книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

7.3.6. СОВМЕЩЕННЫЙ ГРАФИК ДАВЛЕНИЙ И НЕОБХОДИМЫЕ ГЕОБАРИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ЕГО ПОСТРОЕНИЯ

(Compatible pressure chart and necessary geobaric data to draw it)

Для того, чтобы можно было оценить диапазон изменения давления в скважине, безопасный с позиций недо­ пущения газо-нефте-водопроявлений, необходимо знать пласто­ вые (поровые) давления и давления начала поглощения или гид­ роразрыва в каждом сечении по стволу скважины. Поскольку эти давления являются характеристикой пород, то достаточно иметь эти сведения по каждому отдельно выделенному плас­ ту. Совокупность сведений о пластовых (поровых) давлениях и давлениях начала поглощения или гидроразрыва, сгруппиро­ ванных по пластам, составляющим разрез скважины, представ­ ляет собой геобарические условия проводки скважины.

Для оценки геобарических условий проводки скважины обычно используется совмещенный график давлений, который представляет собой графическое изображение пластовых (по­ ровых) давлений и давлений начала поглощения или гидрораз­ рыва для всех пластов по глубине разреза скважины.

Для удобства пользования давления на совмещенном гра­ фике изображаются в единицах градиентов давлений или эк­ вивалентных плотностей.

Градиентом пластового (порового) давления Gnjl (давления начала поглощения GH„ или гидроразрыва Grpn ) называется от­ ношение величины этого давления к глубине (по вертикали), которой соответствует это давление:

В приведенных формулах индекс i означает, что при опре­ делении градиента следует соблюдать соответствие величины давления и глубины.

Эквивалентной плотностью пластового (порового) давления рпл (давления начала поглощения р1Ы или гидроразрыва ргрп) называется такая плотность жидкости, гидростатическое дав­ ление которой на данной глубине равно величине пластового (порового) давления (давления начала поглощения или гидро­ разрыва).

Иллюстрация перечисленных способов отображения пла­ стового давления приведена на рис. 7.15.

Для построения совмещенного графика давлений необхо­ димо иметь сведения о глубине расположения кровли и подош­ вы интервалов с одинаковым градиентом давлений (пластовых, поровых, начала поглощения и гидроразрыва) и значения этих

градиентов. По сути дела необходимо знать местоположение пластов, отличающихся геобарическими характеристиками, и значения этих характеристик.

Рис. 7.1S. Фрагмент графика пластового давления в различной интерпретации:

а - в единицах плотности; б - в единицах градиента давлений; в — в единицах эквива­ лентной плотности.

Местоположение пластов определяется геологическими службами по результатам промысловых и геофизических ис­ следований.

Пример графика совмещенных давлений приведен на рис. 7.16. Из совмещенного графика эквивалентных плотностей плас­ тового (порового) давления (левый график) и давления гидрораз­ рыва (правый график) видно, что по разрезу скважины можно выделить несколько интервалов (в данном случае четыре —«А», «В», «С» и «D»), где возможно бурение с использованием буро­ вого раствора одной и той же плотности без нарушения усло­

вия недопущения ГНВП:

Это означает, что для этих интервалов разреза существу­ ют области плотности жидкости (бурового раствора), при ко­ торых не будут превышены пластовое или поровое давление и давление гидроразрыва пород.

Вто же время не существует такой плотности бурового рас­ твора, при которой бурение двух соседних интервалов было бы возможным без возникновения ГНВП или поглощений.

Эти интервалы разреза скважины получили название «ин­ тервалы несовместимых условий бурения».

Для изоляции интервалов несовместимого бурения при со­ оружении скважин они перекрываются обсадными колонна­ ми с последующим цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками скважины. Только таким

642

Рис. 7.16. График совмещенных давлений.

образом возможно успешное сооружение скважины, в разрезе которой имеются зоны несовместимого бурения.

Таким образом, можно сказать, что под несовместимыми ус­ ловиями бурения понимается такое сочетание горно-геологичес­ ких условий, когда заданные технологические параметры процесса бурения нижележащего интервала вызовут осложнения в пробу­ ренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение специальных технологических

мероприятий по предотвращению этих осложнений технически невозможно или экономически нецелесообразно.

На основании построенного графика совмещенных давлений при проектировании скважины получаютданные о глубинах спус­ ка обсадных колонн и плотности бурового раствора, обеспечива­ ющих безаварийное бурение, в интервалах зон крепления.

