Репрессии и депрессии на пласт

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Однако репрессии не сломили социал-демократическую партию, деятельность которой была перестроена применительно к условиям нелегального существования: за границей издавался центральный орган партии — газета Социал-Демократ и регулярно собирались партийные съезды ( 1880, 1883 и 1887); в Германии, в подполье, быстро возрождались социал-демократические организации и группы, во главе которых стоял нелегальный ЦК. Одновременно партия широко использовала легальные возможности для укрепления связи с массами, ее влияние непрерывно росло: число голосов, поданных за социал-демократов на выборах в рейхстаг, увеличилось с 1878 по 1890 год более чем в три раза.  [31]

При репрессии на пласт ( избыточном забойном давлении), превышающей уровень касательных напряжений, происходит разрыв пласта — деформация разрушения стенки скважины.  [32]

При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 — 1 5 мм) и инфильтраци-онной ( радиусом до 300 — 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта.  [33]

Как репрессии 1935 — 1937 гг., так и репрессии послевоенного времени-1949 — 1950 гг. были совершены или по прямым указаниям Сталина, или с его ведома и одобрения. Какой огромный вред стране нанесло это истребление кадров, ставшее возможным только в условиях безудержного господства во всей жизни культа личности Сталина.  [34]

При репрессии пласт перфорируют без герметизации устья, так как скважину заполняют плотной жидкостью, предотвращающей фонтанирование. Такая перфорация является наиболее простой, но может снизить проницаемость пласта и, следовательно, производительность скважины. Поэтому перфорацию при репрессии рекомендуют применять в хорошо проницаемых и малозагрязненных пластах, способных самоочищаться при дальнейшей эксплуатации. Желательно, чтобы скважинная жидкость достаточной плотности не содержала твердой фазы.  [35]

Поскольку репрессия на пласт при вскрытии его перфорацией существенно снижает пропускную способность перфорационных каналов, логично предположить, что для достижения одинакового коэффициента гидродинамического совершенства и, следовательно, одинакового дебита скважины плотность перфорации в случае вскрытия пласта на утяжеленном растворе в условиях репрессии необходимо и достаточно увеличить в несколько раз по сравнению со случаем вскрытия пласта при депрессии. Однако на практике оказывается, что повышение плотности перфорации при вскрытии пласта в условиях репрессии в ряде случаев не обеспечивает достижения производительности скважин, соответствующей перфорации в условиях депрессии. Большую роль здесь играют свойства пласта-коллектора, плотность и физико-химические свойства промывочной жидкости. В условиях депрессии влияние плотности раствора на эффективность вкрытия пласта незначительно. Можно также отметить, что при коэффициенте kc, близком к единице, даже большое увеличение диаметра, длины канала и плотности перфорации не приводит к значительному увеличению дебита.  [36]

Кроме репрессии конечным продуктом, характерной для анаболических путей, описан тип репрессии, называемой катаболитной и заключающейся в том, что быстро используемые клеткой источники энергии способны подавлять синтез ферментов других путей катаболизма, участвующих в метаболизировании сравнительно медленно используемых источников энергии.  [37]

При репрессии свыше 100 кгс / см2 раскрываются трещины, и в них проникает буровой раствор до тех пор, пока они не наполнятся или пока давление раствора по трещинам не уравняется с противодавлением на пласт. Кроме того, необходимо учесть, что воздействие столба бурового раствора на ПЗП и проникновение его по трещинам во время вскрытия пласта и ожидания освоения скважины происходит в течение длительного времени — от 5 до 30 суток. При освоении скважины в первые часы депрессия на пласт в большинстве случаев выше репрессии от столба бурового раствора, так как при продувке ствола скважины компрессором или при ее поршневании уровень снижается до 0 4 — 0 7 глубины скважины.  [38]

При репрессии на пласт в прйзабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 — 1 5 мм) и йнфильтрационной ( радиусом до 300 — 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта.  [39]

При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения интервала перфорации, в том числе и в прикон-турных ( ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов.  [40]

Однако репрессии не сломили социал-демократическую партию, деятельность которой была перестроена применительно к условиям нелегального существования: за границей издавался центральный орган партии газета Социал-Демократ и регулярно ( в 1880, 1883 и 1887 годах) собирались партийные съезды; в Германии, в подполье, быстро возрождались социал-демократические организации и группы, во главе которых стоял нелегальный ЦК. Одновременно партия широко использовала легальные возможности для укрепления связи с массами, — ее влияние непрерывно росло: число голосов, поданных за социал-демократов на выборах в рейхстаг, увеличилось с 1878 по 1890 год более чем в три раза.  [41]

Политика репрессий , административного надзора и преследований крайне отрицательно отразилась на состоянии библиотечного дела России и привела к упадку публичных библиотек в губернских и уездных городах.  [42]

Масштаб репрессий в отношении членов Компартии был значителен: 80 % большевиков с дореволюционным стажем были арестованы.  [43]

Нарастание репрессий вело к тому, что ведомство Семена Годунова стало приобретать все более широкие политические функции.  [44]

Политика репрессий приводит к тому, что в тюрьмах постоянно содержится большое количество лиц, арестованных за политическую и профсоюзную деятельность. Их число периодически увеличивается за счет новых арестов на короткий срок, к которым обычно прибегают фашиствующие круги, чтобы запугать ка-селение и держать его в напряжении.  [45]

www.ngpedia.ru

Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии;

Влияние различных промывочных жидкостей на коллекторские свойства пласта. Требование к промывочным жидкостям и применяемые промывочные агенты для вскрытия продуктивного пласта Вскрытие пластов с АНПД и АВПД. Противовыбросовое оборудование устья скважин(самостоятельно)

При сложившейся к настоящему времени практике принципиально существует три основных метода первичного вскрытия продуктивных горизонтов:

1) На репрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости превышает пластовое.

2) На равновесии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости соответствует пластовому.

3) На депрессии — гидростатическое давление столба промывочной жидкости меньше пластового.

На текущем этапе развития техники и технологии основной объем бурения скважин ведется в условиях превышения забойного давления над пластовым. т.е. при репрессии на пласт. В соответствии с требованиями действующих Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3]. созданное столбом раствора гидростатическое давление на забое скважины должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:

— 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м):

— 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1.5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2.5-3.0 МПа) для более глубоких скважин.

Преимуществом метода вскрытия пластов на репрессии является сравнительная простота его реализации. Т.е. для вскрытия продуктивных горизонтов не требуется никаких специальных технологий или технических средств, для этого достаточно применения стандартного противовыбросового оборудования и успешного регулирования параметров промывочной жидкости.

К недостаткам следует отнести:

— снижение фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих коллектор в прискважинной зоне вследствие проникновения в них дисперсной фазы и дисперсионной среды промывочных жидкостей:

— поглощения промывочных жидкостей под действием перепада давления, действующего со стороны ствола скважины:

— потенциальную опасность возникновения прихватов буритьной колонны вызванных дифференциальным давлением, действующим на стенки скважины против интервалов проницаемых пород:

— снижение механической скорости разрушения горных пород на забое скважины, обусловленное избыточным давлением столба промывочной жидкости.

