- •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
- •Глава 1. Физические понятия, необходимые для управления проявлениями пластовых флюидов
- •1.1 Гидростатика
- •1.1.1 Основной закон гидростатики
- •Давление повышается по мере увеличения глубины
- •1.1.2 Принцип сообщающихся сосудов. U-образная труба
- •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
Глава 1. Физические понятия, необходимые для управления проявлениями пластовых флюидов
1.1 Гидростатика
1.1.1 Основной закон гидростатики
Этот закон касается флюидов в состоянии покоя, на которые действуют только силы тяжести.
Формулировка основного закона гидростатики: Разность гидростатического давления между двумя точками флюида в равновесии равняется весу столба этого флюида, основанием которого является единица площади, а высотой - разница уровней между двумя рассматриваемыми точками.
Гидростатическое давление зависит только от высоты столба флюида и его плотности (рис. 1.1). Сечение и геометрия столба не оказывают влияния на давление.
Рис. 1.1. Основной закон гидростатики
Основной закон гидростатики выражается следующей формулой:
ргдст B - ргдст A = gZ (1.1)
ргдст A - гидростатическое давление в точке А, выраженное в паскалях (Па),
ргдст B - гидростатическое давление в точке В, выраженное в паскалях (Па),
- объемная масса флюида, считающаяся постоянной между А и В, в кг/м3,
g - ускорение свободного падения (9,81 м/с2),
Z - высота столба флюида АВ, в м.
Давление повышается по мере увеличения глубины
Примечание: Объемная масса флюида считается постоянной в приведенной формуле. В действительности дело обстоит иначе для жидкости и, тем более, для газа. Плотность зависит от давления и, особенно, от температуры.
Примечание: В случае наклонной скважины для расчета давления в определенной точке необходимо использовать глубину скважины по вертикали, а не глубину по стволу.
С используемыми обычно в бурении единицами измерения эта формула будет записана как:
ргдст B - ргдст A = Z/10,2 (1.2)
ргдст A и ргдст B выражаются в барах, а Z в м, при этом представляет среднюю плотность флюида между точками A и B.
Этот закон предусматривает также, что давление, оказываемое флюидом в состоянии покоя, одинаково на одной горизонтали и что давление в данной точке одинаково во всех направлениях.
Любое изменение давления в произвольной точке несжимаемого флюида, находящегося в равновесии, полностью передается в любую точку этого флюида.
В случае, если точка А находится на поверхности флюида (А на поверхности раздела флюид-воздух) и установить ргдст A = 0, предыдущая формула принимает вид:
ргдст B = Z/10,2 (1.2.а)
В этом случае ргдст B представляет относительное давление в точке В.
Далее в тексте все давления будут представлять относительные давления.
1.1.2 Принцип сообщающихся сосудов. U-образная труба
Это следствие основного закона гидростатики.
В случае, когда U-образная труба содержит неподвижный флюид, свободные поверхности этого флюида находятся на одном уровне в обеих ветвях трубы. Давление одинаково на одной горизонтали независимо от рассматриваемого уровня.
Если ветви трубы содержат несовместимые флюиды разной плотности, контактирующие с воздухом, свободные поверхности флюидов находятся на разных горизонтальных уровнях (см. рис. 1.2). Для достижения такого рода равновесия происходит переток флюида большей плотности из одной ветви в другую.
В этом случае давление будет одинаковым на одной горизонтали в плоскости, ограниченной точками B и D (точки находятся в одном флюиде) и на горизонтали ниже этой плоскости, однако выше нее дело обстоит иначе. Как правило, гидростатическое давление одинаково в нижней части обеих ветвей U-образной трубы.
бр
Рис. 1.2. Принцип U-образной трубы
Скважина с помещенной внутри колонной труб уподобляется U-образной трубе (колонна труб представляет одну из ветвей, кольцевое пространство - другую).
