- •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
3.3.2 При бурении
Следить за изменением всех индикаторов порового давления, имеющихся на буровой.
Мы отмечали, что надежность этих индикаторов весьма относительна и может меняться в зависимости от места буровых работ. Следовательно, нельзя ограничиваться слежением только за одним из них.
В случае наличия указания на уменьшение дифференциального давления (повышение механической скорости проходки, газ с забоя, уменьшение плотности глин, “d”-экспоненты и т.д.) нужно остановить бурение и провести наблюдение за скважиной. Повышение механической скорости проходки не обязательно является внезапным (провал), изменение ее может быть постепенным (случай переходной зоны).
Если скважина не проявляет, может быть восстановлено бурение или можно осуществить циркуляцию объема кольцевого пространства.
Если результаты наблюдений за скважиной трудно интерпретировать (случай смешения бурового раствора с газом из шлама, вызывающего движение раствора по желобу, но без потери первичного управления скважиной, или случай проходки в породе с очень малой проницаемостью), рекомендуется осуществить циркуляцию объема кольцевого пространства прежде, чем возобновить бурение.
Контролировать изменение расхода на входе и выходе из скважины и изменение уровня в емкостях при циркуляции. Убедиться, что различные измерительные средства работают нормально и что системы сигнализации хорошо настроены.
Примечание : Используемое оборудование не всегда достаточно надежно. Расходомеры с дифманометрами дают верные показания.
Член вахты, занимающийся перекачкой бурового раствора, должен информировать мастера и геолога. Не рекомендуется перекачивать раствор в опасной зоне. Если такая перекачка необходима, рекомендуется остановить бурение.
Контролировать давление нагнетания и производительность насосов.
Управлять траекторией скважины, чтобы не допустить пересечений с добывающими скважинами.
При разведочном бурении избегать перенасыщения кольцевого пространства шламом, чтобы уменьшить риск поглощения и/или образования сальников в кольцевом пространстве (в случае проявления флюида эти ситуации могут чрезвычайно затруднить управление скважиной).
Примечание : При остановке циркуляции (операция по замене долота, наращивание бурильной трубы и т.д.) газ может проникнуть в кольцевое пространство вследствие свабирования и/или диффузии. В процессе циркуляции объема кольцевого пространства при возобновлении бурения, процент газа в желобе может стать таким, что циркуляция при открытой скважине станет опасной. В этом случае необходимо закрыть скважину и проводить циркуляцию с использованием штуцера с постоянной подачей (подача при бурении или пониженная подача, если содержание газа очень велико или если чрезмерно велики потери давления), поддерживая постоянное давление нагнетания, равное потерям давления, зарегистрированным при прямой циркуляции с той же подачей и использованием негазированного бурового раствора.
3.3.3 При специальных операциях
В понятие специальных операций включены те из них, которые не относятся к бурению и СПО для смены долота.
В процессе этих операций некоторые опасности возрастают (значительный риск поршневания и поглощения в ходе спуска обсадной колонны и т.д.). Кроме того, в случае потери первичного управления скважиной, возможности закрытия скважины блоком превенторов снижаются (во многих случаях пользоваться можно будет только универсальным превентором). Хотя необходимые предупредительные меры те же, что и в ходе СПО и/или бурения, буровая бригада и участковые геологи должны быть более бдительными, чем обычно.
Кроме обычных мер предосторожности, и в зависимости от текущих операций в буровой следует предусмотреть:
переводник для обеспечения соединения с бурильной колонной,
оборудование для обеспечения циркуляции,
предохранительные клапаны для перекрытия внутренней полости колонны труб в скважине,
кабельное соединение для операций каротажа и спуска приборов на тросе.
Примечание : переводники, предохранительные клапаны и т.д. должны быть просты в эксплуатации.
Перед началом длительных ремонтных работ поднять или спустить бурильную колонну в башмак и провести наблюдение за скважиной.
Операции спуско-подъема и соединения кабеля проводятся у башмака последней обсадной колонны в процессе спуска бурильной колонны.