4.4.4 Параметры, связанные с прочностью обсадной колонны и пласта

Нижеприведенные формулы используются одновременно для расчета обсадной колонны и для управления ее прочностью при проявлении флюида.

[р]_{кп гдрз}:

Предельно допустимое давление [р]_{кп гдрз} на устье в кольцевом пространстве при закрытой скважине без риска гидроразрыва пластов в слабой зоне связано с плотностью флюида в кольцевом пространстве между слабой зоной и поверхностью.

Значение [р]_{кп гдрз} изменяется, когда изменяется плотность флюида:

[р]_{кп гдрз} = р_гдрз – Н_{сл з}  _бр / 10,2

Плотность раствора гидроразрыва:

_гдрз = 10,2  р_гдрз / Н_{сл з}

Максимально допустимый прирост объема бурового раствора в приёмной ёмкости при закрытии чтобы не допустить гидроразрыва в слабой зоне:

Высота столба газа:

_газ задается по графику (пример для природного газа с содержанием метана 80% при удельном весе по воздуху 0,675 и температурном градиенте 3С/100м приведен на рис.1.5.б.)

где V_{1м КП} - объем 1 метра кольцевого пространства.

Максимально допустимый прирост объема бурового раствора в рабочей емкости (т.е. объем притока) при закрытии чтобы давление не могло превысить рабочее давление обсадной колонны в момент достижения газом превентора при вымывании пачки газа буровым раствором исходной плотности:

К задается графиком рис. 1.5 а в параграфе 1.3.2.

Максимальное давление на устье в кольцевом пространстве при закрытой и заполненной газом скважине р_{кп газ}:

р_{кп газ} = р_пласт - Z_газ / 10,2

_газ задается графиком рис.1.5 б.

Максимальное давление на устье в кольцевом пространстве при вымывании пачки газа буровым раствором исходной плотности:

К задается графиком рис.1.5 а.

Примечание: Это давление рассчитывается в момент достижения газом превентора. Здесь рассматриваются постоянные размеры кольцевого пространства.

Объем “газа под превентором”, называемый V_{пр газ} (G_s ), соответствующий общему увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях, по сравнению с уровнем в приемах во время бурения приблизительно устанавливается при помощи формулы :

V_{пр газ} = р_пласт x G / р_{кп макс}

Максимальное давление в слабой зоне в ходе вымывания пачки газа буровым раствором исходной плотности:

Примечание: Это давление рассчитывается для момента достижения газом слабой зоны. Здесь рассматриваются постоянные размеры кольцевого пространства. К равняется 1.

4.4.5 Определение запаса безопасности ррепрес

Из всего вышеизложенного следует отметить, что опасность гидроразрыва максимальна, когда пластовый флюид находится еще в открытом стволе. Если запас безопасности р_репрес принимается для условий на забое (р_пласт+р_репрес), на эту же величину увеличивается давление в слабой зоне.

Запас безопасности р_репрес зависит, таким образом, от р_кпl и не может быть выбран априори. Решение относительно значения р_репрес можно принять только после наблюдения за значениями давлений при закрытой скважине. Супервайзер несет ответственность за выбор в каждом конкретном случае.

4.5 Основной принцип управления скважиной

Независимо от применяемого метода или момента времени, управление флюидопроявлением означает создание забойного давления, равного или превышающего давление в залежи, до заполнения скважины утяжеленным буровым раствором, обеспечивающим гидростатически это забойное давление. Что же должен делать бурильщик для соблюдения этого правила?

Исходя из зарегистрированных при закрытии скважины данных, для вымывания пластового флюида при циркуляции необходимо дать ответ на два вопроса:

 Как получить р_заб , которое выше или равно р_пласт , при возобновлении циркуляции?

 Как сохранить р_заб постоянным? (какой манометр? какое значение давления?)

Для этого необходимо исходить из классических понятий гидродинамики (см. главу 1) относительно создания забойного давления и управления им.