Требуемая плотность раствора

Задачей расчета является определение необходимой плотности раствора в скважине, чтобы гидростатическое давление столба было выше или равно р_пласт. Для достижения конечной цели управления скважиной существует два пути:

· путь 1 - р_заб = р_пласт (в этом случае r_{ут бр} = r_ф)

· путь 2 - р_заб = р_пласт + Dр_репрес (Dр_репрес - запас безопасности, избыточное давление)

Случай 1: r_{ут бр} = r_ф

р_{гдст1 конечное} = р_пласт,

то есть Z´r_{ут бр} /10,2 = р_пласт = Z´r_бр/10,2 + р_бкl и r_{ут бр} = r_бр + 10,2´р_бкl´/Z

Следует отметить, что:

· 10,2´р_бкl/Z представляет необходимое приращение соответственно дефициту гидростатического давления,

· Другой способ расчета r_{ут бр} состоит в принятии р_заб = р_пласт и r_{ут бр} = 10,2´р_пласт/Z

Случай 2: (для определения Dр_репрес следует обратиться к главе 4.4.5). Формула имеет вид:

р_{гдст1 конечное} = р_пласт + Dр_репрес, то есть Z´r_{ут бр} /10,2 = р_пласт + Dр_репрес

Z´r_{ут бр} /10,2 = Z´r_бр/10,2 + р_бкl + Dр_репрес и r_{ут бр} = r_бр + 10,2´(р_бкl + Dр_репрес)/ Z

Следует отметить, что:

· 10,2´(р_бкl + Dр_репрес)/Z представляет, как и выше, необходимое приращение плотности.

· в общем, можно использовать формулу для случая 2, которая будет действительной для случая 1 при Dр_репрес = 0.

4.3.4.3 Измерение р_бкl в случае наличия обратного клапана в колонне труб

Прямое считывание давления в бурильных трубах на устье при закрытой скважине невозможно. Поскольку знание р_бкl необходимо для оценки пластового давления и определения r_{ут бр}, его приблизительная величина может быть установлена с использованием одного из следующих двух методов в момент проведения измерения:

а) Измерение р_бкl при закрытой скважине

При закрытой скважине очень медленно вести прокачку при низком давлении до регистрации скачка давления в кольцевом пространстве на устье, указывающего на открытие клапана. Затем снять отсчет давления в бурильных трубах на устье, представляющего величину р_бкl.

б) Измерение р_бк1 при циркуляции

См. о начале циркуляции в параграфе 4.5.3.1 а.

Примечания:

· Оценка р_бк1 с помощью одного из указанных методов менее точна, чем оценка, получаемая для колонны труб, не оснащенной клапаном. В частности, нет возможности построения и интерпретации кривой повышения давления в бурильных трубах на устье. Известна единственная точка (в момент измерения), но положение ее на кривой не известно.

· Давление в кольцевом пространстве на устье не зависит от наличия обратного клапана; поэтому можно проследить за ходом повышения давления в кольцевом пространстве на устье после закрытия скважины. При этом можно определить наилучший момент для измерения р_бкl, когда отмечается спад в повышении давления на устье в кольцевом пространстве.

Оценка плотности пластового флюида

Это очень приблизительный “расчет”, который можно считать чисто теоретическим. Принцип его состоит в оценке сначала высоты h объема притока в кольцевом пространстве с последующей констатацией, что разность между р_кпl и р_бкl равняется разности между гидростатическими давлениями в двух ветвях, откуда:

р_кпl - р_бкl = h´(r_бр-r_ф)/ 10,2

r_ф = r_бр - (р_кпl - р_бкl).10,2/ h

Этот расчет может иметь и прямую форму:

р_пласт = р_{гдст кп} + р_кпl

р_пласт = р_{гдст кп флюида} + р_{гдст кп раствор} + р_кпl

р_{гдст кп флюида} = р_пласт - р_{гдст кп раствор} - р_кпl

Зная h , получим:

h´r_ф / 10,2 = р_пласт - (Z-h)´ r_бр/ 10,2 - р_кпl

r_ф = 10,2 (р_пласт - (z-h)´ r_бр)/ h = 10,2 (р_пласт - (z-h)´ r_бр/10,2 - р_кпl )/ h

где r_ф остается единственной неизвестной.

