- •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
4.5.4 Определение производительности насоса Qглуш для управления скважиной
Поступивший пластовый флюид будет удален из скважины, и буровой раствор исходной плотности бр будет заменен буровым раствором с плотностью ут бр путем сохранения расхода при циркуляции (пониженный расход Qглуш) на постоянном уровне (по крайней мере, на входе в скважину) и ниже расхода для бурения. Этот расход составляет порядка 400-800 л/мин (между четвертью и половиной расхода при бурении).
Существует множество причин для вымывания пластового флюида с пониженным расходом:
Легкость регулировки степени открытия дросселя.
Система будет менее чувствительной и работа оператора на дросселе более легкой.
Давление нагнетания насосов.
Поскольку забойное давление сохраняется постоянным и равным рпласт + ррепрес, давление нагнетания будет максимальным, когда колонна труб будет заполнена буровым раствором с плотностью бр.
В этом случае при произвольном расходе Q давление нагнетания будет суммой рбк1 и потерь давления в системе рбр. При большом расходе возможно, что эти последние величины могут быть высокими и максимальное давление насоса может быть превышено.
Уменьшение расхода вдвое позволяет разделить рбр приблизительно на 4.
Уменьшение износа оборудования.
Поскольку давление в наземном оборудовании и в скважине понижено, риск эрозии уменьшается. Возможна циркуляция с использованием только одного насоса (второй будет в резерве).
Пропускная способность атмосферного газосепаратора.
Высота буфера бурового раствора (гидрозатвор) определяет давление, которое нельзя превысить в сепараторе. Давление в сепараторе зависит от потерь давления в отводной линии (которые, в свою очередь, зависят от характеристик потока, пластового флюида и геометрических параметров).
Расход газа в сепараторе (зависящий от величины пониженной производительности насоса Qглуш, объема и давления пластового флюида под ПВО) должен быть таким, чтобы значение потерь давления в отводной линии было меньше максимально допустимого давления в сепараторе (см. раздел “Оборудование для управления скважиной”).
Таким образом, необходимо знать характеристики сепаратора, используемого на буровой. Графики дают значение перепадов давления в сепараторе в зависимости от расхода газа, и дебита пластового флюида в зависимости от давления на устье и/ или от объема пластового флюида.
Примечание: Расход газа Qгаз, проходящего через сепаратор и участвующего в циркуляции, в первом приближении будет равен:
Qгаз = Qглуш руст кп макс
Qглуш - пониженная производительность насоса, выраженная в тех же единицах, что и Qгаз
руст кп макс - давление газа под ПВО в барах (см. определение этой величины в параграфе 4.4.4)
Объем газа под ПВО может быть выведен из расчета руст кп макс. Он соответствует также разности между объемом раствора в приемных емкостях при достижении газом ПВО и объемом раствора до притока пластового флюида.
Производительность системы утяжеления
В случае утяжеления бурового раствора в ходе циркуляции расход Qглуш должен быть таким, чтобы была возможность правильного осуществления утяжеления бурового раствора. Исходя из формул параграфа 4.3.4.6, легко вывести количество утяжелителя, который необходимо добавить в единицу времени в зависимости от Qглуш.
Примечание: Если буровая оснащена системой непрерывного утяжеления (что позволяет пропустить около 60 т барита в час), производительность системы утяжеления не будет определяющим фактором. Такая производительность системы утяжеления позволяет увеличить плотность бурового раствора на 0,5 кг/л при производительности бурового насоса 1000 л/ мин.
Использование пониженной производительности бурового насоса дает другое преимущество: потери давления в кольцевом пространстве и дроссельной линии будут небольшими. Обычно это позволяет пренебречь указанными членами (член рштуц лин обычно учитывается для подводного устья скважин) и упростить формулы, определяющие необходимые устьевые давления в бурильных трубах и в кольцевом пространстве.
Примечание: Уточним, что во время управления скважиной расход при циркуляции должен поддерживаться постоянным. Но ничто не мешает использовать относительно пониженную производительность системы утяжеления на сложных этапах (пластовый флюид в открытом стволе, отвод газа грифонов и т.д.) и более высокую на этапах, не сопряженных с особым риском.