10.1 Причины гнвп

Проявление возникает, когда давление в скважине оказывается меньше пластового.

Причинами этого могут быть:

1. Применение раствора недостаточной плотности. Это может произойти из – за ошибок в прогнозе величины пластового давления или отсутствия контроля за величиной плотности бурового раствора;

2. Падения уровня жидкости в скважине при поглощении или из – за недостаточного долива жидкости в скважину при подъеме труб;

3. Слишком быстрый подъем колонны труб, особенно при наличии сальников;

4. Вытеснение воздуха из колонны труб в кольцевое пространство, если после спуска колонны начинать циркуляцию, когда колонна не успела заполниться промывочной жидкостью;

5. Слишком большая высота нефтяной ванны при ликвидации прихватов;

6. Уменьшение давления бурового раствора в скважине из – за тик-сотропного упрочнения структуры раствора;

7. Уменьшение плотности промывочной жидкости вследствие поступления газа с выбуренной породой (при высокой механической скорости и недостаточной промывки);

8. Причиной проявлении могут быть и осмотические давления вследствие разной концентрации солей в пластовых водах и в промывочной жидкости.

10.2 Методы обнаружения проявлений (признаки начала проявлении)

Как указывается выше, своевременное обнаружение проявлений, позволяет предупредить развитие осложнения, принять эффективные меры по его ликвидации. Известны различные методы обнаружения проявлений. Важной их характеристикой является время, прошедшее от начала поступления пластового флюида до момента обнаружения, и минимальный объем поступившего в скважину флюида , который может быть зафиксирован.

Признаки проявления при бурении.

1. О поступлении пластового флюида можно узнать по появлению пленки нефти или пузырьков газа в промывочной жидкости в желобах, а также по изменению свойств промывочной жидкости – уменьшение плотности при газопроявлении и вязкости при водопроявлении.

Время, прошедшее от начала проявления до появления признаков на устье:

(10.1)

где L – длина ствола скважины; – скорость жидкости в кольцевом пространстве; Δt – промежуток времени между замерами свойств раствора.

При L=3000м, =0,5 м/с и Δt=20 мин проявление обнаружится через после его начала. Очевидно, что это время очень большое. Необходимы более оперативные методы обнаружения проявлении.

2. Поступление пластового флюида в скважину в процессе бурения приводит к увеличению объема промывочной жидкости в рабочих емкостях. Это, конечно, можно зафиксировать визуально. Однако такой контроль недостаточно надежен. Правилами предусматривается установка на скважинах, где возможно проявление, уровнемеров, подающих сигнал о повышении уровня раствора. Конструкции уровнемеров могут быть различными: поплавковые, емкостного типа, ультразвуковые и др.

Время, необходимое для обнаружения проявления, находится из выражения:

, (10.2)

где Δh – чувствительность уровнемера – та величина повышения уровня, при которой подается сигнал; S – площадь зеркала раствора в рабочих емкостях;

– интенсивность притока пластового флюида.

Уровнемер УП – 11 М (поплавского типа) измеряет уровень от 0 до 1,6 м с основной приведенной погрешностью ±6% (Δh=5 см).

При S=30 м² и =5 л/с при =1,5 л/с t=1000с=16,7 мин.

Минимальный фиксируемый этой системой объем поступившего флюида

Поплавковые уровнемеры просты по конструкции и достаточно надежны. Их недостатком является изменение показателей при налипании на поплавок твердой фазы раствора.

Известны датчики уровня раствора емкостного типа. При изменении уровня раствора, изменяется электрическая емкость датчика. Этот принцип обеспечивает независимость показаний прибора от свойств раствора. Отсутствие движущихся частей и механических связей обуславливают высокую точность и надежность системы. Основная приведенная погрешность таких систем ~1,5%, они реагируют на изменение объема 0,32 – 0,42 м^3.

3. Увеличение расхода выходящего из скважины раствора.

С началом проявления расход промывочной жидкости, выходящий из скважины, становится больше расхода закачиваемой жидкости.

Данный факт может быть установлен при наличии на буровой двух расходомеров – на нагнетательной линий и на выходе раствора из скважины. Некоторые фирмы ограничиваются установкой расходомера в желобной системе, фиксирующего относительное изменение расхода раствора в желобах при неизменной подаче насосов.

Начало проявления фиксируется мгновенно, если интенсивность притока флюида больше чувствительности расходомера, равного, как правило,

1,5 л/с.

Рекомендуется, как правило, одновременная установка уровнемеров и расходомеров.

4 Контроль давления в нагнетательной линии насосов.

Если в процессе бурения в скважину поступает пластовый флюид с плотностью, существенно меньшей, чем у бурового раствора, то при небольших притоках, которые наиболее трудно обнаружить, давление в нагнетательной линии насосов будет уменьшаться. Это связано с тем, что в затрубном пространстве будет скапливаться более легкий флюид, разность статических давлений в кольцевом пространстве и в трубах станет отрицательной, а увеличение гидравлических сопротивлении в КП из – за роста расхода не компенсирует данное уменьшение.

(103)

где – соответственно, потери давления в трубах и кольцевом пространстве; высота столба по вертикали и плотность пластового

флюида в скважине; плотность промывочной жидкости.

Минимальный фиксируемый объем поступившего флюида и время, от начала проявления до обнаружения:

(10.4)

(10.5)

где уменьшение давления на стояке (насосе), при котором поступает

сигнал; разность плотностей промывочной жидкости и пластового флюида; средний зенитный угол в интервале нахождения пластового флюида в скважине.

При в вертикальной скважине, разбуриваемой долотом Ø 215,9 мм и =5 л/с; ³;

t = (300÷600) c.

