книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

—необходимость наличия на буровых производительного оборудования для приготовления и одновременной закачки бу­ рового раствора в скважину;

—продолжительность, так как требует не менее двух цик­ лов промывки и утяжеления, если плотность раствора не мо­ жет быть увеличена до значения, обеспечивающего глушение скважины.

7.3.8. ТИПОВЫЕ ЗАДАЧИ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП

{Typical tasks take place while gas-oil-watei shows)

Задача Ns 1.

Исходные данные:

В предполагаемом разрезе скважины имеется продуктив­ ный горизонт со следующими параметрами:

—глубина кровли пласта Н„ = 2500 м;

—мощность пласта h = 100 м;

—пластовое давление Рпл = 32 МПа;

—давление начала поглощения Рппг — 44 МПа. Требуется определить:

• эквивалентную плотность давления начала поглощения;

• необходимую плотность бурового раствора;

• допустимо ли вскрытие продуктивного горизонта на пол­ ную мощность.

Решение:

Эквивалентная плотность давления начала поглощения оп­ ределяется по формуле:

"0,00981-(2500+ 100)

Плотность бурового раствора для вскрытия пласта рассчи­ тывается по формуле;

Р„ + АР

р. =----S2------- -, г/см3. Ия-р 0,00981-Я,

где ДР —необходимое превышение гидростатического дав­ ления столба бурового раствора в скважине над пластовым дав­

671

лением для данного интервала глубин 1200-2500 м: 5 -г 10%, но не более 2,5 МПа.

Для условий задачи АР = 1,6 2,5 МПа.

Тогда, используя значение АР = 1,6 МПа, определим ниж­ ний предел плотности бурового раствора:

6’’ 0,00981 ■2500

апри АР = 2,5 МПа определим верхний предел плотности бу­ рового раствора:

Сравнивая полученные минимальное значение эквивалент­ ной плотности давления поглощения рпм и максимальное зна­ чение плотности бурового раствора р Вр: 1,725 > 1,40 (г/см3), получаем, что вскрытие продуктивного горизонта на полную мощность допустимо.

Ответ:

•эквивалентная плотность давления начала поглощения: Рпо,- = 1,725+1,794 г/см1;

•необходимая плотность бурового раствора:

РА, =1,37 +1,40 г/см3;

• допустимо вскрытие продуктивного горизонта на пол­ ную мощность.

Задача № 2.

Исходные данные

В разрезе скважины имеются два пласта-коллектора со сле­ дующими параметрами:

Требуется определить, возможно ли одновременное вскры­ тие двух пластов.

Решение:

Определим эквивалентную плотность давления поглоще­ ния для 1-го пласта:

672

Определим верхний предел плотности бурового раствора для вскрытия 1-го пласта, используя значение ДР = 2,5 МПа:

Определим эквивалентную плотность давления поглоще­ ния для 2-го пласта:

^0,00981-Я. 0,00981-2140 ’

Определим верхний предел плотности бурового раствора для вскрытия 2-го пласта, используя значение АР = 2,5 МПа:

Сравнивая полученные для двух пластов-коллекторов ми­ нимальное значение эквивалентной плотности давления погло­ щения Р„„и максимальное значение плотности бурового рас­ твора php, получаем:

Рпог =1-52< р6„ = 1,59 (г/см3).

Следовательно, данный интервал 1960—2140 м является не­ совместимым по условиям бурения и одновременное вскрытие двух представленных пластов-коллекторов недопустимо.

Ответ: Одновременное вскрытие двух пластов недопустимо.

Задача Ns 3.

Исходные данные:

В скважине вскрыт газоконденсатный пласт с кровлей на глубине Нк= 3500 м, плотность флюида рф = 600 кг/м3. В ос­ тановленной скважине давление на устье в лифтовых трубах равно РТ = 22 МПа.

Требуется определить пластовое давление.