Внекоторых пластах с высокой гидродинамической свя­ зью (очень проницаемые и гидропроводные пласты) и большой мощности пластовое давление, так же как и давление начала поглощения, в кровле и подошве оказываются одинаковыми. Подобные пласты характерны, например, для месторождения Тенгиз, где высокопроницаемые пласты достигают мощности до 800—1000 метров.

Вэтом случае совмещенный график эквивалентных плотно­ стей пластового давления и давления поглощения (для данного интервала глубин) имеет вид, представленный на рис. 7.17.

2 6 0 0

2 7 0 0

2 8 0 0

2 9 0 0

Рис. 7.17. Вид графика совмещенных давлений для интервала залегания пласта (2650-2800 м), у которого пластовое давление н давление поглощения одинако­ вое но всей толще.

Как видно из рис. 7.17, без учета обстоятельства падения эквивалентной плотности пластового давления и давления по­ глощения (пунктирные линии эквивалентных плотностей в ин­ тервале пласта) может быть рекомендована плотность бурово­ го раствора для разбуривания всей толщи пласта от 1700 кг/м3 до 1800 кг/м3.

644

Однако с учетом этих обстоятельств при плотности буро­ вого раствора, равной 1800 кг/м3, на глубине 2800 метров (по­ дошва пласта) гидростатическое давление столба жидкости с такой плотностью сравнивается с давлением поглощения. В та­ ком случае, при незначительном повышении давления в сква­ жине (например, из-за гидродинамической составляющей) не­ избежно произойдет поглощение. При этом произойдет падение уровня в скважине, что снизит давление на кровлю пласта и создаст потенциальную угрозу ГНВП.

В этом случае необходимо определить допустимый интервал вскрытия флюидонасыщенного пласта, который определяется интенсивностью падения градиента давления поглощения и ре­ комендуемой для вскрытия плотностью бурового раствора.

7.3.7.ЛИКВИДАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

(G a s - o il- w a te r shows control. Common tenets)

Ликвидация ГНВП — это процесс проведения технологических операций, направленных на восстановление нормальных условий в системе «скважина-пласт».

При этом различают следующие два этапа работ:

—вымыв флюида —комплекс технологических операций, при которых производится удаление из скважины поступив­ ших пластовых флюидов на дневную поверхность;

— глушение скважины — комплекс технологических опе­ раций, при которых скважина заполняется утяжеленным бу­ ровым раствором, обеспечивающим условия безопасного веде­ ния работ по строительству и ремонту скважины.

Организация процесса ликвидации ГНВП включает:

—герметизацию устья скважины и регистрацию исход­ ной информации;

—анализ процессов, происходящих в скважине;

—выбор метода ликвидации ГНВП, определение последо­ вательности и содержания операций, предусмотренных техно­

логией глушения скважины различными методами;

—составление оперативной части плана ликвидации ГНВП; —распознавание нештатных ситуаций, возникающих в про­ цессе ликвидации ГНВП и возможные действия по сохранению

управляемости скважиной.

Выбор метода ликвидации ГНВП зависит от конкретных ус­ ловий, определяющих возможности его проведения:

—технические возможности и оснащение буровой уста­

новки;

—наличие запасного раствора и возможности его утяже­

ления;

645

—техническое состояние обсадной колонны и противовыб­ росового оборудования;

—состояние ствола скважины, а также характер и интен­ сивность самого проявления;

—квалификация и опыт буровой бригады и инженернотехнического персонала.

Располагая перечисленными сведениями, можно техниче­ ски грамотно подойти к рациональному выбору метода ликви­ дации ГНВП и его практическому осуществлению, что во мно­ гом определяет успех операции.

Впрактике глушения проявляющих скважин различают ме­ тоды, которые предусматривают обеспечение постоянного за­ бойного давления в процессе ликвидации ГНВП, и методы, ко­ торые не обеспечивают постоянства забойного давления.

Наиболее совершенным методом управления скважиной при постоянном забойном давлении является метод уравновешенно­ го пластового давления, который включает несколько широко известных вариантов его применения, наиболее часто исполь­ зующихся в качестве методов глушения скважин.

Метод уравновешенного пластового давления предусмат­ ривает процесс управления скважиной при постоянном забой­ ном давлении, равном или несколько превышающим пластовое давление Р мй > Рт , с одновременным увеличением гидроста­ тического давления столба бурового раствора в скважине до значения, обеспечивающего такое равенство или превышение. Давление на устье и стенки скважины при этом уже не остает­ ся постоянным, но изменяется в безопасных пределах, по мере подъема поступивших пластовых флюидов к устью и их уда­ ления из скважины.

