Объемом столба бурового раствора в кольцевом
ПРОСТРАНСТВЕ.
Например:
Диаметр ствола скважины = 121/4”
Удельный вес бурового раствора = 14 lb/gal (1.68 kg/l)
Бурильная труба = 5”, 19.50 lb/ft
УБТ = 8”, 2-13/16” ID.
Определите: Гидростатическое давление, оказываемое одним баррелем (1Bar) бурового раствора 14 lb/gal:
а) в кольцевом пространстве 5”.
б) в кольцевом пространстве 8 “.
Английская система:
а). HP = 0.052 x MW = 0.052 x 14 = 5.99 psi/bbl
VA 0.1215
б). HP = 0.052 x MW = 0.052 x 14 = 8.71 psi/bbl
VA 0.836
Система СИ:
а). HP = 0.0981 x MW = 0.0981 x 1.68 = 2.60 Bars/м3
VA 0.0634
б). HP = 0.0981 x MW = 0.0981 x 1.68 = 3.77 Bars/м3
VA 0.0437
IV. ПРИЧИНЫ ПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ.
A. ВСТУПЛЕНИЕ.
Конечная цель любой программы по управлению скважиной заключается в предотвращении выброса. Выброс – это состояние скважины, при котором невозможно управлять притоком пластовых флюидов в скважину. Другими словами, выброс является прямым результатом проявлений, т.е. притока пластовых флюидов в ствол скважины.
При окончании любой скважины бурением постоянно существует опасность притока пластовых флюидов в ствол скважины. Поэтому одна из основных задач, которая стоит перед бурильщиком, заключается в том, чтобы не дать возможности полученному проявлению перерасти в выброс.
Одна из причин любого проявления, можно сказать - основная причина, заключается в том, что пластовое давление превышает гидростатическое давление столба бурового раствора. Необходимо также, чтобы проницаемость пласта была адекватной величине, при которой пластовые флюиды смогут проникать из пласта в ствол скважины.
Поскольку буровики не могут управлять проницаемостью пласта, то одним из важнейших моментов в управлении скважиной является управление гидростатическим давлением ствола скважины, т.е. его величина должна превышать, или, по крайней мере, равняться величине пластового давления.
Рассмотрим несколько причин, в результате которых происходят проявления в скважине.
Б. НЕПОЛНОЕ ЗАПОЛНЕНИЕ СКВАЖИНЫ БУРОВЫМ РАСТВОРОМ.
Более 50 % проявлений в скважинах происходили в прошлом и происходят в настоящее время в процессе СПО бурильной колонны. Чаще всего проявление при СПО бурильной колонны происходит по двум причинам: (1) ствол скважины полностью не заполнен буровым раствором; (2) ствол скважины не принимает необходимый объем бурового раствора.
При подъеме бурильной колонны из ствола скважины, уровень столба бурового раствора в стволе скважины понижается на объем, который равен объему металла поднятых из скважины бурильных труб. Поэтому в ствол скважины необходимо постоянно доливать буровой раствор, объем которого равен объему метала поднятых бурильных труб. В противном случае, уровень столба бурового раствора при подъеме бурильной колонны будет понижаться, а следовательно, и гидростатическое давление в стволе скважины будет понижаться. В результате, когда гидростатическое давление ствола скважины понизится до величины, меньшей, чем величина пластового давления – произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины.
При проведении спускоподъемных операций буровые насосы выключаются, таким образом, эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора понижается (см. Раздел III). Следовательно, вполне возможно, что пласт, вскрытие которого происходило в нормальном управляемом режиме, при проведении СПО начнет фонтанировать.
Объем металла подымаемых из скважины бурильных труб можно вычислить, следовательно, объем бурового раствора, необходимый для замещения объема метала бурильных труб, можно вычислить и постоянно контролировать его долив в ствол скважины на протяжении всего времени проведения спускоподъемных операций.
До начала и во время СПО необходимо проводить визуальное наблюдение за скважиной. Бурильщик должен быть уверен, что скважина находится в статическом состоянии во время всех фаз СПО.
В. СВАБИРОВАНИЕ.
При подъеме бурильной колонны из скважины, вполне возможно, что гидростатическое давление ствола скважины понизится. Такое понижение гидростатического давления может вызвать приток пластовых флюидов в ствол скважины. Эффект “свабирования” очень сложная проблема, потому что даже незначительный приток пластовых флюидов в ствол скважины, благодаря “свабированию”, если вовремя не предпринять необходимые меры, вызовет повторный приток.
Эффект свабирования зависит от скорости подъема бурильной колонны, свойств бурового раствора и зазора кольцевого пространства между бурильной колонной и стволом скважины
В случае наличия признаков свабирования, бурильную колонну необходимо спустить обратно на забой скважины. Затем из скважины необходимо вымыть приток любых пластовых флюидов, и только после этого приступить к спускоподъемным операциям.