Решение:

Пластовое давление в остановленной фонтанной скважине определяется по формуле:

Рж ~ Р ф ' + =0,00981 -0,6-4000 +24 = 23,5 + 24 = 47,5 МПа.

Ответ: пластовое давление газоконденсатного пласта Р„, = 47,5 МПа.

Задача Ns 4.

Исходные данные:

При остановке скважины давление на устье в лифтовых тру­ бах стабилизировалось и стало равным РТ = 35,5 МПа. В сква-

жине вскрыт продуктивный пласт при глубине залегания кровли Нк = 4000 м, плотность пластового флюида рф = 360 кг/м3.

Требуется определить плотность жидкости для глушения скважины.

Решение:

Пластовое давление в остановленной скважине определя­ ется по формуле:

Р„, = р0, • g • Я,. +/> = 0,00981 • 0,36• 4000 +35,5 = 14,1+35,5 = 49,6 МПа.

Плотность жидкости глушения рассчитывается по формуле:

где АР —необходимое превышение гидростатического дав­ ления столба бурового раствора в скважине над пластовым дав­ лением для данного интервала глубин свыше 2500 м: 4 + 7%, но не более 3,5 МПа.

Для условий задачи АР = 1,98 + 3,5 МПа.

Тогда, используя значение АР = 2,0 МПа, определим ниж­ ний предел плотности бурового раствора:

а используя значение АР = 3,5 МПа, определим верхний предел плотности жидкости глушения:

Ответ: плотность жидкости глушения должна быть в ин­ тервале значений 1,32 + 1,35 г/см3.

Задача № 5.

Исходные данные:

При возникновении ГНВП давление на устье закрытой сква­ жины стабилизировалось и стало равным следующим значе­ ниям:

—избыточное давление в бурильных трубах Рихт = 3,5 МПа; —избыточное давление в обсадной колонне PH3 h = 5,5 МПа; Скважина заполнена буровым раствором плотностью ря =

= 1,50 г/см3.

За время наблюдения t = 1 час 30 мин. давление на устье закрытой скважины увеличилось и стало равным:

—избыточное давление в бурильных трубах Р'и1т = 11,5 МПа;

—избыточное давление в обсадной колонне Р'т к =13,5 МПа. Требуется определить скорость миграции газовой пачки в

скважине.

674

Решение:

Средняя скорость миграции газа в скважине рассчитыва­ ется по формуле:

APv

lv ~ 0,00981 ■р„ t , м/час,

где дру— перепад давления на устье закрытой скважины, МПа, за время t (час).

Подставляя зарегистрированные значения давления в об­ садной колонне за время 1,5 часа, получим;

"0,00981-р,-/ 0,00981 1,5-1,5

Ответ: скорость миграции газа в скважине составляет ич,— 362 м/час.

Задача № 6.

Исходные данные:

В процессе бурения скважины буровым раствором с плот­ ностью р„ = 1,25 г/см1 на глубине Нскя= 2000 м обнаружено ГНВП. Через 10 мин после герметизации устья скважины дав­ ления в бурильных трубах и затрубном пространстве стабили­ зировалось при значениях:

—избыточное давление в бурильных трубах Ршт =3,4 МПа;

—избыточное давление в обсадной колонне Рт« = 5,2 МПа. Требуется определить фактическое пластовое давление.

Решение:

Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Ри1 =0.00981 р„ • + Р п = 0,00981 ■1,25 • 2000 + 3,4 = 24.5 + 3,4 = 27,9 МПа.

Ответ: фактическое пластовое давление составляет Р„ = 27,9 МПа.

Задача № 7.

При отсутствии инструмента в скважине обнаружено ГНВП. После герметизации устья скважины зарегистрирован объем поступившего флюида по увеличению объема в изолирован­ ной приемной емкости F0 = 2,2 м3. Геометрия ствола скважины представлена следующими исходными данными:

— площадь трубного пространства бурильной колонны

/^ = 0,009 м2;

—площадь кольцевого пространства FKn =0,024 м2;

—площадь забоя Fia6= 0,036 м2.