Широко известны три основных варианта применения ме­ тода уравновешенного пластового давления, при которых уп­ равление скважиной осуществляется при постоянном забойном давлении в процессе вымыва поступивших в скважину плас­ товых флюидов и глушения скважины утяжеленным буровым раствором. Эти варианты рассматриваются как классические или стандартные методы управления скважиной при ГНВП и различаются между собой:

—порядком утяжеления бурового раствора и его закачки

вскважину;

—временем восстановления циркуляции после герметиза­ ции устья скважины;

—плотностью бурового раствора в первом цикле цирку­

ляции.

Кстандартным методам управления скважиной при ГНВП относят:

646

1.Метод «бурильщика» — вымыв поступившего в скважи­ ну пластового флюида буровым раствором исходной плотно­ сти, увеличение плотности раствора в приемных емкостях до необходимого значения и глушение скважины путем циркуля­ ции утяжеленного бурового раствора.

2.Метод «ожидания и утяжеления» —увеличение плотно­ сти бурового раствора в приемных емкостях до необходимого значения при закрытой скважине и глушение скважины с од­ новременным вымывом поступившего пластового флюида утя­

желенным раствором.

3. «Непрерывный» метод —вымыв пластового флюида с од­ новременным увеличением плотности бурового раствора и его закачкой в скважину, при этом плотность раствора повышает­ ся до необходимого значения в процессе циркуляции.

Все технологические операции по управлению скважиной при ГНВП, независимо от применяемого метода, должны обеспе­ чивать безопасность работ и исключать возможность возникно­ вения дополнительных осложнений, связанных с разрушением устьевого оборудования и порывом обсадной колонны, гидрав­ лическим разрывом слабого пласта в необсаженной части ство­ ла скважины, грифонообразованием и потерей циркуляции.

Управление скважиной в основном подразумевает управ­ ление забойным давлением, которое должно осуществляться с соблюдением определенных принципов.

Применение стандартных методов управления скважиной позволяет ликвидировать ГНВП в скважине за возможно более короткий срок, не допустив при этом дополнительных ослож­ нений. Тщательный анализ давлений, развивающихся в сква­ жине, взаимосвязи и закономерностей их изменения —основ­ ное условие успешного восстановления нормальных условий в системе «скважина-пласт».

ГНВП в начальной стадии развития обычно схематизирует­ ся в виде пачки пластового флюида, образующейся в забойных условиях. Для выявления характерных особенностей процесса удаления поступивших пластовых флюидов из скважины не­ обходимо располагать точным решением задачи текущего за­ бойного давления.

Рассмотрим забойное давление на начальных этапах про­ цесса ликвидации ГНВП.

В закрытой скважине приток флюида из пласта будет про­ должаться до тех пор, пока забойное давление не станет рав­ ным пластовому.

Для определения момента равенства забойного и пластово­ го давлений ведут наблюдение за давлением на устье скважи­ ны, используя манометры, установленные на пульте дистан­

647

ционного управления дросселем или манометры на стояке и перед дросселем.

Когда давление в бурильных трубах и затрубном простран­ стве стабилизируются, записывают показания манометров. Пе­ риод наблюдения не должен превышать 5—10 мин. Затрачивать больше времени для регистрации избыточных давлений не до­ пускается, так как в случае газопроявлений всплывающая га­ зовая пачка будет вносить значительные погрешности.

Состояние, при котором избыточное давление в трубном и затрубном пространствах скважины принимают постоянные значения, то есть забойное давление Р1ай становится равным пластовому давлению Рпл, называют моментом неустойчиво­ го равновесия:

где Р? т.= Р„ ■g ■Н — гидростатическое давление столба бу­ рового раствора в бурильных трубах;

Рт — избыточное давление в бурильных трубах;

р**. =Рф-8-Ьф+Рн‘8<Н-Ьф) ~ гидростатическое давление столба бурового раствора и пластового флюида в затрубном

пространстве; Ршк, —избыточное давление в затрубном пространстве;

Рф — плотность поступившего в скважину флюида; Ьф — высота пачки пластового флюида в затрубном про­

странстве.

Избыточное давление в бурильных трубах представляет со­ бой величину давления, компенсирующую превышение плас­ тового давления над гидростатическим давлением столба бу­ рового раствора в трубном пространстве:

р»т=р» - Р ,‘8 ‘н -

Избыточное давление в затрубном пространстве представ­ ляет собой величину давления, компенсирующую превышение пластового давления над гидростатическим давлением столбов флюида и бурового раствора в затрубном пространстве:

рт.к ^ Р т~Рф-8 ^ф+Р„ ё {Н- Ъф).

С момента достижения равенства давлений на забое и в пласте давление в стволе скважины может только повышаться вследствие всплытия (миграции) флюида, поэтому дальнейшее его поступление из пласта прекращается.