Предполагаемые в “расчете” гипотезы (единый пузырь пластового флюида, не учтенный вес шлама, идеальное знание объема притока пластового флюида) означают, что полученные величины могут быть только приблизительными.

Скорость миграции

В случае проявления газа мы уже видели, что за данный отрезок времени прирост давления на устье в КП соответствует гидростатическому давлению бурового раствора под газом в ходе миграции газа. Зная плотность раствора, можно обычным образом “рассчитать” скорость миграции, оценивая вначале высоту миграции H_m:

Dр_бк = P_{H бурового раствора под газом}

Dр_бк = H_m r_бр / 10,2

H_m = 10,2 D р_бк / r_бр

Зная отрезок времени между двумя считываниями давления, Dt в минутах, скорость миграции запишем в следующем виде:

v_m = H_m.60 / Dt в м/час

Надежность:

Это очень приблизительный “расчет”, так как определенные явления того же порядка значимости, и даже более значимые, чем увеличение давления вследствие миграции, не принимаются во внимание (сжимаемость бурового раствора, растяжение обсадных труб и кольцевого пространства, фильтрация, характеристики бурового раствора, пластового флюида). Скорость миграции, как представляется, может достигать 1800 м/час, хотя увеличение давления на устье подсказывает значение 300 м/час (данные Исследовательского центра в Кембридже).

Формулы утяжеления раствора

Положим:

V - исходный объем бурового раствора,

r_бр - исходная плотность бурового раствора,

r_{ут бр} - требуемая плотность раствора после утяжеления,

r_утяж - плотность утяжелителя,

V_утяж - необходимый объем утяжелителя,

m_ут - необходимая масса утяжелителя,

V_{ут бр} - конечный объем раствора после утяжеления.

а) Без отвода излишка раствора

Рис. 4.3

б) С отводом излишка раствора

Рис. 4.4

4.4 Управление гидроразрывом

В главе “Закрытие скважины” мы видели, что сопоставление р_кпl с [р]_{кп гдрз} позволяет определить наличие риска гидроразрыва в слабой зоне. Это же сопоставление дает возможность оценить изменение давления в слабой зоне в момент возможной циркуляции с использованием штуцера и, с учетом результата, подобрать метод управления проявлением флюида.

4.4.1 Изменение давления в слабой зоне

В слабой зоне давление:

· увеличивается на Dр_репрес при восстановлении циркуляции с использованием штуцера и на потери давления в КП Dр_кп выше слабой зоны,

· увеличивается пропорционально увеличению высоты газа в кольцевом пространстве до достижения газом этой зоны (случай притока газа при постоянной геометрии открытого ствола),

· снижается при прохождении газа в этой зоне,

· остается неизменным при подъеме пластового флюида выше этой зоны (при постоянной плотности бурового раствора).

Если есть возможность подачи утяжеленного раствора в нижнюю часть кольцевого пространства до достижения слабой зоны газовым пузырем, давление в этой точке оказывается меньше на величину:

Dр = h´(r_{ут бр} -r_бр) / 10,2

где h представляет высоту утяжеленного бурового раствора r_{ут бр} в кольцевом пространстве в момент достижения газом слабой зоны.

Примечания:

1) Если пластовый флюид представлен жидкостью, давление в слабой зоне увеличивается только на Dр_репрес и Dр_кп выше слабой зоны.

2) В той мере, в какой основной приток газа происходит на забое скважины, присутствие утяжеленных бурильных труб в нижней части колонны труб представляет собой сдерживающий элемент явления увеличения давления в слабой зоне во время вымывания пузыря. Действительно, объем кольцевого пространства в зоне бурильных труб часто в 1,5-2 раза больше, чем в зоне утяжеленных труб.

Газ мигрирует из зоны УБТ в зону над УБТ и высота его столба уменьшается. Буровой раствор заполняет кольцевое пространство в зоне УБТ, и высота его столба увеличивается. Благодаря этому давление в слабой зоне уменьшается (см. рис. 4.5.). Уменьшение давления в слабой зоне будет и по мере миграции и расширения газа, сопровождающегося снижением его давления. Такое расширение редко происходит до достижения газом слабой зоны (обычно у башмака) и оно, вероятно, может иметь место в обсаженной части скважины.