Следует иметь ввиду, что уменьшение давления на насосе (стояке) может быть вызвано и другими причинами – снижением подачи насоса, размывом резьбового соединения или появлением свища в теле бурильной трубы. Во избежание ошибок о начале проявления следует судить по наличию не менее двух признаков одновременно.

5 Известно, что в газированных жидкостях и эмульсиях скорость распространения звука существенно уменьшается, а интенсивность его затухания возрастает.

Сигналом о начале проявления может служить:

1. Резкое увеличение времени пробега акустического сигнала от бурильной колонны до стенки скважины и обратно;

2. Увеличение времени пробега акустического сигнала по кольцевому пространству по сравнению со временем пробега по жидкости в бурильной колонне.

Для реализации первого способа необходимо в переводнике над долотом (забойным двигателем) иметь излучатель и приемник акустических сигналов и телесистему.

а б

1 – излучатель; 1 – излучатель акустических сигналов;

2 – приемник акустических 2 – приемник в бурильной колонне;

сигналов; 3 – приемник в кольцевом пространстве.

3 – телесистема.

Рисунок 10.1 - Системы обнаружения начала газопроявлении с помощью акустики: а – при наличии ТС; б – при ее отсутствий.

Во втором случае необходимость ТС отсутствует. Необходимо иметь излучатель над долотом и приемники акустических сигналов на устье в трубах и кольцевом пространстве.

Система «а» дает мгновенный сигнал о начале проявлении.

При использовании системы «б» время для обнаружения проявления можем наитии следующим образом.

Время пробега звукового сигнала по жидкости в бурильной колонне

(10.6)

а по жидкости в кольцевом пространстве

(10.7)

где длина столба аэрированной жидкости в кольцевом пространстве;

соответственно скорость звука чистой промывочной жидкости и в аэрированной жидкости; длина ствола скважины.

Относительное изменение времени пробега звуковой волны

, (10.8)

но (10.9)

где время, прошедшее от начала проявления до момента обнаружения;

расход промывочной жидкости и расход, поступившего в скважину пластового флюида; площадь кольцевого пространства.

Подставляя (7.9) в (7.8), найдем время, необходимое для обнаружения проявлении

(10.10)

При м², (D_с=0,25 м, D_т=0,127 м), м³ имеем t=700 с = 12 мин.

Следует, однако, отметить, что в настоящее время нет сведений о промышленном производстве данной системы.

Признаки проявления при СПО

При подъеме труб для недопущения падения уровня жидкости в скважине производят непрерывный долив жидкости. При отсутствии проявления объем жидкости, израсходованной на долив скважины V_ж, будет равен объему поднятых труб V_т. А при наличии проявления

При спуске труб происходит вытеснение бурового раствора из скважины. При наличии проявления объем вытесненной из скважины жидкости будет больше объема спущенных труб.

Для реализации данного способа необходимо иметь на скважине специальную обвязку емкости долива, показанную на рисунке 7.2, счетчик поднятых (спущенных)труб и процессор, рассчитывающий разницу объема поднятых (спущенных) труб и объема вытесненной (закаченной в скважину) жидкости.

Время, необходимое для обнаружения проявления при СПО.

(10.11)

где разность объемов труб и жидкости, при которой подается сигнал.

При м³ и л/с имеем

Признаки проявлении при простое.

Если скважина находится в простое, то приток пластового флюида проявляется в переливе раствора. Если устье скважины открыто, и в росте давления на устье, если оно было закрыто. В первом случае приток может быть определен визуально или по изменению объема раствора в рабочих емкостях. Время обнаружения находится по зависимости (10.2).

1. Емкость долива с уровнемером

2. Насос

3. Электрический двигатель

4. Устье скважины

5. Превенторы

6. Желоб

7. Кран

8. Шибер в желобе

Рисунок 10.2 – Схема обвязки емкости долива

При закрытом устье время от начала притока до момента обнаружения

, (10.12)

где объем скважины; коэффициент сжимаемости бурового раствора; изменение давления на устье скважины при котором подается сигнал.

При ( ), и имеем =13 с.

Признаки проявлений и зависимости для их обнаружения сведены в таблицу 10.1.

Таблица 10.1 – Признаки проявлении и время, необходимое для их обнаружений

Признак	Метод обнаружения, приборы	Время, необходимое для обнаружения
1	2	3
При бурении
1 Изменение свойств раствора, выходящих из скважины, появление нефти, пузырьков газа	Визуально, путем ручного или автоматического измерения свойств раствора
2 Увеличение объема раствора в рабочих емкостях	Визуально, с помощью уровнемера	.
3 Расход выходящего из скважины раствора больше расхода нагнетаемого	Показаниями двух расходомеров или дифференциального расходомера	Мгновенно, если > .
4 Уменьшение давления на стояке	Манометр с сигнальным устройством
5 Запаздывание акустического сигнала, идущего от забойного излучателя по кольцевому пространству, от сигнала, идущего трубному пространству	Излучатель акустических сигналов на забое, приемники этих сигналов на устье в кольцевом пространстве и на стояке

Продолжение таблицы 10.1

1	2	3
При подъеме труб
Объем раствора, израсходованного на долив скважины, меньше объема поднятых труб	Сравнение этих объемов. Специальная обвязка емкости долива, счетчик поднятых (спущенных) труб, процессор спуска труб
При спуске труб		-
Объем раствора, вытесненного из скважины больше объема спущенных труб.	-
При простое скважины
Устье открыто
Перелив раствора через устье	Визуально, по показаниям уровнемера в рабочих емкостях
Устье закрыто
Рост давления на устье	По показаниям манометра