Предупреждение ГНВП при спуско-подъемных операциях

При бурении промывочная жидкость за счет своей плотности должна создавать в состоянии статики противодавление на пласт. При циркуляции противодавление увеличивается еще на величину гидравлических потерь в затрубном пространстве. При подъеме трубной колонны максимально допустимое снижение уровня промывочной жидкости в скважине рассчитывается в каждом конкретном случае из условия недопущения падения давления в скважине ниже пластового и, соответственно, определяется максимально допустимая длина поднимаемых труб без долива. Максимальное количество свечей бурильных, утяжеленных и насосно-компрессорных труб, поднимаемых без долива, указывается в ГТН и в плане работ по испытанию скважины. Если на практике конструкция скважины, компоновка бурильной колонны или плотность промывочной жидкости отличаются от проектных данных, максимально допустимое количество свечей, поднимаемых без долива, пересчитывается буровым мастером по формуле

(4.14)

где L_мах – максимально допустимая длина труб, поднимаемых из сква­жины без долива, м;

р_пл - пластовое давление на глубине L (по вертикали), МПа;

р_ж - плотность жидкости, заполняющей скважину, г/см;

V_с - внутренний объем приустьевой части обсадной колонны, м³ /100 м; V_m - усредненный объем металла извлекаемых из скважины труб

(с учетом замковых соединений), м³/100 м.

Как видно из приведенной формулы, снижение уровня жидкости в скважине зависит не только от количества свечей (длины) поднятых труб, но и от их диаметра и толщины стенки, т.е. от их веса. При наличии нескольких вскрытых пластов с различными градиентами пластового давления допустимое понижение уровня рассчитывают для каждого пласта и принимают наименьшее значение.

Долив скважины на практике производится периодически через каждое ранее определенное количество поднятых свечей. Доливать можно буровыми насосами, но такой метод нежелателен из-за возможных грубых ошибок определения дополнительно закачанного объема. Наиболее точным является, долив скважины из отдельной доливной емкости объемом 1,5 — 5,0 м³, смонтированной, как показано на рисунке 4.6а и рисунке 4.6б (схема циркуляционной системы бурового тренажера).

При наличии в открытой части разреза нескольких газовых горизонтов с градиентом пластового давления 0,013 МПа/м и более во время спуска бурильных труб необходимо проводить промежуточные промывки независимо от наличия или отсутствия разгазированных пачек раствора по стволу скважины. Продолжительность и частоту промежуточных промывок определяет технологическая служба предприятия по каждой скважине отдельно. Допустимая скорость спуска компоновок независимо от условий.

При превышении допустимой скорости спуска возможно поглощение промывочной жидкости за счет эффекта поршневания, т.е. возникновения области повышенного давления под долотом. Это может привести к снижению уровня в затрубном пространстве и противодавления на пласт.

В случае использования промывочной жидкости с увеличенными вязкостью и статическим напряжением сдвига, а также УБТ или турбобура увеличенного диаметра скорость спуска необходимо уменьшить. Осыпание стенок скважины, наличие в шламе крупнооскольчатых кусочков породы говорят о том, что скорости спуска и подъема близки к критическим значениям то их надо уменьшать. Технологическая служба предприятия обязана пересчитать эти величины и довести до сведения буровой бригады.

А

А

		Б

Рисунок 4.6. Схема циркуляционной системы бурового тренажера DrillSum 5000

Современная технология предусматривает бурение скважины, как правило, при Р_зб > Р_пл. Однако соотношение это нарушается, по ряду причин: вскрытие пласта с более высоким, чем ожидалось, пластовым давлением; падение Р_зб ниже проектного из-за нарушения технологии бурения; нестабильность свойств используемых буровых растворов; фильтрационный и контракционный эффекты; снижение уровня бурового раствора, вызванное его поглощением; поломка обратного клапана. Полностью избежать возникновения этих ситуаций при существующей практике буровых работ невозможно. Следовательно, при проводке скважин всегда существует потенциальная опасность ГНВП. Проявления, обнаруженные заблаговременно, могут быть быстро ликвидированы. Трудоемкость работ но ликвидации ГНВП зависит в основном от количества поступивших в скважину пластовых флюидов и по мере его увеличения возрастает.

Основными причинами, по которым пластовое давление может быть выше забойного, что неизбежно приводит к ГНВП, являются:

- уменьшение гидростатического давления за счет снижения плотности бурового раствора, поступления в циркулирующий раствор жидкости меньшей плотности, недостаточная дегазация бурового раствора;

- падение гидростатического давления за счет снижения уровня бурового раствора в скважине (поглощение бурового раствора, недолив раствора в скважину при подъеме бурильной колонны);

- отрицательное гидродинамическое давление, возникающее при спускоподъемных операциях, усиливающееся за счет эффекта поршневания;

- нестабильность бурового раствора (снижение плотности раствора, находящегося в скважине, за счет осаждения твердой фазы);

- эффекты фильтрации и контракции в сочетании с особенностями структурно-механических свойств бурового раствора;

- погрешности в определении пластового (порового) давления.

Условие, при котором возникает проявление в процессе бурения или промывки, может быть записано как:

Р_пл > Р_Г + Р_ГС (4.15)

где Р_Г — гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора;

Р_ГС — гидравлические потери в затрубном пространство скважины.