На практике этот эффект сглаживания наблюдается редко; см. параграф 4.4 о его последствиях.

Рис. 4.5. Изменение давления у башмака (или в слабой зоне)

во время вымывания газового пузыря

Примечания:

Если предположить циркуляцию с использованием дросселя, случай пластового флюида в виде жидкости потребует учета разницы между р_кпl и [р]_{кп гдрз} и определения Dр_репрес с учетом этой разницы.

В случае газа следует управлять давлением в слабой зоне р_{сл з}, исходя из показания манометра кольцевого пространства, чтобы быть уверенным, что давление не превышает [р]_{кп гдрз} до момента прохождения газом слабой зоны. Как только пластовый флюид окажется над слабой зоной, между последней и забоем остается лишь столб бурового раствора с постоянной плотностью (или одна часть раствора с плотностью r_бр и другая часть с плотностью r_{ут бр}), а это значит, что при постоянном р_заб давление в слабой зоне остается постоянным (или уменьшается):

р_{сл з} = р_заб - гидростатическое давление столба бурового раствора под слабой зоной

Обычно для хорошо разработанной конструкции скважины считается, что, если при закрытии скважины или в начале циркуляции нет гидроразрыва, во время циркуляции его также не будет.

4.4.2 Особые ситуации

4.4.2.1 Прирост объема бурового раствора в приемной емкости больше объема открытого ствола

Этот первый случай требует осуществления расчета р_пласт, а затем оценки r_ф и выведения на этой основе давления в слабой зоне для этого момента. Затем супервайзер решает, в зависимости от результатов, что следует предпринять. Общих правил не может быть. Тем не менее, следует отметить, что если проявление флюида правильно обнаружено и если имеется заметное увеличение объема раствора в приемных емкостях, значит проницаемость (= продуктивность) пласта весьма значительна.

4.4.2.2 Случай близости р_кпl к допустимому давлению [р]_{кп гдрз} - незначительный запас безопасности

Второй случай потребует очень тщательной и медленной работы при р_заб = р_пласт, особенно, с наблюдением за тем, что происходит при пуске насоса и в начале циркуляции (проблема напряжений сдвига бурового раствора, регулировка степени открытия штуцера, учет времени реагирования...) до прохождения пластовым флюидом слабой зоны и прокачки утяжеленного бурового раствора (по возможности).

Если р_кпl близко к [р]_{кп гдрз} и если есть риск превышения [р]_{кп гдрз}:

· в процессе ожидания при закрытой скважине,

· во время подъема пластового флюида в кольцевом пространстве под слабой зоной,

возможны два подхода:

· поддержание давления в кольцевом пространстве ниже или равного [р]_{кп гдрз}; следовательно, при этом допускают уменьшение р_заб , когда и вероятен приток из пласта в скважину, принимая все меры, чтобы ввести утяжеленный буровой раствор в кольцевое пространство, как только это станет возможным.

· допускают риск гидроразрыва, позволяя р_кп превысить [р]_{кп гдрз}. Проблемой является риск образования кратера или грифонов.

4.4.3 Надежность этих соображений

Отметим в общем, что определенных рекомендаций добывающие компании не дают в случая превышения [р]_{кп гдрз} в кольцевом пространстве. Ситуация оценивается ответственными лицами на месте, и по каждому конкретному случаю (нельзя сравнивать риск превышения [р]_{кп гдрз} в скважине с глубиной по вертикали 5000 м, где слабая зона и последний башмак располагаются на глубине 4900 м, со скважиной с глубиной по вертикали 3000 м и с последним башмаком на глубине 1000 м!). То есть речь идет о знании выше представленных базовых принципов, а главное, об умении оценить имеющуюся опасность, зная также, что во всех данных:

· Исходят из единого пузыря пластового флюида, чего в действительности не бывает, но что представляет собой наиболее неблагоприятный случай.

· Что такое вершина пузыря и где она находится?

· Необходимо учитывать в комплексе возможное явление миграции и скорость миграции: 1/4 часа ожидания до принятия решения и начала активных действий может соответствовать подъему пластового флюида на 250 м и более.

