- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
пластовое давление, определяемое в закрытой скважине по
формуле Рил = Pc + Poffi; Рс - давление в стояке.
По известному давлению р н из (1.196) найдем давление в штуцере
Рш = Р „ -Р о д Н (1 + * 2)- |
(1199) |
При вымывании газа раствором первоначальной плотности
Ро(Ро = |
Рз) давление |
|
|
|
Pi ^ Рс |
+ Ро<7Н(1 + |
к2) |
~ Ро дкк2. |
(1.200) |
При ро *■Рз давление р, вычисляется по формуле |
|
|||
|
YL |
|
' (l + к 2) - p3gLk2, |
( 1.201) |
Pi = (рз -р о )д ^г + Рз9Н |
||||
|
F. |
|
|
|
где VT — внутренний |
объем бурильной колонны, |
необходи |
мый для расчета давления в кольцевом пространстве, создава емого жидкостью, которая вытесняется из труб.
Вид притока также можно установить по приросту объема промывочной жидкости в приемных емкостях. При 0 < V <
< Vap — FK(рз - |
ррп,)/ grpo имеет место проявление; при |
Упр < V < |
|||
± у .ы6 = _ £ _ + |
£ о ^ + 1 _ ; т _ Рпл . |
pF |
— выброс (р = |
min[(pr |
|
—- |
|||||
Рз9 |
Рз |
Рз^. |
Рпл |
|
|
— родН), p j); при V> Увыб |
— фонтан. Плотность утяжеленно |
||||
го раствора при этом выбрана |
так, |
чтобы уравновесить пла |
|||
стовое давление на глубине скважины: |
|
||||
рз = Рп/дк- |
|
|
|
|
( 1.202) |
Точность расчетов рш по формуле (1.199) проверена в про мышленных условиях. Относительное расхождение между расчетными и экспериментальными кривыми не превышает 20 %. Установив, что обнаруженное поступление флюида на забое соответствует выбросу, можно приступить к расчету режима его ликвидации.
Расчет режима ликвидации газового выброса
В процессе ликвидации выброса флюид следу ет вымывать из кольцевого пространства при давлении на забое
Р, = Р*л + 5, |
(1.203) |
м
несколько превышающем пластовое рПА. Здесь 8 — заданное превышение забойного давления над пластовым. Если давле ние на пласт будет меньше пластового, то это приведет к до полнительному притоку флюида из пласта, что удлинит про цесс ликвидации выброса, или последний перейдет в фонтан. Если же забойное давление р3 будет значительно выше плас тового, то могут произойти и гидроразрыв пласта, и погло щение жидкости, трудно поддающиеся ликвидации.
На практике можно судить о забойном давлении по давле нию в стоке
Рс = Рэ - PepgL + Ко: £ее. |
(1.204) |
||
|
|
Ро |
|
где |
|
|
|
|
v,p3 +po(vT- v ,) |
|
(1.205) |
Р с р |
----------------------------у ----------------------- |
: |
Рср — усредненная плотность раствора в бурильной колонне; V3 — объем закачанной в бурильную колонну утяжеленной жидкости плотностью р3; VT — внутренний объем бурильной колонны; д — ускорение свободного падения;
Кс = (РнО - Р ш )/ Ol\ |
(1.206) |
Кс — коэффициент пропорциональности, определяемый до поступления пластового флюида; Он, рн0, р0 — подача насо сов, давление в стояке и плотность раствора в скважине в момент поступления флюида.
Коэффициент Кс получен при предположении равенства соотношений между потерями давления и расходом жидкости в циркуляционной системе при бурении и ликвидации вы броса. Чтобы в этих случаях отличие в значениях Кс было минимальным, рн0, рш, Ои следует измерять в начале отра ботки каждого долота при открытом устье скважины, когда
Рш ~ РоУправлять забойным давлением р3 можно, изменяя пло
щадь проходного сечения штуцера, плотность и подачу на гнетаемой в бурильную колонну промывочной жидкости. Вы бор способа ликвидации выброса зависит от параметров и количества промывочной жидкости, имеющейся на буровой в момент выброса, а также от технической характеристики циркуляционной системы.