За рубежом в последнее время при вскрытии высоконапорных пластов с низкой проницаемостью применяют метод бурения с низким давлением (забойное давление ниже пластового). Сущность указанного метода заключается в том. что для промывки забоя подбирается буровой раствор такой плотности, чтобы суммарное давление, создаваемое им. на забой было меньше пластового- В этом случае вскрытие пласта сопровождается притоком пластовой жидкости в скважину. Однако реализация этих условий вскрытия пластов возможна только при наличии надежного устьевого оборудования, способного герметизировать устье скважины при бурении в продуктивном пласте и выдерживать возникающие перепады давления между стволом скважины и поверхностью земли (имеются в виду системы стационарных и вращающихся превенторов). Зарубежный опыт показал, что применение этого метода позволяет получить положительные результаты:

— значительное повышение продуктивности нефтегазонасыщенных пластов:

— сокращение затрат и времени на освоение скважин:

— повышение коэффициента извлечения продукции пластов:

— повышение скорости проходки и ресурса породоразрушающего инструмента:

— предотвращение поглощений бурового раствора:

— снижение вероятности прихватов бурильного инструмента.

studopedia.su

Или репрессии на пласт

О ВЛИЯНИИ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ХВОСТОВИКОВ ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕЙ НА ДОПУСТИМОЕ ДАВЛЕНИЕ ДЕПРЕССИИ

(Опубликована в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» №7, 2010 год, стр 54-57)

При испытании пластов устройствами на трубах величина допустимого давления депрессии или репрессии часто ограничивается несущей способностью (прочностью) хвостовика. До настоящего времени нормативными материалами не полностью учитывается значительная часть основных сжимающих статических и динамических нагрузок, а также изгибающих моментов, действующих на хвостовик на различных интервалах стволов наклонных скважин. Пренебрежение ими может привести к возникновению аварийной ситуации в скважине. Поэтому рассмотрим ограничение предельного давления на пакер пластоиспытателя несущей способностью хвостовиков из УБТ не только в вертикальных, но и в наклонных (более 90% от вновь вводимых в эксплуатацию на отечественных промыслах) скважин.

Примечания: 1. ? — зенитный угол скважины.

Здесь ? — плотность промывочной жидкости, г/см 3 ; Fскв – площадь поперечного сечения скважины в зоне установки пакера, см 2 .

Нагрузка Рmax вызывает в хвостовике напряжения сжатия

и изгиба, например, от упругой пространственной деформации хвостовика, определяемые в соответствии с работой [2] из выражения:

Здесь n = 1,2…1,3 – коэффициент запаса прочности;

Очевидно, что соответствующее снижению уровня жидкости над пакером на величину ?l = L – ?h давление на пласт после открытия клапана пластоиспытателя

а при пластовом давлении Рпл величина депрессии на пласт

Пример. Скважина 215,9 мм, вертикальная (зенитный угол ? ? 4 0 …5 0 ) глубиной Lскв = 5110 м ; место установки пакера Lп = 5060 м; плотность промывочной жидкости ? = 1,53 г/см 3 ; пластовое давление соответствует гидростатическому (kгст ? 1; Рпл = 10 -2 kгст * Lскв = 51,1 МПа); коэффициент кавернозности необсаженного ствола в месте установки пакера kкав = 1,2 ; длина хвостовика Lхв = 5110 – 5060 = 50 м ; коэффициент динамичности на пакере (от гидроудара в момент открытия клапана) k = 1,2 ; коэффициент запаса прочности материала хвостовика n = 1,3 . При необходимом для освоения скважины давлении депрессии более Росв > 10 -2 ? Lскв = 10 -2 * 1,53 * 5110 = 78,2 МПа и перепаде давления на пакере – до 30 МПа величина нагрузки на забой при пакеровании не должна превышать суммы допускаемой величины [P] = 120 кН и гидравлической нагрузки [Рг] = 1100 кН , т.е. 1100 + 120 = [1220 кН] (см. [5, табл.7.3.1]). Последующее выдерживание (для выравнивания давления под пакером) запакерованной колонны — в течение 60…80 мин. Упреждающее перед открытием клапана уменьшение нагрузки на хвостовик и последующая очередность операций производятся в соответствии с нормативными материалами: РД 39-0147716-002-88, [5] и др. Подобрать материал хвостовика и определить предельно допустимое [?l] снижение уровня жидкости в колонне труб при испытании пласта в открытом стволе 215,9-мм скважины и эквивалентное ему давление депрессии на пласт ?Р при использовании хвостовиков из различных типоразмаров УБТ.

kk.convdocs.org

Технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии

Обоснование значений депрессии и репрессии на продуктивный пласт. Бурение пластов на депрессии с применением технологии гибких труб. Герметизация устья скважины. Блок приготовления пены. Поддержание равновесного давления в системе скважина-пласт.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский Государственный Университет

нефти и газа им. И.М. Губкина

Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин

«Технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии«

Проверил: доц. Балицкий В.П.

1. Обоснование значений депрессии и репрессии на продуктивный пласт

2. Бурение пластов на депрессии с применением технологии гибких труб (COILED TUBING)

3. Технология для бурения на депрессии «Циркуляционная система»

4. Герметизация устья скважины

5. Блок приготовления пены

6. Поддержание равновесного давления в системе скважина-пласт при спускоподъемных операциях

С каждым годом в мировой экономике требуется все больше нефти и все дальше от обшитых территорий ходят нефтяники в поисках черного золота. Все дороже каждая добытая его тонна. Однако традиционные технологии добычи позволяют извлечь из недров только 30% запасов нефти, миллионы тонн черного золота остается лежать в земле Выход здесь только один — это разработка и внедрение новых подходов к освоению и эксплуатации месторождений. Уже сегодня современные технологии позволяют резко увеличить нефтеотдачу пластов и в первую очередь они касаются процессов бурения. Повышением эффективности нефтедобычи ученные занялись задолго до нефтяных кризисов. Проведенные научные исследования доказывали, что нефтеотдача напрямую связана с методом используемым при первичном вскрытии нефтяного пласта особенно это актуальна при эксплуатации старых месторождений имеющее низкое пластовое давление и высокую степень выработки. Существуют две технологии строительства: на репрессии и на депрессии. Вообще технология должна быть на репрессии. Почему? Потому что на угнетение пластов к которым мы приходим. Угнетение пласта нам необходима для того, чтобы флюиды безконтрольно не попали в ствол скважины и не привели к фонтану или еще к чему либо. Но в тоже время когда мы вскрываем продуктивный пласт на репрессии используются разные множества растворов и все они приводят к снижению фильтрационных и емкостных свойств -это пористость и проницаемость пласта. Снижение пористости и проницаемости пласта приводит к тому, что меньше притекает в ствол скважины нефти, примерно остается лежать 30% и скважина остается » больная». При работе на репрессии буровой раствор приводит к закупорки пор пласта призабойной зоны, а когда бурим на депрессии, мы пробуриваем до продуктивного пласта ствол скважины, в кровлю продуктивного пласта спускаем колонну и далее создаем в скважине условия депрессии т.е. чтобы флюид не давил в скважину каким-то флюидом а поступал в ствол скважины и тем самым в скважине призабойная зона остается чистой. В виду того, что мы бурим не создавая репрессий на пласт, не загрязняем и мы сохраняем коллекторские свойства пласта. репрессия скважина пласт