· Следует считать, что испытание на приемистость и даже испытание на предельное давление позволяет просчитать значение [р]_{кп гдрз} в заданный момент. Эта величина меняется в ходе бурения (кольматация, термический эффект и т.д.) и при проявлении пластового флюида приходится пользоваться приблизительной величиной, или даже сомнительной. Эта величина тем более будет приблизительной, если она, в лучшем случае, вообще определяется на основе расхода при нагнетании, и при гидроразрыве.

· Следует предполагать, что башмак будет, как правило, размещен правильно и что слабая зона должна располагаться ниже: понадобится ли оценка приемистости в этой зоне?

· Приток пластового флюида обнаруживается при циркуляции, то есть флюид поступил и распределен в кольцевом пространстве.

Ниже приведены два рисунка, представленные компанией Шелл и касающиеся изучения величин [р]_{кп гдрз} и их надежности. В этом исследовании подчеркивается то обстоятельство, что очень часто, исходя из модели единого пузыря, предполагается превышение [р]_{кп гдрз} в какой-то момент, тогда как в действительности более реальная дисперсия газа в кольцевом пространстве указывает обратное.

Рис. 4.6. Распределение газа во время обнаружения проявления

Рис. 4.7 График глушения проявления (этап 1 и этап 2 отдельно)

4.4.4 Параметры, связанные с прочностью обсадной колонны и пласта

Нижеприведенные формулы используются одновременно для расчета обсадной колонны и для управления ее прочностью при проявлении флюида.

[р]_{кп гдрз}:

Предельно допустимое давление [р]_{кп гдрз} на устье в кольцевом пространстве при закрытой скважине без риска гидроразрыва пластов в слабой зоне связано с плотностью флюида в кольцевом пространстве между слабой зоной и поверхностью.

Значение [р]_{кп гдрз} изменяется, когда изменяется плотность флюида:

[р]_{кп гдрз} = р_гдрз – Н_{сл з} ´ r_бр / 10,2

Плотность раствора гидроразрыва:

r_гдрз = 10,2 ´ р_гдрз / Н_{сл з}

Максимально допустимый прирост объема бурового раствора в приёмной ёмкости при закрытии чтобы не допустить гидроразрыва в слабой зоне:

Высота столба газа:

r_газ задается по графику (пример для природного газа с содержанием метана 80% при удельном весе по воздуху 0,675 и температурном градиенте 3°С/100м приведен на рис.1.5.б.)

где V_{1м КП} - объем 1 метра кольцевого пространства.

Максимально допустимый прирост объема бурового раствора в рабочей емкости (т.е. объем притока) при закрытии чтобы давление не могло превысить рабочее давление обсадной колонны в момент достижения газом превентора при вымывании пачки газа буровым раствором исходной плотности:

К задается графиком рис. 1.5 а в параграфе 1.3.2.

Максимальное давление на устье в кольцевом пространстве при закрытой и заполненной газом скважине р_{кп газ}:

р_{кп газ} = р_пласт - Z´r_газ / 10,2

r_газ задается графиком рис.1.5 б.

Максимальное давление на устье в кольцевом пространстве при вымывании пачки газа буровым раствором исходной плотности:

К задается графиком рис.1.5 а.

Примечание: Это давление рассчитывается в момент достижения газом превентора. Здесь рассматриваются постоянные размеры кольцевого пространства.

Объем “газа под превентором”, называемый V_{пр газ} (G_s ), соответствующий общему увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях, по сравнению с уровнем в приемах во время бурения приблизительно устанавливается при помощи формулы :

V_{пр газ} = р_пласт x G / р_{кп макс}

Максимальное давление в слабой зоне в ходе вымывания пачки газа буровым раствором исходной плотности:

Примечание: Это давление рассчитывается для момента достижения газом слабой зоны. Здесь рассматриваются постоянные размеры кольцевого пространства. К равняется 1.

4.4.5 Определение запаса безопасности Dр_репрес

Из всего вышеизложенного следует отметить, что опасность гидроразрыва максимальна, когда пластовый флюид находится еще в открытом стволе. Если запас безопасности Dр_репрес принимается для условий на забое (р_пласт+Dр_репрес), на эту же величину увеличивается давление в слабой зоне.

