- •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
3.2 Признаки потери первичного управления скважиной
Признаки проявления пластового флюида можно классифицировать на две категории. Граница между ними может быть относительно нечеткой. Мы будем различать :
признаки опасности проявления флюида. (примечание переводчика: в российской литературе называются косвенными признаками. Ниже сохраняется подход авторов, который имеет специфические особенности). Они показывают, что проявление флюида, “может быть”, сейчас произойдет. Некоторые из этих признаков проявляются во время притока флюида.
истинные (или позитивные) признаки проявления флюида. (В российской литературе называются прямыми признаками). Они с полной очевидностью указывают на появление пластового флюида в скважине.
3.2.1 Признаки опасности проявления пластового флюида
Первичное управление скважиной поддерживается, когда дифференциальное давление на проницаемые пористые породы положительно.
Ранее для иллюстрации причины притока пластового флюида уже отмечался случай, когда плотность бурового раствора в ходе бурения становится недостаточной для обеспечения первичного управления скважиной вследствие увеличения порового давления. Если имеется переходная зона, дифференциальное давление постепенно будет снижаться по мере приближения долота к зоне высокого давления (см. рис. 3.1).
Индикаторы изменения порового давления (или изменения дифференциального давления) (см. параграф 2.3) будут “индикаторами опасности проявления пластового флюида”.
Признаки опасности проявления пластового флюида таковы :
увеличение механической скорости проходки,
аномально низкие значения “d”- экспоненты в глинистых породах (значения, не совпадающие с прямой уплотнения глин),
увеличение газопоказаний (газ с забоя, газовые пачки при наращивании труб, при СПО) и отношений С2/С1 и С3/С2.
увеличение трения в скважине (момент вращения при бурении, силы сопротивления в процессе подъема, посадки долота при спуске),
уменьшение плотности глин,
аномалии в минералогии глин (аномально высокий процент смектитов),
аномалии в форме и объеме шлама (шлам с указанием на тектоническое нарушение в результате обрушения, аномально большой объем),
аномальные изменения температуры и электрического сопротивления бурового раствора,
аномальные изменения значения гамма-излучения, сопротивления (или индукции), скорости распространения звука, плотности, количества нейтронов в глинах (величины, не совпадающие с прямой уплотнения глин), если такая информация получается во время бурения,
поглощения (см. параграф 3.1.2.2.б). В отличие от предыдущих признаков, поглощения не вызываются уменьшением дифференциального давления. Однако, наличие поглощений в пласте вызовет уменьшение дифференциального давления в зоне вскрываемых пластов, которого может оказаться достаточно, чтобы спровоцировать проявление флюида.
Мы назвали эти признаки “индикаторами опасности проявления флюида”, так как на эти различные индикаторы влияют, кроме дифференциального давления, многие параметры (см. параграф 2.2). Появление вышеуказанных признаков не обязательно будет связано с проявлением пластового флюида (изменение, которое может быть объяснено уменьшением дифференциального давления, может иметь и совершенно иные причины: например, это касается увеличения механической скорости проходки вследствие изменения литологии). Тем не менее, редко случается, что опасность проявления флюида не возникает, если многие признаки обнаруживают одинаковые тенденции; отсюда интерес к слежению за по возможности большим количеством индикаторов.
Следует помнить, что проявление пластового флюида может возникнуть и без предварительного появления этих признаков.
В некоторых случаях эти признаки появляются только в момент поступления пластового флюида в скважину. Они проявляются одновременно с истинными признаками поступления флюида.
Поскольку же эти признаки в получаемых показателях бывают двусмысленными, мы рекомендуем рассматривать их просто как истинные признаки проявления флюида.