1. Обоснование значений депрессии и репрессии на продуктивный пласт

Рис. 1. Взаимодействие в системе «скважина пласт« при бурении на депрессии и репрессии

Бурение осуществляется с применением закрытой циркуляционной системы, а в качестве промывочных жидкостей используются несколько типов промывочных жидкостей, в том числе раствор на нефтяной основе, разбавленный азотом. Для поддержания требуемого давления промывочной жидкости в призабойной зоне и регулирования его значения на устье скважины создается избыточное давление, которое поддерживается управляемой системой дросселирования. Таким образом, забойное давление регулируется двумя способами: увеличением или уменьшением избыточного давления на устье или обеспечением необходимой плотности промывочной жидкости, которая достигается ее аэрацией инертным газом (азотом). Процессом бурения управляют два специалиста: оператор колтюбинговой установки и оператор по режиму бурения и промывочной жидкости. Оператор колтюбинговой установки размещается в кабине управления, в которой на экране компьютеров отображается информация со всех контрольно- измерительных приборов. Кабина размещена за барабаном с гибкой трубой на одной линии с устьем скважины. Оператор по режиму бурения отвечает за работу циркуляционной системы, контролирует параметры циркулирующей промывочной жидкости и обеспечивает заданный уровень депрессии. Оператор по режиму бурения размещается в отдельной кабине, где на информационном табло компьютера отображается информация со всех наземных датчиков.

Информация с забойной телеизмерительной системы и наземных датчиков позволяет определить положение долота относительно продуктивного интервала, а управляемый с устья отклонитель позволяет оперативно вносить коррективы в траекторию ствола скважины.

Совершенно очевидно, что преимущества данной технологии могут быть полностью реализованы только при строгом соблюдении в заданных интервалах технологии бурения и точном поддержании режимов бурения и параметров циркулирующей промывочной жидкости. Поэтому крайне важны оперативный контроль параметров в режиме реального времени и непрерывный анализ регистрируемой информации. Традиционные технические и программно-методические средства ГТИ для решения этих задач малопригодны, так как выносное оборудование (датчики, дегазатор, табло бурильщика и т.д.) невозможно установить на установке колтюбинга и на узлах закрытой циркуляционной системы. Многие алгоритмы и методы (например, измерение веса колонны, нагрузки на долото, глубины скважины и др.) не пригодны для данной технологии бурения, поэтому для контроля наземных параметров колтюбингового бурения разработан специализированный аппаратурно-программный комплекс.

Аппаратурно-программный комплекс включает:

устройство сбора информации и сопряжения с датчиками (УСО);

модуль управления исполнительными механизмами бурового оборудования и циркуляционной системы;

комплект соединительных кабелей;

рабочее место оператора колтюбинговой установки;

рабочее место оператора по режиму бурения.

Рис. 2. Схема размещения датчиков в закрытой циркуляционной системе для вскрытия пластов на депрессии

На входе в скважину в линии высокого давления циркуляционной системы установлены следующие датчики ПЖ: давления, расхода, плотности и температуры. Датчики установлены в специальном блоке манифольда, который монтируется в линию высокого давления с помощью быстросъемных соединителей БРС- 60. Для контроля расхода азота в нагнетательной линии азотной установки монтируется газовый расходомер.

На выходе из скважины в линии низкого давления после блока дросселирования установлены датчики ПЖ: давления, расхода, плотности, температуры и электропроводности. Датчики также смонтированы на специальном блоке, который устанавливается в циркуляционную систему через быстросъемные соединители БРС-73.

На сепараторе устанавливается датчик давления, а на факельной линии, соединяющей сепаратор с факельной установкой, вмонтирован датчик суммарного газосодержания. С этой же линии, при необходимости, газ снимается для покомпонентного анализа его состава.

На приемной емкости установлены контактный датчик раздела сред воды и нефти, датчик уровня и датчик давления. На компенсационной емкости установлен датчик уровня.

Сигналы с датчиков через распределительные коробки, установленные в местах компактного размещения датчиков, поступают на устройство сбора информации и сопряжения с датчиками (УСО), находящееся в кабине оператора колтюбинговой установки, и далее через СОМ порт в компьютер оператора. Программное обеспечение позволяет регистрировать и визуализировать на экране компьютера всю информацию в удобном для восприятия виде. Оно имеет многооконную структуру, позволяющую одновременно контролировать информацию с забойной телеметрической системы и с датчиков, смонтированных на колтюбинговой установке. Компьютер оператора колтюбинговой установки соединен в единую сеть с компьютером оператора по режиму бурения; регистрируемая информация дублируется на двух компьютерах одновременно.

Программное обеспечение позволяет контролировать и поддерживать заданный уровень ПЖ в приемных и компенсационных емкостях. При увеличении или уменьшении уровня ПЖ в приемной емкости по сравнению с заданным компьютер выдает управляющий сигнал на модуль управления исполнительными механизмами, который включает перекачивающие насосы на закачку или на откачку.

Следует отметить, что данная работа является одним из первых опытов разработки отечественной аппаратуры и технологии геолого-технологических исследований в процессе бурения на облегченных ПЖ с применением колтюбинговых установок. Следует ожидать, что работы в этом направлении будут продолжены, а технические средства и методы контроля и управления процессом колтюбингового бурения будут развиваться и совершенствоваться.

Нижний фланец корпуса ПВ крепится болтами к верхнему фланцу переходной катушки, соединяющей ПВ с превентором универсальным гидравлическим (ПУГ), входящим в блок ПВО. Компоновка блока ПВО определяется Правилами [6].

Затем проводится спуск бурильной колонны. На последнюю

Рис 3. Превентор вращающийся:

1 — привод насоса; 2 — вкладыш; 3 — корпус патрона; 4 — узел подшипников; 5 — ствол; 6 — шевронное уплотнение; 7 — корпус; 8 — уплотнительный элемент; 9 — байонетная гайка; 10 — насос

бурильную трубу одевается ствол с уплотнительным резиновым элементом, труба наворачивается на спущенную колонну бурильных труб, подвешенных на элеваторе, и опускается в скважину. Вращающийся узел (ствол превентора с уплотнительным резиновым элементом) вставляется в корпус ПВ и фиксируется закрытием байонетного соединения. Сверху во вращающийся узел ПВ устанавливаются два вкладыша для его привода при вращении ведущей трубы (квадратной штанги). К боковому фланцу ПВ или переходной катушке крепится выкидная линия бурового раствора (резиновый шланг высокого давления), другой конец которой крепится к фланцу входного патрубка блока очистки и разрушения пены. Основное требование при монтаже ПВ — совпадение (центровка) оси превентора с осью ротора и колонны бурильных труб. Вращающийся превентор должен быть точно отцентрирован с ротором буровой установки, что предотвращает чрезмерный износ его вращающегося узла.

Для обслуживания ПВ при бурении и СПО оборудуется специальная площадка с ограждением и лестницей согласно требованиям.