Запас безопасности Dр_репрес зависит, таким образом, от р_кпl и не может быть выбран априори. Решение относительно значения Dр_репрес можно принять только после наблюдения за значениями давлений при закрытой скважине. Супервайзер несет ответственность за выбор в каждом конкретном случае.

4.5 Основной принцип управления скважиной

Независимо от применяемого метода или момента времени, управление флюидопроявлением означает создание забойного давления, равного или превышающего давление в залежи, до заполнения скважины утяжеленным буровым раствором, обеспечивающим гидростатически это забойное давление. Что же должен делать бурильщик для соблюдения этого правила?

Исходя из зарегистрированных при закрытии скважины данных, для вымывания пластового флюида при циркуляции необходимо дать ответ на два вопроса:

· Как получить р_заб , которое выше или равно р_пласт , при возобновлении циркуляции?

· Как сохранить р_заб постоянным? (какой манометр? какое значение давления?)

Для этого необходимо исходить из классических понятий гидродинамики (см. главу 1) относительно создания забойного давления и управления им.

4.5.1 Основы создания забойного давления р_заб

Общие сведения:

При циркуляции (с дросселем “на выходе” или без него) любое давление в скважине создается и изменяется в зависимости от “последующих” давлений (кольцевое пространство в случае прямой циркуляции).

Таким образом, р_заб является суммой 3 членов динамического происхождения (р_кп, и Dр_штуц полученное на дросселе, и величины Dр_кп) и одного члена гидростатического происхождения (гидростатическое давление в кольцевом пространстве).

р_заб = р_{гдст кп} + Dр_кп + Dр_штуц + р_кп

Вывод:

При движении пачки пластового флюида в любой момент давление в кольцевом пространстве, созданное в дросселе, должно компенсировать изменения гидростатического давления в кольцевом пространстве.

С точки зрения качественной картины возможны только три случая ...

· р_{гдст кп} постоянно Þ поддерживать то же давление в кольцевом пространстве на устье

· р_{гдст кп} уменьшается Þ увеличить давление в кольцевом пространстве

· р_{гдст кп} увеличивается Þ уменьшить давление в кольцевом пространстве

4.5.2 Основы управления забойным давлением р_заб

Общие сведения:

При циркуляции (с дросселем “на выходе” или без него) любое давление в скважине контролируется или рассчитывается в зависимости от последующего давления (когда гидростатическое давление в кольцевом пространстве постоянно) или от давления на входе (манометр на стояке).

Вывод:

Это значит, что любое изменение гидростатического давления в кольцевом пространстве (присутствие газа или флюидов различной плотности) не позволяет использовать Ркп в качестве индикатора “точного” управления забойным давлением. Единственный случай применения p_кп при циркуляции возможен, когда кольцевое пространство заполнено известным однородным буровым раствором.

Чтобы обойти проблему, в качестве “средства управления” забойным давлением р_заб используется манометр насоса. При этом формула будет такой:

р_заб = P_бк + р_{гдст 1} - Dр₁

Хотя такое управление с помощью давления нагнетания не ставит проблем в случае присутствия в колонне труб бурового раствора одной плотности, он становится сложнее при перекачивании флюида иной плотности (в этом случае он требует диаграммы) или в случае осложнений, вызывающих резкое изменение потерь давления в колонне труб (например, забивание насадки долота).

Следует отметить, что для облегчения управления забойным давлением р_заб потери давления в колонне труб должны или оставаться постоянными (прокачивание одного флюида), или изменяться в зависимости от новой плотности (прокачивание раствора плотностью r_{ут бр}), что предполагает постоянный расход и, следовательно, постоянную скорость насоса.

4.5.3 Приемы управления флюидопроявлением

Рассмотрим три базовые ситуации методов управления при циркуляции :

а возобновление циркуляции

б циркуляция при установившемся режиме работы насоса

в остановка циркуляции

а) возобновление циркуляции

Примечание: Для легкости изложения мы вначале рассмотрим случай, когда нужно уравновесить пластовое давление р_пласт забойным давлением р_заб, то есть случай нулевого запаса безопасности, а затем укажем отличия, если понадобится создание избыточного давления Dр_репрес по формуле р_заб = р_пласт + Dр_репрес.

