пористую породу ниже порового давления рпор этой породы, при этом дифференциальное (рзаб - рпор) давление будет отрицательным.
Первичное управление скважиной состоит в сохранении положительного дифференциального давления в зоне проницаемых пористых пород только за счет столба жидкости соответствующей плотности.
Приток флюида является свидетельством потери первичного управления скважиной.
Первостепенное значение имеет непрерывное сохранение первичного управления скважиной в процессе операций бурения, заканчивания и капитального ремонта скважины. Для обеспечения этого управления необходимо предпринимать все возможные усилия. Потеря его (за исключением некоторых редких случаев) требует применения вторичного управления скважиной (см. главу 4).
Приток флюида может быть вызван :
Увеличением порового давления. Плотность бурового раствора становится недостаточной вблизи или при вскрытии проницаемой пористой породы с аномально высоким давлением.
При уменьшении давления бурового раствора в скважине вследствие уменьшения его плотности или по причине снижения высоты столба жидкости в скважине, или же при исчезновении потерь давления при остановке циркуляции.
При свабировании скважины (хотя это является причиной снижения давления в скважине, свабирование будет рассматриваться отдельно).
Примечание: В начале главы мы указали, что приток флюида происходит, когда давление рзаб столба жидкости на проницаемую пористую породу ниже порового давления рпор в этой породе. В некоторых случаях (например, свабирования) дифференциальное давление (рзаб - рпор) может на очень короткое время стать отрицательным и достаточным для проникновения пластового флюида в скважину, но недостаточным, чтобы вызвать непрерывное поступление флюида из пласта. В этом случае происходит “временная” потеря первичного управления. Приток флюида не проявится на поверхности с момента восстановления положительного дифференциального давления (рзаб - рпор). В зависимости от объема этого притока, природы пластового флюида и величины дифференциального давления в зоне продуктивного пласта, присутствие пластового флюида в скважине может остаться без последствий или, напротив, вызвать потерю первичного управления скважиной (случай притока газа, вызывающего постепенное снижение давления в скважине по мере миграции и расширения).