Сущность технологии бурения с промывкой пеной с применением ГСЦ заключается в следующем. Готовится ПОЖ заданного состава в емкостях 10 циркуляционной системы. Объем ПОЖ должен быть равен двукратному объему скважины. ПОЖ насосом 9 подается в блок приготовления пены 8 с одновременным нагнетанием в него компрессором 6 инертного газа. Образовавшаяся пена под давлением через колонну бурильных труб и КНБК 14 закачивается в скважину.

Рис. 4. Принципиальная схема расположения бурового оборудования при бурении с промывкой пеной:

1 — крестовина; 2 — плашечные превенторы; 3 — вращающийся превентор; 4 — первичные приборы контроля расхода и давления рабочего агента; 5 — станция геолого-технологического контроля; 6 — компрессор; 7 — обратный клапан; 8 — блок приготовления пены; 9 — буровой насос; 10 — мерные емкости; 11 — задвижка; 12 — блок очистки и разрушения пены (БОРП); 13 — вибросита; 14 — компоновка низа бурильной колонны (КНБК); 15 —породоразрушающий инструмент

После заполнения скважины пеной создается избыточное давление на устье 0,5-0,7 МПа и осуществляется пробная циркуляция с целью опробования узлов и элементов наземной части замкнутой системы циркуляции. Бурение начинают после достижения оптимального сочетания технологических параметров промывки в ее наземной части. Параметры промывки контролируются и регистрируются станцией 5 с контрольно-измерительными приборами. Выходящий из скважины пенный поток через отвод вращающегося превентора 3 и буровой шланг высокого давления поступает в БОРП 12. В фильтре грубой очистки БОРП происходит отделение крупных фракций выбуренной породы из пенного потока. Сброс накопившегося шлама в амбар проводится в период остановки циркуляции. Пена, очищенная от крупных частиц выбуренной породы, попадает в циклонные сепараторы БОРП, где происходит дополнительная очистка ее от шлама. Пена поступает в аэратор БОРП 12, где происходят насыщение ее инертным газом, нагнетаемым компрессором низкого давления, и разрушение на составляющие фазы в вертикальном сепараторе-каплеотбойнике БОРП 12. Пенообразующая жидкость из вертикального и циклонных сепараторов стекает в емкость-отстойник и далее на вибросита 13, а газ удаляется в атмосферу. Пройдя вибросита и желоб, ПОЖ попадает в приемную емкость бурового насоса, и цикл повторяется. На период наращивания бурильной колонны останавливаются компрессора, затем насос. Закачка ПОЖ прекращается после продавливания ее в бурильную колонну через обратный клапан, устанавливаемый при спуске инструмента на последней трубе. Закрывается шаровый кран на ведущей трубе, и проводятся ее отворот и наращивание очередной бурильной трубы. Для предотвращения возможных осложнений при подъеме колонны бурильных труб с герметизированным устьем проводят технологическую операцию по временному блокированию продуктивного пласта, а подъем осуществляют с открытым устьем. При подъеме бурильного инструмента с герметизированным устьем давление на устье должно быть не более 3,5 МПа.

Для приготовления пены может быть использован эжектор, аэратор или обычный тройник, куда подаются ПОЖ и газ. В дальнейшем узел приготовления будем называть пеногенератором. Пена образуется в пеногенераторе путем смешивания ПОЖ, подаваемой насосом, и газа, нагнетаемого компрессором. Для предотвращения возможности образования взрывоопасной смеси углеводородного газа с воздухом

Правилами запрещено нагнетание воздуха в скважину. Для этой цели должен использоваться инертный газ (азот, выхлопные газы дизель-моторов буровых установок). Пеногенератор присоединяется через две задвижки к нагнетательной линии бурового насоса в виде байпасной линии. Для удобства используют быстросъемные соединения и резиновые шланги высокого давления. В нагнетательной линии,

между входом и выходом байпасной линии также устанавливается задвижка, которая закрывается, когда закачка ПОЖ идет через пеногенератор

Блок очистки и разрушения пены

В гидроциклонах происходят более тонкая очистка пены от шлама размером до 0,5 мм, а также отделение газа из потока ПОЖ. Аэратор предназначен для повышения газосодержания оставшейся неразрушенной пены и резкого снижения ее устойчивости. Гравитационный сепаратор (трап) предназначен для окончательного отделения газа из ПОЖ и их раздельного выхода: азота выхлопного газа в атмосферу, а ПОЖ на вибросита системы циркуляции.

сила сопротивления резинометаллического уплотнителя вращающего превентора;

остаточное давление в манифольде после остановки циркуляции; гидравлические сопротивления в затрубном пространстве. На основе уточненных данных осуществляются: оперативный прогноз градиентов пластового давления и давления начала поглощения; коррекция значения плотности бурового раствора;

коррекция показания ГИВ. Поддержание заданной депрессии или равновесия в системе скважина — пласт осуществляется путем регламентирования приведенной плотности бурового раствора спр, учитывающей наличие гидродинамических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины при СПО и циркуляции бурового раствора, а также значения устьевого давления. Минимальное значение приведенной плотности бурового раствора определяется для условия подъема бурильной колонны без циркуляции. Максимальное значение приведенной плотности бурового раствора имеет место при спуске бурильного инструмента с промывкой скважины.

1 — превентор с глухими плашками; 2 — превентор с трубными плашками; 3 — превентор универсальный; 4 — вращающийся превентор; 5 — блок регулирования устьевого давления; 6 — пульт управления блоком дросселирования; 7 — блок глушения и дросселирования; 8 — сепаратор; 9 — блок очистки; 10 — манифольд диаметром 100 мм

Так как наибольшую опасность представляет поглощение промывочной жидкости, величина max с не должна создавать давление, превышающее градиент давления начала поглощения. Основными признаками входа в интервал с АВПД являются:

увеличение механической скорости бурения и размера выносимого шлама;

появление затяжек и посадок бурильного инструмента; повышение крутящего момента при вращении бурильного инструмента; увеличение давления на стояке.

При появлении таких признаков следует уточнить значение порового давления, откорректировать плотность бурового раствора, проработать призабойную часть ствола до устранения затяжек и продолжить углубление скважины. При значительном расхождении проектных и фактических условий бурения необходимо выполнить комплекс ГИС для уточнения горно-геологических условий. Во время механического бурения плотность бурового раствора снижается. Перед подъемом бурильного инструмента плотность бурового раствора повышается до нормативной.

Переход на раствор другой плотности осуществляется двумя способами: с помощью закачки раствора большей плотности; с помощью схемы циркуляционной системы, обеспечивающей регенерацию бурового раствора и использование продуктов регенерации для его утяжеления. Снижение плотности обеспечивается гидроциклонной установкой. При этом буровой раствор необходимой плотности поступает в приемный мерник бурового насоса, а тяжелый — в специальную емкость. Перед подъемом бурильной колонны циркулирующий буровой раствор доутяжеляется до первоначальной плотности за счет добавки тяжелого раствора из специальной емкости. Ввод тяжелого раствора осуществляется после вибросит.

На первых бурящихся на площади скважинах рекомендуется использовать первый способ, т.е. необходимо иметь запас утяжеленного и облегченного раствора требуемой плотности и объема. Если при очередном наращивании остаточное давление в манифольде pост выше первоначально замеренного pзам, уточняется градиент пластового давления и корректируется плотность бурового раствора.