Ситуация с закрытой скважиной обычно дает нам два гидростатических по происхождению давления, считываемых на поверхности: р_бк1, р_кп1; при известном р_бк1 из него выводится р_пласт.

Для получения на забое скважины р_заб = р_пласт достаточно получения в динамических условиях при помощи штуцера одного и того же давления р_кп1 (это предполагает Dр_кп = 0 и Dр_штуц = 0).

При этом давление нагнетания, установившееся ранее на уровне p_{бк1 ,} начинает расти на величину давления прокачки до тех пор, пока не установится производительность прокачки.

В этот момент: р_нач = р_бк1 + Dр₁ (теоретически).

Если принимается решение о применении запаса безопасности Dр_репрес, или избыточного давления относительно р_пласт , необходимо начинать с более значительного давления в КП, увеличенного на Dр_репрес, то есть : р_кп1 + Dр_репрес.

Этот запас безопасности (см. рисунок 4.9.) отражается на Dр_заб и на давлении нагнетания, которое принимает значение: р_нач = Dр₁ + р_бк1 + Dр_репрес (в теории)

Рис. 4.8

Рис. 4.9

При более детальном ознакомлении с гидродинамической системой и с базовыми теоретическими формулами следует отметить три обстоятельства.

· Как мы уже видели, точная формула забойного давления при циркуляции с применением дросселя будет: р_заб=р_{гдст кп}+Dр_кп + Dр_{штуц лин} + р_кп. Таким образом, мы располагаем в качестве естественного запаса безопасности по р_пласт величинами Dр_кп и Dр_{штуц лин.}

Из разных соображений, в том числе для уменьшения Dр_кп, которое может вызвать проблемы в слабой зоне, решено вести циркуляцию с пониженным расходом (см. главу ниже), и это позволяет считать в расчете, что потери давления в кольцевом пространстве ничтожны.

· Формула р_нач = р_бк1 + Dр_бк получается при помощи базовой формулы гидродинамики p_бк = Dр_бк + р_заб - р_гдст1, прямо связывающей давление нагнетания и забойное давление.

В теории р_заб = р_пласт + Dр_{штуц лин} + Dр_кп ; следовательно, разность р_заб - р_гдст1 равняется р_бк1 + Dр_кп + Dр_{штуц лин} и формула принимает вид :

р_нач = Dр₁ + Dр_кп + Dр_{штуц лин} + р_бк1

Поскольку полные потери давления в системе обозначаются Dр₁, получим:

р_нач = Dр_бр + р_бк1

· Считывание давления в бурильных трубах на устье при закрытой скважине p_бк1, необходимого для расчета плотности утяжеленного бурового раствора r_{ут бр}, может оказаться невозможным в случае присутствия обратного клапана в колонне труб. Приблизительную величину этого давления можно определить за счет считывания р_нач (установленного при стабильном расходе после начала циркуляции при р_кп1 + Dр_репрес на устье в кольцевом пространстве) и благодаря предварительному знанию потерь давления p_нач при используемом пониженном расходе.

Действительно:

р_бк1 = р_нач (зарегистрировано) - Dр_бр (известно) - Dр_репрес (выбрано)

Примечание: Напомним, что р_бк1 можно установить при закрытой скважине, осуществляя нагнетание в очень медленном режиме с поэтапным изменением давления до появления отклонения давления на устье в кольцевом пространстве, указывающего на открытие клапана. В этом случае следует считывать давление в бурильных трубах на устье, представляющее величину р_бк1 .

б) циркуляция при установившемся режиме работы насосов

В случаях, когда гидростатическое давление в кольцевом пространстве меняется (присутствие газа или утяжеленного бурового раствора), основное правило состоит в том, чтобы использовать давление нагнетания в качестве манометра для управления забойным давлением р_заб.

· Если колонна труб находится в однородном буровом растворе, давление нагнетания должно оставаться постоянным.

· Если флюид иной плотности поступает в колонну труб, давление нагнетания должно теоретически линейно меняться до достижения флюидом долота.

Важное примечание: Когда указывается, что давление нагнетания должно оставаться постоянным, подразумевается, разумеется, что производительность насоса также должна быть постоянной!