Г. НЕДОСТАТОЧНЫЙ ВЕС БУРОВОГО РАСТВОРА
Большинство проявлений и выбросов на скважинах происходят по двум причинам, о которых говорилось выше. Однако в зонах, где географически широко распространено бурение разведочно-эксплуатационных скважин с сопутствующими продуктивными пластами с аномальным давлением, проявление может быть вызвано недостаточным весом бурового раствора.
Хотя проявления, вызванные недостаточным весом бурового раствора, чаще всего происходят при бурении разведочно-эксплуатационных скважин, они также могут происходить и при бурении эксплуатационных скважин. Основная причина такого типа проявлений заключается в том, что при проведении буровых работ на предыдущих смежных эксплуатационных скважинах или работ по эксплуатации скважин пласт может подзаряжаться. То есть подзарядка пласта может происходить в результате перетока флюидов из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления при негерметичности обсадной колонны, некачественных цементировочных работ, и т. д.
В настоящее время существует несколько методов прогнозирования пластового давления. Однако нельзя сказать, что данные методы дают точную картину прогноза пластовых давлений, поэтому большое значение в данном случае имеет опыт и квалификация бурильщика, его умение сопоставить данные со смежных скважин и даже его настроение на данный день.
Д. ПОТЕРЯ ЦИРКУЛЯЦИИ.
В результате потери циркуляции уровень столба бурового раствора в скважине понизится. Снижение уровня столба бурового раствора, в свою очередь, понизит гидростатический напор, и если величина гидростатического давления будет меньше величины пластового давления, произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины.
Градиент давления гидроразрыва пласта ниже башмака обсадной колонны можно определить, используя данные теста на приемистость пласта. Тем не менее, во многих регионах в процессе бурения скважин, часто сталкиваются с зонами низкого давления. Обычно эту проблему решают путем установки обсадной колонны и уменьшением удельного веса бурового раствора.
Ниже приводится несколько типичных причин потери циркуляции:
1. Гидростатическое давление меньше пластового давления.
2. Спуск бурильной колонны в ствол скважины на чрезмерно высоких скоростях.
3. Чрезмерно высокая скорость нагнетания бурового раствора при восстановлении циркуляции.
4. Закупоривание бурильной колонны.
5. Свойства бурового раствора, которые приводят к высокой эквивалентной плотности циркуляции.
Е. ЗАНИЖЕННЫЙ ЗАПАС УВЕЛИЧЕНИЯ СКОРОСТИ ПРИ СПО.
При СПО или при наращивании буровые насосы выключены. Когда насосы не работают, потери давления в кольцевом пространстве отсутствуют. Потери давления действуют как противодавление на пласт. Следовательно, когда насосы выключены, это противодавление отсутствует и если буровой раствор в пределах точки равновесия, то в этом случае возможен приток пластовых флюидов в ствол скважины.
Ж. ЗАНИЖЕННЫЙ ЗАПАС ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ.
Когда водоотделяющая колонна отсоединена от блока ПВО, гидростатический напор на пласт понижается. Если величина гидростатического давления меньше величины пластового давления, произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины. Эта проблема становится более актуальной при проведении буровых работ в зонах более глубоких вод.
З. МНОГОСТВОЛЬНОЕ БУРЕНИЕ.
Программы разработок месторождений в открытом море предусматривают бурение нескольких наклонно-направленных скважин с одной фиксированной платформы. Если скважина бурится из-под последней спущенной колонны существующей скважины, может произойти проявление.
И. СКОРОСТНОЕ БУРЕНИЕ.
При скоростном бурении газоносных песчаников шлам может содержать газ. Газ, содержащийся в шламе, может понизить гидростатическое давление до уровня, когда произойдет приток пластовых флюидов в ствол скважины.
V. ОБНАРУЖЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ.
A. ВСТУПЛЕНИЕ.
Приток пластовых флюидов в ствол скважины можно определить по некоторым предупреждающим признакам, которые наблюдаются на устье скважины. Ниже приводится перечень некоторых признаков, предупреждающих о возможном проявлении в скважине:
1. Увеличение объема бурового раствора в рабочей емкости.
2. Перелив бурового раствора из скважины.
3. Изменение скорости бурения.
4. Признаки газа, нефти или соленой воды.
Следует внимательно следить за состоянием скважины, чтобы вовремя обнаружить любые из вышеперечисленных предупреждающих признаков и определить фактические условия, существующие на забое скважины. Чем раньше будет обнаружено проявление, тем раньше будут проведены соответствующие операции по вымыву проявления из скважины, что имеет существенное значение при управлении скважиной.