Условие, при котором возникает проявление при подъеме колонны труб, может быть выражено формулой

Р_пл = Р_Г – Δ Р_ДВ – Δ Р_СТ – Δhpg (4.16)

где Δ Р_ДВ — гидродинамическое давление (отрицательная составляющая), обусловленное подъемом колонны труб, МПа;

Δ Р_СТ ^— снижение статического давления на забой скважины, обусловленное седиментационными явлениями, МПа;

Δh — глубина опорожнения затрубного пространства, м;

g — ускорение свободного падения, м/с²;

р — плотность бурового раствора, кг/м².

В литературе фигурирует только одна формула, по которой можно рассчитать снижение давления во время подъема колонны труб формула

Δ Р_{Д В} = (4.17)

где d_н — наружный диаметр труб, м.

Снижение давления против гидростатического при подъеме колонны труб также может быть обусловлено изменением скорости подъема (обратный гидравлический удар) при преодолении воздействия статического напряжения сдвига на этапе начала движения, а также в связи с гидравлическими потерями при движении колонны труб вверх с равномерной скоростью.

На момент начала движения гидродинамическое давление может быть определено по формуле

Δ Р_ДВ= (4.18)

где V_c — скорость распространения ударной волны по затрубному пространству скважины, м/с;

V — достигнутая скорость движения труб за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с;

V₀ — начальная скорость движения колонны труб, м/с;

L — длина колонны труб, м;

S_T, S_K — площадь поперечного сечения соответственно трубы и затрубного пространства, м.

При равномерном движении колонны труб вверх снижение давления может быть оценено по формуле Дарси — Вейсбаха с учетом скорости движения жидкости:

Δ Р_ДВ= (4.19)

где V_T — объем труб, поднятых из скважины за время Т (в секундах), м³;

λ – коэффициент гидравлических сопротивлений.

Измерения на забое, сделанные с помощью телеметрической системы, показали, что при подъеме колонны труб с глубины 2020 — 2235 м изменение давления составило 0,17 — 0,74 МПа при р_Г = 25.5…27,2 МПа. Расчеты по формуле (4.18) Ө = 50 Па, V_c = 1000 м/с и V = 0,2÷0,4 м/с хорошо совпадают с результатами измерений забойного давления. Расчеты по формуле (4.19) дают заниженные значения по сравнению с фактическими измерениями. По-видимому, наибольшее снижение давления при подъеме колонны труб наблюдается в начальный момент движения.

При расчетах по предложенной формуле рекомендуется принимать скорость распространения ударной волны по затрубному пространству для обсаженного ствола, заполненного водой, равной 1350 м/с, и буровым раствором 1100 м/с. Для не обсаженного ствола, заполненного буровым раствором, V_c = 800 м/с.

ГНВП при спуске колонны труб обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижной части бурового раствора в связи с понижением гидродинамического давления при торможении колонны труб.

Условие, при котором возникает проявление при спуске труб, может быть выражено формулой

Р_пл = Р_Г –Δ Р_СТ –Δ Р_ДС (4.20)

где Δ Р_ДС — гидродинамическое давление (отрицательная составляющая), обусловленное торможением при спуске колонны труб.

Значение Δ Р_СТ по мере спуска труб уменьшается.

Анализ результатов исследований показал, что снижение давления не превышает 5 % значения гидростатического давления, рассчитанного на глубине погружения труб. Приспуске труб со скоростью 1,0 — 3,0 м/с гидродинамическое давление (отрицательная составляющая) следует определять, по формуле:

ΔР_ДС = (0,05÷0,02) р _Г (4.21)

где р _Г — гидростатическое давление на глубине погружения бурильной колонии.

При спуске труб со скоростью менее 1 м/с Δ Р_ДС — 0,01 р_Г.

Приотсутствии циркуляции ГНВП обусловлены нестабильностью свойств раствора в сочетании с фильтрационными и контракционными эффектами., в связи с чем условия их возникновения можно выразить формулой:

Р_пл > Р_П –Δ Р_СТ (4.22)

Снижение давления столба бурового раствора, находящегося в покое, обусловлено нестабильностью По мере роста статического напряжения сдвига темп падения и значение забойного давления снижаются. На основании имеющихся результатов экспериментальных исследований можно предложить следующую формулу для определения снижения давления:

- в случае, когда Ө < 200 дПа за 1 мин, для периода покоя до 10 ч:

Δ Р_С = (0,05÷0,02) H_П рg (4.23)

где Н_П — высота столба бурового раствора, остающегося в покое.

- для случая 0 > 200 дПа за 1 мин снижение давления столба бурового раствора не происходит. Для уточнения предложен­ных зависимостей необходимо провести дополнительные экспериментальные исследования.

Поступление из пласта флюида должно быть оценено для случаев:

- Осуществляется промывка скважины после остановки

Поступивший в скважину пластовый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки, с теми же параметрами, что и при работе скважины. Следовательно, интенсивность ГНВП зависит от депрессии на пласт, проницаемости и толщины вскрытой части проявляющих пластов, а также от вида флюида.

- При малых объемах флюида, поступающего в скважину, например газа, вследствие низкой проницаемости коллектора забойное давление возрастает до тех пор, пока структурированный раствор будет выдерживать воздействие возникающего избыточного давления. Поступление газа в скважину может прекратиться, если забойное давление станет равным пластовому или превысит его. В этом случае поступивший в скважину пластовый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки.

- Если поступление флюида (чаще всего газа) в скважину при отсутствии циркуляции обнаруживается только при промывке после спуска бурильной колонии во время выхода с забоя газированной пачки, то подобное проявление чаще всего не требует повышения плотности бурового раствора.

Поступление пластового флюида в скважину при бурении, приводящее к повышению уровня бурового раствора в приемных емкостях, следует считать явлением опасным и требующим увеличения плотности раствора.

Дата добавления: 2015-11-16