В параграфе “Осложнения” мы ознакомимся с отклонениями забойного давления в результате отсутствия постоянного расхода на “входе”.

Поскольку в процессе управления скважиной циркуляция осуществляется с двумя плотностями раствора (r_бр и r_{ут бр}), рассмотрим давления нагнетания, соответствующие вышеописанным случаям.

Закачивание бурового раствора исходной плотности r_бр:

При заполнении колонны труб буровым раствором с исходной плотностью r_бр, как мы видели в предыдущем параграфе, получается:

если р_заб = р_пласт р_нач = Dр_шт.л + р_бк1

если р_заб = р_пласт + Dр_репрес р_нач = D р_шт.л + р_бк1 + Dр_репрес

Рис. 4.10

Закачивание бурового раствора требуемой плотности r_{ут бр}:

При заполнении колонны труб буровым раствором требуемой плотности r_{ут бр} тот же подход дает: р_кон = Dр_{у бр}

Действительно:

p_нагн = Dр_{штуц лин} + р_заб – p_гидр1

В теории р_заб = р_пласт + Dр_кп, следовательно:

P_ref = Dр_{штуц лин} + Dр_кп + p_пласт- p_гидр1

Поскольку утяжеленный буровой раствор должен обеспечить получение гидростатического давления, равного р_пласт, выражение р_пласт - р_гдстI становится нулевым и формула принимает вид:

р_кон = Dр_{штуц лин} + Dр_кп

Поскольку полные потери давления Dр_{у бр} в системе бурового раствора с плотностью r_{ут бр}, по аналогии с Dр_{штуц лин} и Dр_кп , ничтожны, мы можем записать, что р_кон = Dр_{у бр}

Зная прежние величины Dр_{штуц лин}, r_бр и r_{ут бр} получим:

р_кон = Dр_{у бр} = Dр_бр ´ r_{ут бр} / r_бр

Описание может быть более общим для возможного состояния закрытия скважины с утяжеленным буровым раствором до забоя ...

Действительно, поскольку утяжеленный буровой раствор должен обеспечить получение гидростатического давления, равного р_пласт, если скважина закрыта с утяжеленным буровым раствором до долота, давление в “бурильных трубах” будет нулевым, и, следовательно, насос должен преодолевать только потери давления Dр_{у бр}.

Рис. 4.11

Следует отметить два особых момента:

а) Потери давления Dр_{у бр} будут различными, так как r_{ут бр} будет отличаться в зависимости от того, что желательно получить р_заб = р_пласт или р_заб = р_пласт + Dр_репрес.

б) Возможность указания на то, что давление нагнетания р_кон равно Dр_{у бр}, когда утяжеленный буровой раствор находится у долота, на практике удовлетворяет и повсеместно применяется, так как потери давления в кольцевом пространстве (скважины и дроссельной линии) считаются ничтожными при пониженном расходе. Однако, это не совсем точно и в некоторых случаях требуется серьезный пересмотр (подводные ПВО, скважины малого диаметра ...).

Действительно:

· буровой раствор r_{ут бр} у долота: р_кон = Dр_{бр “при} r_{ут бр “} + Dр_кп + Dр_{штуц лин “при} r_{бр “}

и

· буровой раствор r_{ут бр} у поверхности : р_кон = Dр_{бр “при} r_{ут бр} “ + Dр_кп + Dр_{штуц лин “при} r_{ут бр “}, следовательно, суммарные Dр “при r_{ут бр} “

Отметим, что разница между двумя величинами вызвана изменением потерь давления в кольцевом пространстве и дроссельной линии от (Dр_кп + Dр_{штуц лин}) до

(Dр_кп + Dр_{штуц лин})r_{ут бр}/r_бр

Для подводных ПВО, как указывалось в параграфе “Гидродинамика”, потери давления в кольцевом пространстве включают в себя Dр_кп скважины плюс потери давления в штуцерной линии Dр_бр. Последние, если глубина моря составляет несколько сот метров, могут превышать 10 бар и должны учитываться.

В некоторых случаях управления скважиной отсутствует постоянное гидростатическое давление в кольцевом пространстве при подаче утяжеленного бурового раствора в бурильные трубы и, следовательно, никакую величину не требуется поддерживать постоянной.

