- •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
Глава 4. Ликвидация проявлений пластовых флюидов
4.1 Общие принципы
В случае обнаружения проявления пластового флюида необходимо осуществить определенные операции (как правило):
Закрыть скважину, чтобы остановить приток флюида и оценить необходимые для управления скважиной параметры.
Удалить пластовый флюид, проникший в скважину, сохраняя при этом у забоя избыточное давление относительно давления залежи (чтобы исключить риск нового притока флюида) или с помощью бурового раствора исходной плотности, или же с утяжеленным буровым раствором. Пока в скважине не установится гидростатическое равновесие, циркуляция будет вестись с использованием дросселя.
В случае притока флюида при бурении (аномально высокое рпор относительно исходного гидростатического давления) используется метод бурильщика или метод ожидания и утяжеления. В случае притока флюида при СПО может понадобиться использование метода спуска под давлением и измерения объемов. В особых случаях (см. параграфы 4 и 6) может потребоваться разгрузка скважины (газ из залежей на малой глубине) или задавка пластового флюида в пласт (задавка “в лоб”).
Независимо от предполагаемого метода, необходимо наблюдать за тем, удовлетворяет ли сооружение необходимому уровню сопротивления (открытый ствол, обсадные трубы, устье скважины), и это даст возможность выбрать соответствующий метод.
4.2 Закрытие скважины
Решение об остановке работ, наблюдении и возможном закрытии скважины относится к компетенции бурильщика. В соответствии с полученными от супервайзера инструкциями, если возникают малейшие сомнения, он должен без колебаний закрыть скважину. В случае появления предупреждающих признаков необходимо установить наблюдение за скважиной после:
остановки вращения бурильной колонны
установки первого замка бурильной трубы примерно в метре над ротором (чтобы иметь возможность легкого развинчивания и обеспечения закрытия трубных плашек),
остановки насоса в последнюю очередь чтобы сохранить влияние потерь давления в кольцевом пространстве на забойное давление.
Различные процедуры в соответствии с предписаниями по стандарту API RP59 рассмотрены ниже.
4.2.1. При установившемся состоянии скважины
После наблюдения в течение 1/4 часа, убедившись в надежности различной информации (в частности, это касается типа предупреждающего признака), супервайзер может восстановить циркуляцию и текущие операции, сохраняя бдительность. Указанные 1/4 часа даны лишь в качестве примера, так как время наблюдения может быть дольше, учитывая особые условия конкретного бурения (характеристика залежи, тип используемого бурового раствора, тип пластового флюида).
4.2.2 Если в скважине есть поглощение
Циркуляцию следует вести с малым расходом, чтобы сохранить заполнение кольцевого пространства буровым раствором, контролируя при этом расход на выходе (при необходимости, заполнить кольцевое пространство водой).
4.2.3. Если скважина переливает
В зависимости от обстановки и проявления пластового флюида, может понадобиться прямое осуществление этого этапа без предварительного наблюдения. Существует два метода:
4.2.3.1 Процедура плавного закрытия скважины
Для реализации этого метода дроссель в ходе операций бурения открыт. Положение задвижек дроссельной линии и дроссельного манифольда должно обеспечить наличие полностью открытой схемы, за исключением коренной боковой задвижки (закрытой) на дроссельной линии.
Процедура:
а) Открыть коренную боковую задвижку
б) Закрыть превентор (обычно, универсальный),
в) Постепенно закрыть дроссель
г) Зарегистрировать изменение ркп и рбк в течение около 15 минут, за которые состояние залежи восстановится и давления стабилизируются.