- •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
3.2.2 Истинные признаки проявления пластового флюида.
Они ясно показывают на попадание пластового флюида в скважину.
В процессе притока флюида эти признаки проявляются более или менее заметно в зависимости от проницаемости залежи, природы пластового флюида и бурового раствора и в зависимости от величины дифференциального давления в зоне продуктивного пласта.
При циркуляции истинные признаки проявления пластового флюида таковы:
увеличение расхода на выходе из скважины,
повышение уровня бурового раствора в приемных емкостях,
изменение давления на нагнетательной линии буровых насосов. Для скважины обычного диаметра можно ожидать уменьшения давления вследствие эффекта сифона. Однако, в случае скважины уменьшенного диаметра происходит увеличение давления вследствие увеличения потерь давления в кольцевом пространстве, вызванное поступлением флюида в скважину.
В процессе СПО это:
аномалии долива скважины в процессе подъема. Объем доливаемой в скважину жидкости меньше объема поднятой из скважины колонны труб.
аномалии объема вытесняемого бурового раствора при спуске. Объем флюида на выходе из скважины больше объема спущенной в скважину колонны труб.
Примечание: Колонной труб следует считать все спускаемое в скважину оборудование (бурильные трубы, обсадные трубы, НКТ и пр.). В зависимости от условий, объем колонны труб будет равным объему стали или внешнему объему колонны труб (спуск колонны, оснащенной клапаном, подъем заполненной колонны без возвращения бурового раствора в скважину).
В отсутствие циркуляции и движения колонны труб в скважине это:
течение бурового раствора по желобу.
Примечание: Поступление пластового флюида в скважину проявляется на поверхности в зависимости от природы бурового раствора и пластового флюида. В случае газопроявления поступление пластового флюида может быть обнаружено с большим трудом при использовании бурового раствора на нефтяной основе, так как пластовый флюид растворяется в буровом растворе. Однако растворение - это явление замедленное. Опыты показывают, что для заданного дебита в забойных условиях дебит, измеренный на поверхности при использовании бурового раствора на нефтяной основе, примерно в два раза меньше, чем с раствором на водной основе (при растворе на водной основе дебит на поверхности примерно на 20% превышает реальный расход пластового флюида, а при использовании бурового раствора на нефтяной основе он ниже примерно на 30% дебита пластового флюида). При использовании бурового раствора на нефтяной основе можно предположить, что около 70% дебита пластового флюида, проявляется на поверхности.
3.3 Меры предосторожности для сохранения первичного управления скважиной и обнаружения поглощений
В большинстве случаев первичное управление скважиной будет сохраняться, если соблюдаются элементарные правила бурения. Соблюдение ряда этих правил предполагает наличие, использование и хорошую работу некоторых типов оборудования на буровой.
При всей важности принятия всех необходимых мер, чтобы не допустить потери первичного управления скважиной, столь же важно иметь в своем распоряжении оборудование, позволяющее как можно быстрее обнаружить признаки потери первичного управления скважиной.
Проявление пластового флюида в процессе бурения и отбора керна вызывается или увеличением порового давления или проблемами поглощений. В первом случае это происходит на забое скважины.
Проявления пластового флюида при СПО или при специальных процедурах вызываются или уменьшением давления бурового раствора, или поршневанием, или же поглощениями. Они не обязательно происходят на забое скважины.