Правило состоит в использовании манометра на стояке для бурильных труб, который покажет падение от величины р_нач до величины р_кон по мере заполнения колонны труб раствором с плотностью r_{ут бр}...

Поскольку величины р_нач и р_кон , и то же касается объема колонны труб, легко рассчитываются, можно вычертить диаграмму давление¾объем колонны труб, которая покажет снижение давления нагнетания. Упрощенно говоря, можно в первом приближении предположить, что это снижение давления будет линейным в зависимости от заполнения колонны труб раствором с плотностью r_{ут бр} , то есть от закачиваемого объема раствора.

Рис. 4.12

Действительность гораздо сложнее, так как давление нагнетания, описываемое формулой p_бк = Dр_{штуц лин} + р_заб - р_гдстI , меняется, в зависимости от потерь давления внутри бурильных труб и изменения внутреннего гидростатического давления р_гдстI при постоянном забойном давлении.

Поскольку потери давления в колонне труб не линейны (особенно, на уровне насадок долота) и то же касается внутренней геометрии колонны труб (составная колонна труб и наклонное бурение), рисунок диаграммы становится сложным, если нужно учесть все реальные параметры скважины.

Эта тема рассматривается в параграфе “Осложнения”.

в) остановка циркуляции

В некоторых случаях может понадобиться закрытие скважины при одновременной остановке циркуляции (случай аварий, корректировки давления, замены бурового раствора). Необходимая процедура основана на том же принципе, что и при возобновлении циркуляции, с точки зрения предупредительных мер и использования манометров.

Для сохранения забойного давления на имеющемся уровне достаточно, при снижении скорости работы насоса, поддерживать постоянное давление в кольцевом пространстве, так как в любом случае можно предположить, что гидростатическое давление в кольцевом пространстве не изменится в течение нескольких минут, когда циркуляции не будет и скважина будет закрыта.

Давление в “бурильных трубах” автоматически снизится на величину потерь давления, соответствующих производительности насоса. При закрытой скважине возможны два случая:

· Если колонна труб заполнена буровым раствором исходной плотности r_бр, оно будет р_бк1 (если нужно р_заб = р_пласт) или р_бк1 + Dр_репрес (если нужно сохранить избыточное давление на пласт).

· Если колонна труб заполнена буровым раствором требуемой плотности r_{ут бр}, оно будет просто равняться 0.

Все это справедливо при условии обеспечения “идеального” закрытия без ущерба для “безопасности” или избыточного давления во время закрытия.

4.5.4 Определение производительности насоса Q_глуш для управления скважиной

Поступивший пластовый флюид будет удален из скважины, и буровой раствор исходной плотности r_бр будет заменен буровым раствором с плотностью r_{ут бр} путем сохранения расхода при циркуляции (пониженный расход Q_глуш) на постоянном уровне (по крайней мере, на входе в скважину) и ниже расхода для бурения. Этот расход составляет порядка 400-800 л/мин (между четвертью и половиной расхода при бурении).

Существует множество причин для вымывания пластового флюида с пониженным расходом:

· Легкость регулировки степени открытия дросселя.

Система будет менее чувствительной и работа оператора на дросселе более легкой.

· Давление нагнетания насосов.

Поскольку забойное давление сохраняется постоянным и равным р_пласт + Dр_репрес, давление нагнетания будет максимальным, когда колонна труб будет заполнена буровым раствором с плотностью r_бр.

В этом случае при произвольном расходе Q давление нагнетания будет суммой р_бк1 и потерь давления в системе Dр_бр. При большом расходе возможно, что эти последние величины могут быть высокими и максимальное давление насоса может быть превышено.

Уменьшение расхода вдвое позволяет разделить Dр_бр приблизительно на 4.

· Уменьшение износа оборудования.

Поскольку давление в наземном оборудовании и в скважине понижено, риск эрозии уменьшается. Возможна циркуляция с использованием только одного насоса (второй будет в резерве).

· Пропускная способность атмосферного газосепаратора.

Высота буфера бурового раствора (гидрозатвор) определяет давление, которое нельзя превысить в сепараторе. Давление в сепараторе зависит от потерь давления в отводной линии (которые, в свою очередь, зависят