Б. УВЕЛИЧЕНИЕ ОБЪЕМА БУРОВОГО РАСТВОРА В РАБОЧЕЙ ЕМКОСТИ.
Увеличение бурового раствора в рабочих емкостях, пожалуй, наиболее значительный признак того, что произошел приток пластовых флюидов в ствол скважины. Приток пластовых флюидов в ствол скважины увеличивает выход бурового раствора из кольцевого пространства, по сравнению с нагнетаемым в скважину объемом бурового раствора. Эта разница в объемах нагнетания и выхода бурового раствора наблюдается в рабочих емкостях. Увеличение, или прирост, объема бурового раствора в рабочих емкостях - один из сигналов бурильщику для незамедлительных соответствующих действий.
Все буровые установки должны быть оборудованы устройствами для измерения уровня бурового раствора в емкостях. Соответствующее устройство для измерения уровня бурового раствора должно постоянно показывать суммарный уровень бурового раствора в рабочих емкостях и эти показания должны всегда быть перед бурильщиком. Запасная система уровня объема бурового раствора должна быть расположена в лаборатории для контроля состояния и свойств бурового раствора.
ПРИМЕЧАНИЕ: Если наблюдается увеличение объема бурового раствора в рабочих емкостях, следует всегда считать, что это вызвано притоком пластовых флюидов в скважину.
В. УВЕЛИЧЕНИЕ РАСХОДА БУРОВОГО РАСТВОРА.
Скорость потока бурового раствора по выкидной линии должна быть постоянной, если:
1. Производительность насоса постоянная.
2. Нет притока пластовых флюидов в ствол скважины.
Приток любого пластового флюида (газ, нефть или вода) увеличивает расход бурового раствора. Лучше всего это заметно при газопроявлении. При расширении газа, давление выше газовой пачки понижается, и чем выше газовая пачка поднимается к устью скважины - расход бурового раствора увеличивается.
Пластовый флюид легче, чем буровой раствор. Следовательно, приток пластовых флюидов в ствол скважины облегчает столб бурового раствора, что в свою очередь приводит к увеличению расхода бурового раствора.
Г. УВЕЛИЧЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ БУРЕНИЯ.
Снижение механической скорости бурения за счет прохождения реуплотненной зоны, а затем резкое увеличение механической скорости бурения – это явный признак притока пластовых флюидов в скважину. Одна из причин увеличения скорости проходки заключается в том, что давление на превышение понизилось или потеряно вовсе. В мягких породах, где возможны изменения в давлении на равновесие, увеличение скорости проходки может быть довольно значительным.
При любом значительном изменении скорости бурения необходимо проверить скважину на перелив.
Д. СКВАЖИНА НЕ ПРИНИМАЕТ НЕОБХОДИМЫЙ ОБЪЕМ БУРОВОГО РАСТВОРА.
Следующий признак, по которому можно определить наличие проявления – это когда скважина не принимает необходимый объем бурового раствора при СПО. Это может быть вызвано эффектом свабирования и/или потерей противодавления, по причине остановки работы буровых насосов. Естественно, определенный объем бурового раствора будет поглощен пластом в процессе фильтрации. Этот объем поглощения бурового раствора необходимо записать и сравнить с поглощениями во время предыдущих спускоподъемных операций.
Е. ИЗМЕНИЕ СКОРОСТИ РАБОТЫ НАСОСА
Когда происходит приток пластовых флюидов в ствол скважины, гидростатическое давление в кольцевом пространстве понижается. В этом случае, буровой раствор бурильной колонны поступает в кольцевое пространство по закону “U-трубки". Следовательно, давление бурового насоса понижается, а скорость работы бурового насоса увеличивается.
Необходимо заметить, что такие же характеристики бурового насоса наблюдаются при не герметичности бурильной колонны. В таких случаях всегда необходимо считать, что получено проявление.
Ж. ГАЗИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР.
При бурении очень часто встречаются ситуации наличия газированного или обводненного бурового раствора. Если в скважине присутствует газированный буровой раствор, то такую ситуацию необходимо рассматривать как наличие притока пластовых флюидов в скважину. Следует заметить, что газированный буровой раствор не является непосредственным признаком проявления.
Необходимо знать, что при бурении в зоне газоносного пласта в выкидной линии может быть некоторый объем газированного бурового раствора. Это будет понятно при рассмотрении взаимосвязи гидростатического и пластового давлений.
Наличие газированного бурового раствора в скважине может быть в результате следующих условий:
1. Газопроявление.
2. Свабирование.
3. Бурение в зоне газоносных пластов без притока пластового флюида.