6. Поддержание равновесного давления в системе скважина-пласт при спускоподъемных операциях

При бурении и капитальном ремонте скважин в условиях депрессии на пласт одними из самых ответственных операций являются спуск и подъем инструмента. Использование установок с непрерывными трубами (УНТ) полностью не решает проблему СПО под давлением. Вместе с тем, УНТ можно использовать только для бурения скважин среднего и малого диаметров, так как максимальный наружный диаметр гибкой трубы не превышает 60,3 мм. Кроме того, для крепления скважин в настоящее время применяются только свинчиваемые трубы и стыкосварные колонны. Поэтому проблема СПО при бурении, креплении и ремонте скважин большого диаметра при избыточном давлении на устье остается актуальной и требует скорейшего решения. При подъеме инструмента через герметизированное устье, устьевое давление является единственным фактором, контролирующим забойное давление. Однако при вскрытии газового пласта может произойти подъем газовой пачки и повышение давления на устье до значения, близкого к удвоенному пластовому давлению. С целью стабилизации процесса СПО, предварительно во вскрытый интервал закачивают пачку устойчивой трехфазной пены, затем вязкоупругую разделительную (буферную) пачку и выше промывочную жидкость. Избыточное давление поднимают до значения, которое в сумме с весом столбов промывочной, буферной жидкостей и пены будет обеспечивать равновесие давлений на кровле вскрытого газового пласта. По мере подъема труб избыточное давление на устье будет падать, и на кровле пласта будет создаваться депрессия. Для предупреждения накопления газовой пачки в скважине периодически или непрерывно в затрубное пространство необходимо подкачивать промывочную жидкость с целью поддержания устьевого давления на заданном уровне.

На основании проведенных исследований по фильтрации трехфазных пен в пористой среде горных пород получены следующие результаты: определены условия для проведения эффективного блокирования и изоляции поглощающих пластов с применением пенных систем; установлены изменения фактора сопротивления при фильтрации газа и воды в пенонасыщенной пористой среде; проведена оценка влияния природы твердой фазы пенной системы на интенсивность кольматации пористой среды горных пород. Для повышения эффективности вскрытия продуктивных пластов с аномальными давлениями рекомендуются технологии бурения в условиях гибкого регулирования давления в системе скважина — пласт (депрессия — равновесие — репрессия), которые учитывают: изменение фазового состояния газожидкостной смеси при движении по кольцевому пространству скважины; значения дебита газа и депрессии на пласт при максимально допустимом значении газосодержания промывочной жидкости; изменение давления в стволе скважины при проведении различных технологических операций (восстановление циркуляции, промывка, С П О). Применение технологий и технических средств при бурении и капитальном ремонте скважин в условиях равновесия давлений и депрессии на пласт позволяет получить экономический эффект за счет снижения затрат и дополнительного отбора газа или нефти из скважин П Х Г и месторождений, а также существенно повысить эффективность геологоразведочных работ.

1. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. -160 с.: ил. ISBN 5-8365-0132-7

revolution.allbest.ru

ГИБКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ 3.1. ОБОСНОВАНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

1 3 ГЛАВА ГИБКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ 3.1. ОБОСНОВАНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ Многолетний отечественный и зарубежный опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе скважина пласт. Область изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также из требований охраны недр и экологии. В настоящее время этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе скважина пласт, которые эффективны как при проводке вертикальных скважин (ВС), так и наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС). В последней редакции Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [6], утвержденных постановлением Госгортехнадзора России 24 от г., разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина пласт. Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород). При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной. Однако в одних случаях допустимая депрессия в % эффективных скелетных напряжений будет пренебрежимо 90

2 мала, в других очень велика, а в третьих бурение на депрессии вообще недопустимо. Для определения области применения технологии бурения на депрессии приведен расчет ее допустимого значения p деп на пласты, залегающие на глубине от 500 до 4500 м, при коэффициентах k a аномальности пластового порового давления от 0,25 до 2,0 (табл. 3.1). При значениях коэффициента аномальности пластового давления 0,25 0,50, характерных для некоторых крупнейших истощенных газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ России (Уренгойское ГКМ, Ставропольское, Пунгинское ПХГ и др.), бурение на депрессии целесообразно вести с глубин более 1000 м. Причем с ростом глубины более 2000 м нет необходимости поддерживать депрессию, равную предельно допустимой, т.е. p = 0,1(p гор p пл ), так как ее значение превышает 3,1 2,6 МПа. При таких депрессиях может произойти разрушение околоствольной зоны вскрываемого пласта, а также могут возникнуть условия, осложняющие нормальный процесс бурения. Следовательно, в условиях АНПД применение технологии бурения на депрессии реально только с глубины 1000 м и более. При глубине бурения более 1500 м необходимо уменьшать депрессию ниже 10 % эффективных скелетных напряжений горных пород. В условиях АВПД реализовать бурение на депрессии возможно с глубин более 2500 м при k а = 1,5, а также с глубин более 4000 м при k а = 2,0. Таблица 3.1 Изменение допустимой депрессии p деп = 0,1 (p гор p пл ), МПа, на пласты горных пород в зависимости от глубины и пластового давления Глубина, м Средняя плотность массива горных пород ρ гор, МПа Горное давление p гор, МПа p деп = 0,1 (p гор p пл ), МПа, при различных k a = p пл /p гст 0,25 0,5 1,0 1,5 2, ,2 0,70 0,57 0,33 0, ,7 1,4 1,2 0,7 0, ,8 2,2 1,8 1,1 0, ,7 3,1 2,6 1,6 0, ,6 4,0 3,4 2,2 1, ,9 5,2 4,4 2,9 1,5 0, ,8 6,5 5,7 4,0 2,2 0, ,3 8,0 7,1 5,1 3,1 1, ,9 9,5 8,4 6,2 4,0 1,8 91

3 Таблица 3.2 Характеристика продуктивных пластов некоторых месторождений Красно Месторождение Интервал залегания продуктивных пластов, м Пористость m, доли ед. Проницаемость k, мкм 2 Пластовая температура, С Каневское, ,10 0,28 0,40 80 скв. 1, 3, 42 Березанское, ,03 0,24 0,78 97,2 скв. 53, 21 Майкопское, скв ,16 0,07 1,36 127,8 Выделенная (см. табл. 3.1) рациональная область применения технологии бурения на депрессии по глубинам и значениям k а, удовлетворяет требование п Правил [6] по выбору допустимого значения депрессии на стенки ствола скважины при бурении в устойчивых горных породах. При других горно-геологических условиях следует существенно корректировать это значение по критериям устойчивости коллектора, протяженности необсаженной части ствола скважины и углу его наклона, типу насыщающего пласт флюида, коэффициенту продуктивности и др. Для примера приведем табл. 3.2 и 3.3, составленные по результатам исследования скважин некоторых истощенных газовых месторождений Краснодарского края [8]. На начало разработки пластовое давление в залежах этих месторождений незначительно (на %) превышало нормальное гидростатическое давление. Вскрытие продуктивных пластов проводилось с промывкой буровыми растворами плотностью кг/ м 3, которые, проникая в пласт под действием репрессии, в той или иной степени, снижали естественную проницаемость ПЗП. Об этом свидетельствуют результаты газодинамических исследований скважин, выполненных в начальный период разработки месторождений и через 20 лет их эксплуатации. Первоначальные дебиты скважин в среднем оказались меньше текущих при k а = 0,6 0,72 (см. табл. 3.3). В результате последующего глушения скважин глинистым раствором плотностью 1150 кг/ м 3 при статической репрессии на пласт 7,6 15,2 МПа дебиты после ремонта значительно снизились, а коэффициенты продуктивности уменьшились в 2,25 61,76 раз (см. табл. 3.2). 92