При заданных подаче О и плотности жидкости р3 забой-
ное давление рэ, можно поддерживать равным р3 с помощью регулирования перепада давления в штуцере рш так, чтобы давление в стояке удовлетворяло уравнению (1.204). В этом случае в начале вымывания флюида из скважины, чтобы обеспечить на забое нужное давление р3, в стояке необходи мо поддерживать давление
Pc /v3=o = Кс0 2 + рсз + 8, |
(1.207) |
где рсз — давление в стояке закрытой скважины при опреде лении пластового давления.
Расчет давления на устье при глушении газового фонтана прямой закачкой задавочной жидкости в скважину
В условиях возникновения газового фонтана, если устье скважины не разрушено и его прочность доста точная, закачивают задавочную жидкость. Начав закачку жидкости, закрывают задвижки на выкиде для сброса газа и задавливают скважину. В ряде случаев задавочную жидкость закачивают также через бурильные трубы (чаще через одну трубу), неглубоко спущенные в скважину. В процессе закачки жидкости давление на устье возрастает, стремясь к пластово му, за вычетом давления столбов жидкости и газа в скважи не.
Приведем расчет изменения давления на устье во времени в процессе глушения при задаваемых расходах задавочной жидкости. Изменение давления на устье в процессе глушения необходимо знать при выборе характеристик и режимов ра боты насосов и цементировочных агрегатов для глушения, а также для сохранения целостности обсадной колонны и оборудования устья, прочность которых на разрыв иногда бывает ниже избыточного давления газа в закрытой и полно стью опорожненной от жидкости скважине.
Изменение давления на устье во времени можно опреде лить из совместного рассмотрения движения нисходящего потока задавочной жидкости в скважине и притока газа из пласта. При поршневом нагнетании задавочной жидкости с
заданным расходом в любой момент времени |
t Ap(f) |
= р3 — |
— ру — перепад давления между давлением |
р3 на |
границе |
раздела газа и жидкости и давлением ру на устье примем в виде разности потерь давления на трение Арт и гидростатиче ского давления Арс.
Тогда |
|
|
|
|
|
Лр(*) |
= |
Р, - |
Ру = Лрс - |
АРт. |
(1.208) |
Потери давления на трение жидкости |
|
||||
|
|
|
|
|
(1.209) |
где V |
= |
0 3/F |
— скорость |
задавочной жидкости; Оэ |
— рас |
ход задавочной жидкости; Е — площадь поперечного сечения скважины; Ьх — расстояние от устья до границы раздела газа и жидкости в скважине.
Гидростатическое давление столба задавочной жидкости
Р с = |
р з gU. |
( 1.210) |
где I, |
— глубина |
|
I, = |
vf. |
( 1.211) |
Здесь t — время от начала глушения. |
||
Учитывая (1.209) |
— (1.211), из (1.208) можно найти давление |
|
на устье |
|
|
|
|
( 1.212) |
Глушение часто осуществляют прямой закачкой (в "лоб") задавочной жидкости в фонтанирующую скважину.
Р у
Рпл
Рас. |
1.21. Графики измене |
|
|
ния давления на устье в про |
|
||
цессе |
глушения |
скважины |
п |
при |
различных |
расходах |
(О, < о2< о3 < о4)
Газовые фонтаны глушат прямой закачкой в скважинах с целым устьем, оборудованным закрытыми превенторами, через выкидные линии которых истекает газ. При глушении газ направляют в один или несколько выкидов. Через другие выкиды, обвязанные с цементировочными агрегатами и бу ровыми насосами, нагнетается буровой раствор.
В каждом конкретном случае глушения фонтана, задаваясь значениями расхода 0 3 и плотностью р3 задавочной жидкос ти, по формуле (1.212) можно построить зависимость давле ния на устье от времени задавки. Затем, пользуясь получен ной графической зависимостью ру(£), выбрать практически приемлемый режим закачки задавочной жидкости и оборудо вание для его осуществления. На рис. 1.21 приведены харак терные зависимости ру(£), построенные по формуле (1.212).
Следует отметить, что изложенный метод глушения газо вых фонтанов прямой закачкой задавочной жидкости наибо лее эффективен при ликвидации притока газа из пластов, обеспечивающих медленное восстановление давления в сква жинах после их закрытия. В этих случаях, располагая увели ченным периодом времени на глушение, в скважине удается создать большой столб задавочной жидкости и тем самым снизить кривую ру(£) — кривую прироста давления на устье.