Располагая зарегистрированными значениями избыточных давлений в трубном и затрубном пространствах скважины, не­ обходимо ответить на следующие два вопроса:

—как тотчас после начала циркуляции получить необходи­ мое равенство или превышение забойного давления над плас­ товым давлением;

648

— как в процессе циркуляции сохранить забойное давле­ ние постоянным.

При этом необходимо также располагать достаточно надеж­ ным, простым и удобным методом контроля давлений, исходя из понятий о динамическом состоянии скважины,

Баланс давлений в трубном и затрубном пространствах сква­ жины во время циркуляции при использовании дросселя мо­ жет быть выражен следующей зависимостью:

Р шп = Р „ + Р ,.т. - Р , с.т. = Р шт + Р ,.к + Р<л .к. >

где Р„ —давление на насосе; Р,.сж. — гидравлические сопротивления в бурильных трубах;

Рщт — давление на дросселе (штуцере) или противодавление; Р,с — гидравлические сопротивления в затрубном про­

странстве.

В процессе циркуляции любое давление в скважине созда­ ется или изменяется в зависимости от последующих потерь давления по направлению потока жидкости (при прямой цир­ куляции — в затрубном пространстве).

Давление на дросселе при циркуляции представляет вели­ чину местных потерь давления в штуцере, которую показыва­ ет манометр, установленный перед дросселем.

Таким образом, забойное давление задается суммойдвух членов динамического происхождения (давление надросселе —Ршти вели­ чина гидравлических сопротивлений в затрубном простран­ стве —Р, с ) и одного члена гидростатического происхождения (гидростатическое давление в затрубном пространстве —Р,J .

Следовательно, для сохранения постоянства забойного дав­ ления в любой момент времени, давление в затрубном про­ странстве, созданное на дросселе, должно компенсировать из­ менение гидростатического давления в затрубном пространстве при движении в нем пачки пластового флюида.

Но если в процессе циркуляции при неизменных значени­ ях плотности бурового раствора и подачи насосов поддержи­ вать постоянное давление на насосах (Р„), то забойное давление также будет сохраняться постоянным, поскольку гидростати­ ческое давление (Р,.„_) и величина гидравлических сопротивле­ ний в трубном пространстве (Р1СЛ1) не изменятся.

Принцип вымыва пластового флюида при постоянной про­ изводительности насоса и поддержании постоянного давления в бурильных трубах составляет основу стандартных методов ликвидации ГНВП с поддержанием постоянного забойного дав­ ления, что означает:

1) выбранная подача насоса должна сохраняться постоянной, чтобы стабилизировать гидравлические сопротивления в систе­

649

ме циркуляции; если изменяется подача насоса, то изменяются все расчетные значения и график динамики давления;

2) давление в бурильных трубах поддерживается посто­ янным с помощью регулируемого дросселя; установившееся значение давления в бурильных трубах используется для ре­ гулирования забойного давления в процессе последующей цир­ куляции.

Следовательно, при восстановлении циркуляции необходи­ мо и достаточно создать такое давление на дросселе, чтобы его значение было равно или превышало зарегистрированное зна­ чение Р1п к на величину АР:

Р=Р +ЛР,

где АР —принятый «запас противодавления».

Тогда созданное давление на забое скважины будет, при­ мерно, составлять:

Рш =Рп:+Р,,, +^Р ■

Для соблюдения условия постоянства давления на забое скважины в процессе циркуляции необходимо и достаточно с помощью дросселя поддерживать постоянное давление на на­ сосах, равное

Р „ - Р „ + Р Ю Я + А Р ,

где Р,с — полные гидравлические сопротивления в системе циркуляции при постоянной подаче насоса.

Тогда текущее забойное давление будет примерно состав­ лять:

Р , = Р +Р +ДР.

Максимальное давление в затрубном пространстве скважи­ ны в процессе вымыва газообразного пластового флюида при постоянном забойном давлении приходится на верхнюю грани­ цу — «голову» пачки и напрямую зависит от ее объема.

В процессе вымыва газовой пачки при постоянном забой­ ном давлении значения текущих давлений у башмака осадной колонны и на любом участке ствола скважины меняются:

1} возрастают до тех пор, пока «голова» пачки не достигнет этого участка;

2)понижаются при прохождении газовой пачкой этого участка;

3)остаются постоянными после того как газовая пачка про­ шла этот участок.

Указанное положение относится и к обсадной колонне, в которой имеются «опасные сечения» —устье скважины, стык секций обсадных колонн, муфта ступенчатого цементирова­ ния и т.п.

650