4 дарского края Пластовое давление p пл, МПа (k а ) текущее Дебит газа Q г, тыс. м 3 / сут начальное начальный текущий Текущая депрессия p деп, МПа Коэффициент продуктивности К прод = 2 = Qã / päåï, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ) 18,8 11, ,6 38,5 (1,18) (0,72) ,6 1,2 402,8 222,2 28,2 14, , (1,13) (0,60) 328 0, ,2 18, , (1,17) (0,71) Таблица 3.3 Снижение продуктивности скважин после воздействия на продуктивный пласт с АНПД глинистым раствором плотностью 115 кг/ м 3 Месторождение k а Репрессия на пласт p реп, МПа Q г, тыс. м 3 / сут p деп, МПа K прод, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ) Уменьшение коэффициента продуктивности Каневское: скв. 1 0,72 7, ,9 17,1 2,25 скв ,3 7,4 54,43 скв ,0 16,0 13,15 Березанское: скв. 53 0,6 15, ,4 168,4 61,76 скв ,3 153,8 8,53 Майкопское, скв. 15 0,71 13, ,7 193,8 8,89 В современных сложных экономических условиях снижение продуктивности скважин в результате низкого качества вскрытия продуктивных пластов недопустимо. Сейчас задача заключается не только в том, чтобы сохранить естественную проницаемость ПЗП, но и улучшить продуктивную характеристику скважины уже на стадии ее заканчивания. Рассмотрим условия, обеспечивающие потенциальную продуктивность скважины на стадии вскрытия продуктивного пласта, в режиме депрессии и равновесия давлений в системе скважина пласт. 93

5 3.2. УСЛОВИЯ ПОДДЕРЖАНИЯ СТАТИЧЕСКОЙ И ДИНАМИЧЕСКОЙ ДЕПРЕССИИ ВО ВСКРЫТОМ ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Основным фактором, обеспечивающим необходимые условия для бурения в режиме депрессии или равновесия давлений в системе скважина пласт, является плотность промывочной жидкости (бурового раствора, жидкости глушения и т.д.). В динамических условиях (при циркуляции) на значение гидродинамических потерь давления в кольцевом пространстве существенное влияние оказывает расход жидкости, ее реологические параметры (пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига) и значение кольцевого зазора между бурильной колонной и стенкой скважины. В соответствии с требованиями п Правил [6] плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов (ГНВП) должна определяться для горизонта с максиmax мальным градиентом пластового давления ( grad p ïë ) в интервале совместимых условий. max Обычно в кровлю горизонта с максимальным grad p ïë устанавливается башмак промежуточной или эксплуатационной колонны, и расчет депрессии или равновесия проводится на глубине залегания кровли этого пласта. При разработке технологии бурения на депрессии необходимо оценивать значения депрессии на кровлю пласта в статических (без циркуляции) и динамических условиях (при восстановлении циркуляции, промывке, СПО). В обоих случаях создаются различные условия для поддержания равновесия давлений в системе скважина пласт. На рис. 3.1 изображены возможные варианты статического и динамического равновесия давлений в системе скважина пласт, которые возникают при бурении на депрессии. В основу разработанных авторами вариантов положен принцип выбора статической депрессии на кровлю вскрываемого пласта. В этом случае динамическое равновесие давлений достигается либо на забое скважины (подошва пласта или вскрываемого массива горных пород), либо на некоторой текущей глубине Н и кровле пласта (см. рис. 3.1, а, в). Статическое равновесие давлений может возникнуть только на некоторой глубине Н кр < Н ср Н заб (см. рис. 3.1, г). Таким образом, на основании вышеизложенного можно выделить следующие варианты [40, 103]: бурение на депрессии как в статических, так и динамиче- 94

6 Рис Условия поддержания статического и динамического равновесия в системе скважина пласт ских условиях возможно во всем интервале вскрываемого пласта от Н кр до Н заб (см. рис. 3.1, а); бурение на депрессии ведется также до некоторой текущей глубины Н др в интервале (Н заб Н др ), в динамических условиях создается депрессия на пласт, а в статических сохраняется депрессия (см. рис. 3.1, б); в интервале вскрытия ГНВП поддерживается только статическая депрессия, а при промывке репрессия (см. рис. 3.1, â); 95

7 статическая депрессия поддерживается только до некоторой глубины Н ср, а дальнейшее углубление ведется при статической и динамической репрессии на пласт (см. рис 3.1, ã); во всех случаях углубление ведется при переменной депрессии и (или) репрессии на пласт, так как плотность бурового раствора в большей части случаев выше плотности пластового флюида, а на устье скважины поддерживается избыточное давление ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИТОКА ГАЗА ИЗ ПЛАСТА ПРИ ПЕРЕМЕННОЙ ДЕПРЕССИИ При создании депрессии на пласт в скважину будет поступать пластовый флюид (газ, нефть, вода) с различным дебитом. Дебит флюида зависит от значения депрессии и коллекторских свойств пласта. Обычно продуктивность пласта определяют в результате проведения комплексных газогидродинамических, гидрогеологических и геофизических исследований после его вскрытия и в законченной бурением скважине. Однако перед началом бурения необходимо оценить значение депрессии и дебит пластового флюида, который будет смешиваться с буровым раствором в затрубном пространстве и изменять его свойства и параметры. Авторами разработана методика прогнозной оценки притока пластового флюида при бурении на депрессии, сущность которой заключается в следующем. 1. По результатам исследований соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности пласта K, ïðîä ñð равный отношению полученного дебита к депрессии (для жидкости) или квадрату депрессии (для газа), т. е. K = Q / p ; K = Q / p. (3.1) 96 æ ã 2 ïðîä æ äåï ïðîä ã äåï 2. Находится удельный коэффициент продуктивности на метр вскрытой толщины (мощности, длины) пласта. 3. Определяется максимально допустимая депрессия на пласт по формуле, взятой из работы [6]: p =0,10 0,15( p p ), (3.2) max äåï ãîð ïë êð ïë где p гор = ρ г.п g H горное давление; p пл пластовое давление; ρ г.п поинтервальная средняя плотность массива вышележащих горных пород.