Требуется определить высоту пачки флюида, поступивше­ го в скважину.

Решение:

Высота пачки флюида в скважине рассчитывается по фор­ муле:

где F — площадь поперечного сечения скважины в месте нахождения пачки флюида.

Принимая во внимание, что пачка флюида находится на за­ бое при отсутствии инструмента в скважине, находим:

к - 2,2 = 61,1« 61 м. 0,036

Ответ: высота пачки флюида на забое скважины Иф=61 м.

Задача № 8.

Исходные данные:

Расчеты предельных объемов для каждого «опасного сече­ ния» разведочной скважины составили следующие значения:

— предельный объем для стыка секций обсадной колон-

н ы ^ , = 7 м 5; „ л з —предельный объем для подошвы слабого пласта Упгг-, = 4 м ;

— предельный объем для устья скважины Vrpeii =9м3. Требуется определить допустимый объем поступления флю­

ида в скважину при бурении.

Решение:

Расчет допустимого объема поступления флюида в скважи­ ну производится по формуле:

[П = а - Р ^ ( м3,

где а —коэффициент, учитывающий различные технологи­ ческие операции и виды работ при различных признаках ГНВП («Инструкция по предупреждению и ликвидации ГНВП...»);

Vnpeg —наименьший из предельных объемов, рассчитанных для каждого «опасного сечения» скважины.

Согласно расчетам, наименьший предельный объем соот­ ветствует подошве слабого пласта, тогда допустимый объем флюида:

—при наличии косвенных признаков (а = 0,62) :

[У]= 0,62-4 = 2,48 » 2,5 м3;

—при отсутствии косвенных признаков (а = 0,5): |У1= 0,5-4 = 2 м3.

Ответ: допустимый объем флюида для данной разведоч­ ной скважины:

676

—при наличии косвенных признаков составляет [V] = 2,5 м3. —при отсутствии косвенных признаков составляет [У]~2 и3.

Задача № 9.

Впроцессе бурения скважины диаметром Dc„ на глубине

Нскв обнаружено ГНВП.

Требуется определить следующие параметры:

—объемы трубного и затрубного пространства скважи­ ны, м3;

—максимально допустимое давление на устье, МПа;

—плотность и тип поступившего в скважину флюида, г/см3;

—пластовое давление, МПа;

—плотность утяжеленного раствора для глушения, г/см3;

—начальное давление циркуляции, МПа;

—конечное давление циркуляции, МПа;

—время, необходимое для заполнения бурильной колонны утяжеленным раствором, мин.;

— время, необходимое для заполнения затрубного про­ странства, мин.

По результатам расчетов построить график изменения дав­ ления в бурильных трубах во времени и по числу ходов насоса в процессе заполнения бурильной колонны утяжеленным бу­ ровым раствором.

Исходные данные:

Используем данные по скважине, представленные на рис. 7.20.

677

чений скважины в различных интервалах, умноженных на соответствующую длину интервала.

Объем трубного пространства скважины равен сумме внут­ ренних объемов колонны бурильных труб и УБТ:

—объем колонны бурильных труб:

Кт.=0,785•d j • (Нт —1^ът) = 0,785-0,10862• (2000-150) =

=0,009261850= 17,13 м3;

—объем УБТ:

VyST = 0,785 • d y BT ■LyST = 0,785 ■0,0762 150 = 0,00453 ■150 = 0,68 м3;

—общий объем бурильной колонны:

К, = V6M+ VyBT= 17,13+0,68 = 17,81 м3.

