- •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
4.3.4.3 Измерение рбкl в случае наличия обратного клапана в колонне труб
Прямое считывание давления в бурильных трубах на устье при закрытой скважине невозможно. Поскольку знание рбкl необходимо для оценки пластового давления и определения ут бр, его приблизительная величина может быть установлена с использованием одного из следующих двух методов в момент проведения измерения:
а) Измерение рбкl при закрытой скважине
При закрытой скважине очень медленно вести прокачку при низком давлении до регистрации скачка давления в кольцевом пространстве на устье, указывающего на открытие клапана. Затем снять отсчет давления в бурильных трубах на устье, представляющего величину рбкl.
б) Измерение рбк1 при циркуляции
См. о начале циркуляции в параграфе 4.5.3.1 а.
Примечания:
Оценка рбк1 с помощью одного из указанных методов менее точна, чем оценка, получаемая для колонны труб, не оснащенной клапаном. В частности, нет возможности построения и интерпретации кривой повышения давления в бурильных трубах на устье. Известна единственная точка (в момент измерения), но положение ее на кривой не известно.
Давление в кольцевом пространстве на устье не зависит от наличия обратного клапана; поэтому можно проследить за ходом повышения давления в кольцевом пространстве на устье после закрытия скважины. При этом можно определить наилучший момент для измерения рбкl, когда отмечается спад в повышении давления на устье в кольцевом пространстве.
4.3.4.4 Оценка плотности пластового флюида
Это очень приблизительный “расчет”, который можно считать чисто теоретическим. Принцип его состоит в оценке сначала высоты h объема притока в кольцевом пространстве с последующей констатацией, что разность между ркпl и рбкl равняется разности между гидростатическими давлениями в двух ветвях, откуда:
ркпl - рбкl = h(бр-ф)/ 10,2
ф = бр - (ркпl - рбкl).10,2/ h
Этот расчет может иметь и прямую форму:
рпласт = ргдст кп + ркпl
рпласт = ргдст кп флюида + ргдст кп раствор + ркпl
ргдст кп флюида = рпласт - ргдст кп раствор - ркпl
Зная h , получим:
hф / 10,2 = рпласт - (Z-h) бр/ 10,2 - ркпl
ф = 10,2 (рпласт - (z-h) бр)/ h = 10,2 (рпласт - (z-h) бр/10,2 - ркпl )/ h
где ф остается единственной неизвестной.
Предполагаемые в “расчете” гипотезы (единый пузырь пластового флюида, не учтенный вес шлама, идеальное знание объема притока пластового флюида) означают, что полученные величины могут быть только приблизительными.
4.3.4.5 Скорость миграции
В случае проявления газа мы уже видели, что за данный отрезок времени прирост давления на устье в КП соответствует гидростатическому давлению бурового раствора под газом в ходе миграции газа. Зная плотность раствора, можно обычным образом “рассчитать” скорость миграции, оценивая вначале высоту миграции Hm:
рбк = PH бурового раствора под газом
рбк = Hm бр / 10,2
Hm = 10,2 рбк / бр
Зная отрезок времени между двумя считываниями давления, t в минутах, скорость миграции запишем в следующем виде:
vm = Hm.60 / t в м/час
Надежность:
Это очень приблизительный “расчет”, так как определенные явления того же порядка значимости, и даже более значимые, чем увеличение давления вследствие миграции, не принимаются во внимание (сжимаемость бурового раствора, растяжение обсадных труб и кольцевого пространства, фильтрация, характеристики бурового раствора, пластового флюида). Скорость миграции, как представляется, может достигать 1800 м/час, хотя увеличение давления на устье подсказывает значение 300 м/час (данные Исследовательского центра в Кембридже).