Приток пластовой воды в ствол скважины происходит, когда давление вскрытого водоносного пласта превышает гидростатическое давление. Приток пластовой воды в ствол скважины можно обнаружить по следующим признакам:
1. Увеличение объема бурового раствора.
2. Увеличение расхода бурового раствора.
3. Более низкий удельный вес бурового раствора на выходе.
4. Изменение степени хлоридности бурового раствора.
5. Изменение удельного сопротивления.
Помните, ключ к успешному управлению скважиной - раннее обнаружение проявления.
VI. ДЕЙСТВИЯ ПОСЛЕ ПРОЯВЛЕНИЯ.
При обнаружении признаков проявления, о которых говорилось выше, необходимо произвести проверку скважины на перелив. Проверка скважины на перелив производится с тем, чтобы убедиться, действительно ли получено проявление.
Проверка скважины на перелив производится следующим образом:
1. Поднять квадрат над столом ротора на определенную высоту.
2. Выключить буровой насос.
3. Следить, происходит ли выход бурового раствора на выкидной линии.
В случае обнаружения проявления, скважину необходимо закрыть. Приемы по закрытию скважины могут быть различными, в зависимости от того, производятся ли буровые работы или спускоподъемные операции на скважине. Приемы по закрытию скважины зависят также от конструкции и глубины скважины.
A. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ.
Когда бурильная колонна находится на забое, бурильщик всегда должен отдавать себе отчет в том, что:
1. Скважину можно закрыть.
2. Скважину нельзя закрыть.
В плане буровых работ, еще до начала бурения, необходимо учитывать такие ситуации. Решение принимается на основе на данных градиента давления гидроразрыва, глубины установки обсадной колонны и конструкции ПВО.
Условия, при которых невозможно закрыть скважину:
1. Блок ПВО не установлен на устье скважины.
2. Обсадная колонна установлена на малой глубине с целью предотвращения гидроразрыва пород недалеко от морского дна.
3. Наличие давлений, превышающих прочность обсадной колонны.
А-1. СКВАЖИНУ ЗАКРЫТЬ НЕВОЗМОЖНО.
Если получено проявление и скважина не может быть закрыта, необходимо выполнить следующие приемы:
1. Открыть отводную линию с подветренной стороны буровой установки.
2. Закрыть другую отводную линию.
3. Закрыть клапан выкидной линии.
4. Закрыть клапан доливной ёмкости, если он находится в открытом положении.
5. Закрыть дивертор.
6. Начать режим нагнетания бурового раствора с максимальной производительностью.
Настроенная должным образом система закрытия выполнит первые четыре этапа автоматически. Другими словами, без открытого клапана отводной линии, закрыть дивертор физически будет невозможно.
Последний этап - начать закачивать буровой раствор с максимальной производительностью насоса, чтобы попытаться увеличить эквивалентную плотность циркуляции.
В случае, если используемый буровой раствор полностью исчерпан, морская вода может быть использована в качестве промывочной жидкости.
А-2. СКВАЖИНА МОЖЕТ БЫТЬ ЗАКРЫТА.
1. Открыть задвижку штуцера.
2. Убедиться, что штуцерная линия открыта.
3. Закрыть верхний универсальный превентор.
4. Закрыть скважину, используя регулируемый штуцер (или штуцера).
5. Снять и записать показания избыточного давления в бурильной колонне и в кольцевом пространстве (SIDPP и SICP).
Давление в бурильной колонне и давление в кольцевом пространстве необходимо записывать каждую минуту. Эти данные необходимо записывать, пока давление не стабилизируется. Следует заметить, что в некоторых случаях давление будет продолжать увеличиваться, поскольку под воздействием гравитационного разделения пластового флюида, приток будет увеличиваться. В этом случае, скорость нарастания давления будет равномерной.
На плавучих буровых установках рекомендуется демонтировать ведущую бурильную трубу с тем, чтобы бурильную колонну можно было подвешивать на трубных плашках. На плавучих буровых установках рекомендуются следующие приемы:
1. Установить квадрат на определенную высоту.
2. Закрыть нижний шаровой кран ведущей бурильной трубы.
3. Развинтить ведущую бурильную трубу выше закрытого КШЦ и убрать квадрат в шурф.
4. Установить на бурильную колонну аварийную компоновку с коротким переводником.
5. Поднять колонну и открыть задвижку ведущей бурильной трубы.
В этот момент необходимо принять решение: подвешивать ли бурильную трубу или расхаживать бурильную колонну. Возможными факторами, влияющими на принятие решения, могут быть: сдвиг корабля и ожидаемое давление в кольцевом пространстве.
Б. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА ВЫШЕ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ.
Приемы по закрытию скважины, когда бурильная колонна находится выше забоя скважины или при СПО, зависят от установленной обсадной колонны.