1.2 Причины поступления пластовых флюидов в скважину при бурении

В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением р_за6 пластового р_пл . Систе­матизация причин ГНВП представлена на рисунке 1.

Конечно, поступление флюидов из пласта в скважину при превышении забойным давлением пластового практически не может привести к созданию предвыбросовой ситуации.

Рисунок 1 - Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении сква­жин

Однако даже незначительное по объему поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье. Вместе с тем подобные поступ­ления газа в буровой раствор при р_заб > р _пл очень часто дают повод для его утяжеления. Ниже рассмотрены причины по­ступления в буровой раствор пластовых флюидов и показана целесообразность немедленного утяжеления раствора при первых признаках ГНВП.

Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмо­са; поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессионный эф­фекты.

Капиллярный переток. Обусловлен капиллярным противо­током при поступлении фильтрата раствора в пласт. Однако поступление флюидов в скважину за счет капиллярного пере­тока столь незначительно, что не может быть замечено. Кро­ме того, переток может возникнуть при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в кото­рых способно вытеснить нефть или газ из пласта в скважи­ну. В каналах большего диаметра капиллярные силы слишком малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта.

Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном слу­чае — фильтрационная корка) не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности.

Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалив­шейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбу­ренной породы, выносимые раствором на поверхность, со­держат пластовые флюиды.

В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено.

Содержание газа в буровом растворе (С, %) может быть рассчитано по формуле:

где V_м — механическая скорость проходки, м/с; D — диаметр скважины, м; С₁ — содержание газа в породе, %; р_за6 , р_у — соответственно забойное и устьевое давления, МПа; Q — объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м³ /с.

Данные о содержании газа в буровом растворе на выходе из скважины (р_у = 0,1 МПа) для условий бурения долотом диаметром 215,9 мм при подаче насосов 25-10^-3 м³ /с в поро­дах с открытой пористостью, равной 20 %, в зависимости от механической скорости проходки, представлены в табл. 1, где Др_за6 — снижение забойного давления; р_вых , р_исх — плот­ность бурового раствора на выходе из скважины и исход­ная — при подаче в скважину; ж — суммарный объем посту­пившего в течение 1 ч газа, приведенный к забойным услови­ям.

Видно, что при повышении механической скорости про­ходки за счет поступления газа с выбуренной породой плот­ность бурового раствора на выходе из скажины значительно снижается. Однако при этом почти не снижается забойное давление. Так, даже при 80%-ном содержании газа и р_за6 = = 100 МПа, последнее снижается всего на 2,7 МПа.

Таким образом, при ограничении механической скорости проходки надо исходить не из опасности снижения забойно­го давления, а из возможной подачи дегазационной установ­ки, а также необходимости предупреждения пульсаций буро­вого раствора на устье вследствие выхода пузырьков газа из скважины.

2 ЛИКВИДАЦИЯ ВОДОПРОЯВЛЕНИЯ ДВУХСТАДИЙНЫМ СПОСОБОМ

Последовательность операций

2.1 Расчёт глушения

Исходные данные: 1) Глубина скважины Н, м: 2) Диаметр промежуточной колонны d, мм: 3) Глубина спуска промежуточной колонны h, м: 4) Диаметр, мм: - скважины - бурильных труб 5) Толщина стенки бурильных и обсадных труб δ, мм 6) Плотность бурового раствора ρ, г/см3: 7) Подача бурового насоса Q, л/сек: 8) Давление, кг/см2: - при промывке одним насосом Рпр - гидроразрыва Рг.р. на глубине 1700 м - опрессовки колонны Ропр - Ризб.т. - Ризб.к. 9) Объём проявления V0, м3:

3200 245 1700 220 127 10 1,3 15 70 330 240 40 60 14

Решение:

I. Первая операция - вымыв пластового флюида

1 Высота столба флюида в затрубном пространстве:

(1)

где V₀ – объём проявления, м³; V_затр – объём одного метра затрубного пространства, м³:

(2)

где D – диаметр скважины, м; d_б.т. – диаметр бурильных труб, м; l=1м.

м³.

Тогда высота столба флюида в затрубном пространстве по формуле (1):

м.

2 Вид флюида:

(3)

где ρ_ф – плотность флюида, г/см³; ρ – плотность бурового раствора, г/см³; Р_изб.т. и Р_изб.к. – избыточные давления в трубах и колонне, кг/cм².

г/см³,

следовательно, вид поступившего флюида – пластовая вода, так ρ_ф входит в интервал плотности пластовой воды (ρ_п.в.=0,5-1 г/см³).

3 Допустимое давление в колонне (обсадной):

(4)

где Р_опр – давление опрессовки, кг/cм².

атм.

4 Допустимое давление в бурильной колонне:

(5)

где Р_г.р. – давление гидроразрыва на глубине 1700 м, кг/см², ρ – плотность бурового раствора, г/см³; h – глубина спуска технической колонны, м.

атм.

5 Начальное давление циркуляции:

, (6)

где Р_пр – давление при промывке одним насосом, кг/см².

атм.

6 Необходимая плотность бурового раствора:

(7)

где - дополнительное к расчётному увеличение плотности бурового раствора с целью гарантированного превышения давления столба утяжеленного бурового раствора над пластовым, Н – глубина скважины,м.

г/см³.

7 Конечное давление циркуляции:

, (8)

атм.

8 Время появления флюида на устье:

(9)

где Q - подача бурового насоса, л/сек; Т_б.к. – время заполнения бурильной колонны при Q = 15 л/сек, мин; Т_з.т.. – время заполнения затрубного пространства при Q = 15 л/сек, мин.

Время заполнения бурильной колонны:

(10)

где V_б.т. – объём 1 метра бурильных труб, м³.

(11)

где d – диаметр бурильных труб, м; δ – толщина стенки бурильных труб, м;l=1м.

0,009 м³,

Тогда время заполнения бурильной колонны при Q = 15 л/сек из формулы (10)

мин.

Время заполнения затрубного пространства:

(12)

где V_{затр.откр} – объём 1 метра затрубного пространства необсаженного участка, м³ (формула (2)) ; V_{затр.об.} – объём 1 метра затрубного пространства в промежуточной колонне, м³.

(13)

где d – диаметр промежуточной колонны, м; d_б.т. – диаметр бурильных труб, м; δ – толщина стенки промежуточной колонны, м;l=1м.

м³

Тогда время заполнения затрубного пространства при Q = 15 л/сек из формулы (12):

мин.

Тогда время появления флюида на устье из формулы (9):

мин.

Время 1 цикла

мин.

I СТАДИЯ ЛИКВИДАЦИИ ВОДОПРОЯВЛЕНИЯ, ВЫМЫВ ФЛЮИДА