8 4. С использованием отношения (3.1) рассчитывается ожидаемый дебит газа при различных значениях депрессии, изменяющейся в пределах от максимально допустимого значения, вычисленного по формуле (3.2), до максимально возможного: æ ã 2 Qæ = Kïðîä p; Qã = Kïðîä p. (3.3) 5. Проводится оценка изменения плотности бурового раствора в результате поступления в него пластового флюида и шлама. Приведем пример прогнозной оценки дебита газа из пласта при его вскрытии на депрессии. Для этого воспользуемся данными (см. табл. 3.2) по Каневскому газовому месторождению. Ниже приведены два значения допустимой депрессии, вычисленные для 10 и 15 % эффективных скелетных напряжений: ρ г.п, кг/ м p гор, МПА. 28,8 p пл, МПа. 11,50 Рис График изменения давления p кр на кровлю продуктивного пласта в процессе его вскрытия при переменной депрессии: 1 4 изменение давления ГЖС на кровлю пласта при суммарных потерях давления в кольцевом пространстве и на устье скважины 0,5; 1,0; 1,5; 2,0 МПа соответственно 97

9 p max äåï, МПа. 1,73 2,60 ( ) max 2 päåï, МПа. 2,99 ñð K ïðîä, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ) ,2 K ïðîä, 10 3 м 3 / (сут МПа 2 ). 3,16 На рис. 3.2 эти значения показаны в виде линий p ст1 и p ст2. Для обеспечения условия p ст = 9,77 МПа на кровле пласта (Н кр =1630 м) в условиях АНПД (k а = 0,72) необходимо вести бурение с промывкой газожидкостной смесью с газовым фактором Г По мере вскрытия продуктивного пласта с промывкой ГЖС динамическая депрессия будет уменьшаться (см. рис. 3.2, табл. 3.4). В то же время из пласта в промывочную жидкость будет поступать газ с дебитом, нарастающим по мере углубления скважины (см. табл. 3.4). Поступление пластового газа в ГЖС увеличит ее газовый фактор до 27,1 на глубине залегания подошвы пласта (Н под =1700 м). Вместе с этим будет уменьшаться статическое забойное давление. Для обеспечения условий бурения на депрессии в пределах от p ст1 и p пл (см. рис. 3.2) необходимо регулировать забойное давление изменением (увеличением) устьевого давления и уменьшением начального газового фактора Г 0 ГЖС. Приведенный пример показывает механизм регулирования депрессии на пласт по мере его вскрытия (см. рис. 3.1, а). Таблица 3.4 Прогнозные показатели вскрытия продуктивного пласта с переменной депрессией Интервал бурения, м 98 Давление, МПа Депрессия, МПа p пл p ст p дин p ст p дин Дебит, Q г, м 3 /с интервальный суммарный Газовый фактор Г 0 Г i n Ãi i= ,50 9,77 10,86 1,73 0, (кровля пласта) ,51 9,95 11,10 1,56 0,41 0,20 0, ,30 23, ,52 10,24 11,30 1,28 0,22 0,07 0, ,35 26, ,53 10,37 11,42 1,19 0,11 0,02 0, ,1 27, (подошва пласта) 11,54 10,45 11,54 1,09 0 0,001 0, ,1 27,1 П р и м е ч а н и я: 1. Расход промывочной жидкости Q ж = 0,024 м 3 /с. 2. Расход инертного газа Q г = 0, = 0,36 м 3 /с.

10 Эта методика также применима и для других возможных условий бурения на депрессии (см. рис. 3.1, б ã) СПОСОБЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЗНАЧЕНИЙ ДЕПРЕССИИ И РЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ Основным способом регулирования значения дифференциального давления (депрессия равновесие репрессия) в системе скважина пласт является значение плотности промывочной жидкости [6]. На значение гидродинамических потерь давления влияют реологические параметры промывочной жидкости и режим промывки. Вместе с тем, во многих работах [3 6, 15 19, 35, 36, 51, 64, 80, 83, 84 и др.] газонефтеводопроявление рассматривается как неуправляемое поступление пластовых флюидов в скважину, создающее опасность выбросов бурового раствора и открытого фонтанирования. Для ликвидации ГНВП применяются различные способы, обеспечивающие поддержание или изменение давления на забое скважины. Например, при реализации способа бурильщика на первой стадии вымыв поступившего в скважину пластового флюида осуществляется промывочной жидкостью начальной плотностью при условии постоянства давления на забое в течение всего цикла. Давление в затрубном пространстве регулируется в блоке дросселирования. На второй стадии в скважину закачивается утяжеленная промывочная жидкость с постоянным давлением в затрубном пространстве на устье скважины. Дальнейшее бурение проводится с промывкой жидкостью повышенной плотности и при атмосферном давлении на устье. К.М. Тагировым [4, 14, 80, 104, 105] впервые разработаны метод и герметизированная система циркуляции (ГСЦ) для вскрытия продуктивных пластов в условиях АВПД с регулированием дифференциального давления в системе скважина пласт непосредственно в процессе бурения. Принципиальная схема ГСЦ и описание реализации разработанного метода приведены в разделе 2.1 и на рис Отличительной особенностью ГСЦ является то, что промывочная жидкость, выходящая из скважины, не вытекает в открытую желобную систему, а направляется в герметизированный блок очистки промывочной жидкости. Затем очи- 99

11 щенная промывочная жидкость поступает в емкость авторегулирования, где происходит дегазация, и далее под заданным избыточным давлением, поддерживаемым в емкости, промывочная жидкость направляется во всасывающий коллектор буровых насосов. Таким образом, создается единая гидродинамическая система буровые насосы скважина пласт наземная система циркуляции буровые насосы. Полная герметичность системы циркуляции дает возможность оснастить ее чувствительными контрольно-измерительными приборами, которые позволяют на ранней стадии вскрытия долотом зоны АВПД по росту давления в наземной части системы циркуляции обнаружить, что сообщение с пластом установлено, и с достаточной точность определить пластовое давление. Одним из основных преимуществ ГСЦ является возможность вести процесс вскрытия зон АВПД без опасения неожиданного газопроявления даже при использовании промывочной жидкости, плотность которой не обеспечивает противодавления на вскрываемый пласт. Разработанный способ вскрытия пластов с заданным дифференциальным давлением в системе скважина пласт позволяет вызвать контролируемый приток пластового флюида на забой скважины, вымыть его на дневную поверхность с целью установления природы флюида (вода, нефть, газ) и определить значение пластового давления. Для этого после поступления сигнала об установлении сообщения с пластом (повышение давления в наземной части системы циркуляции) открывают выкидную линию на блоке очистки промывочной жидкости и допускают на забой приток пластового флюида строго заданного объема. Затем восстанавливают циркуляцию и вымывают пластовый флюид на дневную поверхность. Разработанный способ предусматривает ситуации, которые могут возникнуть в скважине в процессе циркуляции промывочной жидкости с газовой пачкой на забое при использовании герметизированной системы циркуляции: газовая пачка в процессе подъема по кольцевому пространству скважины не может расширяться при отсутствии свободного объема в системе циркуляции; газовая пачка по мере подъема к устью скважины расширяется (не нарушая при этом равновесия в системе скважина пласт) при наличии расчетного объема буферного газа в ГСЦ. В первом случае, когда газовая пачка достигает устья скважины без расширения, объем и, следовательно, давление 100

