- •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
1.2.2.2 Прямая циркуляция с использованием штуцера
циркуляция однородного флюида
В статическом состоянии до начала циркуляции давление в бурильных трубах на устье рбк и давление ркп перед закрытым штуцером равны. Гидростатическое давление столба флюида в кольцевом пространстве равно гидростатическому давлению столба флюида внутри бурильной колонны. Забойное давление в статическом состоянии равно ркп + ргдст кп (или же рбк + ргдст 1).
Давление рзаб на забое после начала циркуляции, выраженное через давление в кольцевом пространстве, составит:
рзаб = ргдст кп + р кп + ршт + ркп
a через давление в бурильной колонне:
рзаб = рбк + ргдст 1 - р1
Давление нагнетания будет :
рнач = р 1 + р кп + р шт + ркп
циркуляция флюидов разной плотности
В статическом состоянии до начала циркуляции давление рбк в бурильных трубах на устье отличается от давления ркп , существующее только перед штуцером. Забойное давление равно ркп + ргдст EA (или рбк + ргдст 1). При этом мы получаем :
рзаб = (ргдст кп - ргдст 1) + ркп (1.5)
С учетом давления в бурильных трубах на устье, после начала циркуляции давление нагнетания рбк будет :
руст.бк = рбк + р 1 + р кп + ршт (1.6)
С учетом давления на устье в кольцевом пространстве:
руст.бк = (ргдст кп - ргдст 1) + р 1 + р кп + ршт + ркп (1.7)
Давление на забое рзаб, выраженное через давление в кольцевом пространстве, будет :
рзаб = ргдст
EA + р
кп + ршт
+ ркп
(1.8)
а через давление в бурильных трубах на устье:
рзаб = руст.бк + ргдст 1 - р 1 (1.9)
1.2.2.3 Обратная циркуляция
В каждой скважине для любого заданного расхода потери давления одинаковы при прямой и обратной циркуляции. Однако давление на забое для двух случаев будет разным, а потери давления в кольцевом пространстве будут отличаться от потерь давления внутри бурильной колонны.
При нормальных условиях бурения давление р1 будет намного выше давления ркп. Таким образом, давление на забое при обратной циркуляции будет гораздо выше, чем при прямой циркуляции.
В рамках операций по обслуживанию и капитальному ремонту скважин может понадобиться подача флюида, выходящего из труб, в кольцевое пространство и направление пластового флюида к манифольду штуцера. При сохранении предыдущих условий давление нагнетания рнач в этом случае будет:
рнач = (ргдст 1 - ргдст кп ) + ркп + р 1+ ршт + ркп
а давление на забое рзаб будет :
рзаб = ргдст 1 + р 1+ р CL + ркп
1.3 Газовые законы
1.3.1 Идеальные газы
Рассмотрим постоянную массу вещества в газообразном состоянии, последовательно помещаемую в условия с различными значениями температуры, давления и объема (см. рис. 1.4).
Рис. 1.4 Газовые законы
V1 представляет занимаемый газом объем, P1 - его давление и Т1 - абсолютную температуру в ситуации 1,
V2 представляет занимаемый газом объем, P2 - его давление и Т2 - абсолютную температуру в ситуации 2.
Закон для идеальных газов записывается как :
(1.10)
При этом P1 и P2 выражаются в одинаковых единицах давления, V1 и V2 в одинаковых единицах объема, а Т1 и Т2 в единицах абсолютной температуры (градусы Кельвина).
При постоянной температуре получаем закон Бойля-Мариотта :
P1 V1 = P2 V2 (1.11)