Объем затрубного пространства скважины равен сумме объемов кольцевого пространства в интервалах:

—обсадная колонна х бурильные трубы:

К= 0,785 ■(d2OK.- Z&J • Нол. =0,785 • (0,22243 - 0,1272)■1500 =

=0,0262.1500 = 39,3 м3;

—открытый ствол х бурильные трубы:

= 0 , 7 8 5 - Нок -LyST) =

=0,785 • (0,21592 - 0,1272) •350 = 0,024 • 350 = 8,4 м3;

—открытый ствол х УБТ:

Кс.•'УБТ= о, 785■ф 2„ - D2yBT)■Lyn = 0,785 •(0,21592 - 0,2032) -150=

=0,0042-150 = 0,63 м3;

—общий объем затрубного пространства:

Общий объем скважины:

= К , + Уы =17,81+48,33 = 66,14м3

2. Максимально допустимое давление в затрубном про­ странстве скважины не должно превышать давления гидрораз­ рыва пород наиболее слабого пласта ниже башмака обсадной колонны за минусом гидростатического давления столба рас­ твора над подошвой пласта. По условию задачи наиболее сла­ бый пласт находится под башмаком обсадной колонны:

[P„,] = G,P•#„.-0,00981 -р ..Я „ =

= 0,018-1500-0,00981-1,3-1500 = 7,87 МПа.

Максимально допустимая плотность бурового раствора в скважине:

678

3.Плотность поступившего в скважину пластового флюида:

—высота столба пачки флюида в затрубном пространстве из условия, что «голова» пачки объемом Va = 2 м3 находится выше секции УБТ:

<0,65 г/см3).

4.Пластовое давление:

Р„ = 0,0098I-р,- Я„„ + Ртт = 0,00981-1,3 2000+ 2,5 = 28 МПа.

5. Плотность бурового раствора для глушения скважины:

где АР —необходимое превышение гидростатического давле­ ния столба бурового раствора в скважине над пластовым давле­ нием для данного интервала глубины скважины 1200—2500 м;

АР = 5 + 10%, но не более 2,5 МПа, или АР = 1,4 -г- 2,5 МПа, примем в расчет значение АР = 1,4 МПа.

Плотность бурового раствора для глушения скважины так­ же может быть определена по следующей формуле:

6. Начальное давление циркуляции:

PHCN= РЮЖш+ Р; с + (0,5 +1,0 МПа) = 2,5 + 3,5+ 1,0 = 7,0 МПа,

где Р',х —гидравлические сопротивления при выбранной для глушения скважины подаче определяются по давлению циркуля­ ции бурового раствора плотностью р„ при пониженной пода­ че насоса или рассчитываются по формуле. По условию задачи давление циркуляции при подаче насоса Q, =23,8 л/с в процес­ се бурения составляет Рдс = 14 МПа:

679

7. Конечное давление циркуляции:

Р.1,3

8.Время заполнения бурильной колонны утяжеленным ра­ створом при выбранной подаче насоса:

_ V6. . __ 17,811000

V K

11,9-60

Число двойных ходов поршней бурового насоса, необхо­ димых для полной замены исходного бурового раствора в бу­ рильной колонне на раствор глушения, зависит от технических характеристик насоса. По условию задачи подача насоса на каж­ дый двойной ход поршней составляет Qa = 15,9 литров/ход:

9. Время заполнения затрубного пространства утяжелен­ ным раствором при выбранной подаче насоса:

/— *.и. ^ 48,33-1000 = 67,7 мин.

Число двойных ходов поршней бурового насоса, необходи­ мых для полной замены исходного бурового раствора в затрубном пространстве на раствор глушения:

N.48,33-1000 = 3040 ходов.

Число двойных ходов поршней бурового насоса, необходи­ мых для полной замены исходного бурового раствора в сква­ жине на раствор глушения:

Nm = NSr + N,„ =1120 + 3040 = 4160 ходов.

11. Согласно полученным расчетным данным строится гра­ фик изменения давления в бурильных трубах во время закач­ ки утяжеленного бурового раствора в объеме бурильной ко­ лонны (рис. 7.21).

По данным графика составляется рабочая таблица давления в бурильных тубах, для чего определяется зависимость давле­ ния от числа ходов насоса по следующей формуле:

(**—~Лу) 100 = (7,0-4,0)100 = ^ 26g ж 0 3 МПа/100 ходов

N.1120

680