12 в ней практически не изменяются. При этом в наземной части ГСЦ давление повысится до значения пластового давления p пл, а давление на забое p заб увеличится вдвое: p заб 2p пл. Поэтому в ГСЦ предусматривается некоторый объем, заполненный буферным газом. В этом случае газовая пачка по мере подъема по кольцевому пространству скважины имеет возможность расширяться и вытеснять из скважины промывочную жидкость большего объема, чем закачивается буровым насосом в скважину. Вытесняемая газом промывочная жидкость аккумулируется в емкости авторегулирования, принимая в ней объем буферного газа. При этом закономерность изменения давления в емкости авторегулирования определяют исходя их условий pvt газовой пачки, движущейся по стволу скважины, и буферного газа в емкости авторегулирования соответственно по формулам ã ã pçàáv p çàá () l ( Vçàá + V() l ) ; Tçàázçàá T() l z() l = (3.4) pv y y py( Vy + V() l ), Tz y y Tz y y = (3.5) ã где p заб, V çàá, T заб, z заб соответственно давление, объем, температура и коэффициент сжимаемости газа в забойных условиях; p (l), T (l), z (l) соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости газа на текущей глубине l; V (l) приращение объема газовой пачки, когда ее верхняя граница достигает глубины скважины l; p y, V y, T y, z y соответственно давление, объем, температура и коэффициент сжимаемости буферного газа в емкости авторегулирования, когда газовая пачка находится на забое скважины; p у, Т у, z у соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости буферного газа в емкости авторегулирования, когда газовая пачка находится на текущей глубине скважины l. Для данной емкости авторегулирования (с известными параметрами: допустимое рабочее давление p у.доп и объемv ó ) существует критический (допустимый) объем газопроявления V кр, при котором можно удалить из скважины газовую пачку, обеспечивая условие p заб = p пл в автоматическом режиме. Значение критического объема газопроявления находят из ã выражений (3.4) и (3.5), предварительно замерив Vçàá = Vêð, p заб = p пл, p у = p у.доп. 101

13 Таким образом, при использовании ГСЦ для автоматического поддержания равновесного давления p заб = p пл при удалении из скважины газовой пачки объемом V кр, необходимо определить критический или допустимый объем газопроявления и закачать в емкость авторегулирования буферный газ объемом V ó под давлением p y перед началом циркуляции. После удаления из скважины забойной пачки пластового флюида, прежде чем продолжить углубление, повышают плотность промывочной жидкости на значение, достаточное для компенсации p y. Однако в процессе вскрытия пласта на равновесии в условиях p заб = p пл промывочная жидкость на забое может насыщаться газом, который при подъеме по кольцевому пространству (по мере снижения гидростатического давления) будет выделяться из раствора в свободную фазу. В связи с этим К.М. Тагировым разработана математическая модель определения гидростатического давления утяжеленной газированной жидкости с учетом массообмена между газовой и жидкой фазами и влияния температуры окружающих пород на указанный процесс: ρ â + cρ ò + α 0(1 + c) ρã α 0 (1 + c) α( Ò ) p p0zt 1 + c + pz0t0 dp = qdl, (3.6) где p, l, T соответственно текущее давление, глубина, температура; ρ в, ρ т, ρ ã плотность соответственно воды, твер- 0 дой фазы промывочной жидкости и газа; с = V т /V в отношение объема твердой фазы V т к объему воды V в в промывочной жидкости; z 0, z коэффициент сжимаемости газа соответственно в нормальных условиях и на текущей глубине; p 0, Т 0 соответственно давление и температура в нормальных условиях; α 0 коэффициент газонасыщенности промывочной жидкости (численно равный объему газа при нормальном давлении на устье скважины p 0, растворившегося в единице объема промывочной жидкости в забойных условиях); α (Т) коэффициент растворимости газа. В развитие приведенного способа бурения скважин в интервалах проявляющих пластов в СевКавНИПИгазе и ОАО «Газпром» разработан новый способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением в условиях переменной депрессии, на который получен патент РФ [106]. Согласно разработанному способу значение переменной

14 Рис Регулирование дифференциального давления на забое скважины при вскрытии продуктивного пласта в условиях переменных депрессии репрессии: 1 гидростатическое давление при плотности промывочной жидкости ρ = = 1156 кг/ м 3 ; 2 пластовое давление; 3 гидродинамическое давление при p у0 = 0; 4, 5 гидродинамическое давление при избыточном устьевом давлении 1,60 и 0,98 МПа соответственно депрессии на пласт регулируется ступенчатым или непрерывным изменением избыточного устьевого давления газированной промывочной жидкости. Процесс регулирования дифференциального давления на забое скважины схематично представлен на рис Описание данного процесса рассмотрим на примере вскрытия продуктивного пласта в скв. Р-110 Заполярного ГКМ (Западная Сибирь). Продуктивный пласт представлен песчаниками валанжинских отложений (ВТ-11) пористостью 20 %, проницаемостью около 0,1 мкм 2. Устье скважины герметизировано вращающимся превентором ПВС ,5МПа, на выходе из скважины были установлены блоки дросселирования и дегазации промывочной жидкости. Исходные данные: Глубина залегания кровли пласта Н кр, м Проектная глубина скважины Н п, м Пластовое давление p пл, МПа. 41,27 Наружный диаметр бурильной колонны d н, м. 0,089 Внутренний диаметр бурильной колонны d вн, м. 0,

15 Внутренний диаметр обсадной колонны D вн, м. 0,154 Диаметр долота D Д, м. 0,140 Коэффициент сжимаемости газа z в забойных условиях. 0,912 Производительность насоса Q, м 3 /с. 0,005 Допустимое рабочее давление p у вращающегося превентора ПВС ,5МПа при бурении, МПа. 3,5 Статическое напряжение сдвига промывочной жидкости θ, Па. 5 В кровлю пласта была спущена промежуточная обсадная колонна, разбуривание цементного стакана проводилось с промывкой жидкостью плотностью 1320 кг/ м 3 и последующей заменой на облегченный буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта. Плотность облегченного раствора при условии создания депрессии на кровлю пласта в 10 % значения скелетных напряжений равна 1156 кг/ м 3. При такой плотности статическая депрессия на кровлю пласта составляла 3,41 МПа. Гидравлические потери давления в кольцевом пространстве p к.п = 1,81 МПа. Следовательно, при условии первоначального динамического равновесия на кровле пласта устьевое давление на первом этапе вскрытия p у = p деп p к.п = 3,41 1,81 = 1,6 МПа. При этом значении бурение велось до глубины 3375 м в условиях переменной статической депрессии на пласт, изменявшейся в пределах от 3,41 МПа на кровле пласта до 3,10 МПа на глубине 3375 м. На этой глубине при промывке возможно поглощение. Поэтому давление на устье снизили до 0,98 МПа (10 кгс/ см 2 ). В результате забойное давление уменьшилось от 41,75 до 41,27 МПа, и в интервале м на пласт действовала переменная депрессия 0,52 0,16 МПа (в динамических условиях). На втором этапе бурение продолжалось до подошвы пласта (3440 м) с устьевым избыточным давлением 0,98 МПа. В интервале м на пласт действовала переменная динамическая депрессия от 0,52 МПа до 0, а в интервале м переменная динамическая репрессия 0 0,52 МПа. 104

docplayer.ru

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Navigation