- •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
4.6.3.1 Обнаружение газа на небольшой глубине
В процессе бурения на небольшой глубине только содержание газа в растворе на выходе из скважины может указать на приближение к газовой залежи. Обычно эти зоны бурятся с минимальным гидростатическим избыточным давлением; поэтому следует проявлять осторожность, чтобы не допустить свабирования, которого совершенно необходимо избегать.
4.6.3.2 Общие рекомендации по бурению в этих зонах
Речь идет о попытках уменьшения масштаба возможных осложнений.
· Предусмотреть бурение “пилот-ствола”.
· Контролировать (и ограничивать) механическую скорость проходки, чтобы избежать зашламовывания кольцевого пространства и облегчить обнаружение газа.
· Свести к минимуму свабирование насколько это возможно (медленный подъем бурильной колонны из скважины при циркуляции с соответствующим расходом, использование устьевой нагнетательной головки с приводом от ДВС, избегать по возможности применения стабилизаторов).
· Замеры в системе циркуляции бурового раствора, контроль бурового раствора с целью обнаружения газа, как только это становится возможным, при одновременном обеспечении точного забойного давления (оптимальная плотность).
· Вести наблюдения за скважиной при малейших сомнениях и при всех СПО или наращивании труб.
· Использовать “обратный клапан” (см. 2), чтобы исключить любое поступление флюида внутрь бурильных труб.
· Использовать долота с насадками большого диаметра или без насадок, а также втулки насоса большого диаметра (наполнители для ликвидации поглощения, максимально возможный расход при необходимости).
· Избегать зон, представляющих опасность искривления скважины на глубинах, где имеется риск наличия неглубокого газа.
Говоря обобщенно, следует быть готовым, в случае обнаружения и первого признака перелива скважины, немедленно начать закачивание с максимальным расходом более тяжелого бурового раствора, если он готов, а в случае отсутствия запаса раствора, закачивать воду, не уменьшая производительность насоса.
Все добывающие компании и буровые подрядчики согласны с тем, что необходимо принять все меры, чтобы:
спасти человеческие жизни,
спасти скважины.
4.6.6 Изменение производительности насоса в процессе управления скважиной
Общее правило сводится к сохранению постоянного расхода на протяжении циркуляции с использованием дросселя для получения надежного “эталона” с давлением нагнетания.
Этот расход, называемый “пониженным расходом”, подбирается супервайзером в зависимости от различных параметров, как указывалось в параграфе 4.5.4.
Если из каких-то соображений (осложнения с сепаратором или насосом, сокращение времени циркуляции и т.д.) супервайзер вынужден изменить расход во время управления скважиной без остановки насоса, он должен соблюдать определенные особые правила для сохранения забойного давления рпласт + ррепрес.
Эти правила составлены для начала и для остановки циркуляции:
Манометр кольцевого пространства должен использоваться при возобновлении или остановке циркуляции (этап переходной подачи), так как в это время:
- давление нагнетания меняется вследствие изменения потерь давления и, следовательно, не может служить точным эталоном для управления скважиной,
- гидростатическое давление в кольцевом пространстве в течение короткого периода времени считается постоянным.
Манометр “бурильных труб” должен использоваться только при установившемся и постоянном расходе.
Таким образом, правила изменения производительности насоса таковы:
Пока бурильщик меняет скорость насоса, супервайзер на дросселе должен поддерживать одно и то же давление в кольцевом пространстве.
При установившейся новой производительности, супервайзер исходит из нового давления нагнетания, которое он использует для управления рзаб.
Перед изменением он может, из предосторожности, рассчитать это новое давление нагнетания, которое относительно прежнего будет зависеть от изменения потерь давления, вызванных изменением расхода. (Не следует забывать, что эти изменения приблизительно пропорциональны квадрату изменения расхода).
Важное примечание: Никогда не поддерживать одно и то же давление нагнетания (на стояке) в процессе изменения производительности насоса, так как в этом случае изменяется забойное давление вследствие воздействия на дроссель для “искусственного” сохранения давления в “бурильных трубах”! При поддержании одного давления нагнетания:
Если производительность насоса уменьшается, забойное давление рзаб увеличивается («искусственное» сохранение рнач за счёт прикрывания дросселя).
Если производительность насоса увеличивается, уменьшается забойное давление рзаб («искусственное» сохранение рнач за счёт приоткрывания дросселя).