Обнаружение газа на небольшой глубине

В процессе бурения на небольшой глубине только содержание газа в растворе на выходе из скважины может указать на приближение к газовой залежи. Обычно эти зоны бурятся с минимальным гидростатическим избыточным давлением; поэтому следует проявлять осторожность, чтобы не допустить свабирования, которого совершенно необходимо избегать.

4.6.3.2 Общие рекомендации по бурению в этих зонах

Речь идет о попытках уменьшения масштаба возможных осложнений.

· Предусмотреть бурение “пилот-ствола”.

· Контролировать (и ограничивать) механическую скорость проходки, чтобы избежать зашламовывания кольцевого пространства и облегчить обнаружение газа.

· Свести к минимуму свабирование насколько это возможно (медленный подъем бурильной колонны из скважины при циркуляции с соответствующим расходом, использование устьевой нагнетательной головки с приводом от ДВС, избегать по возможности применения стабилизаторов).

· Замеры в системе циркуляции бурового раствора, контроль бурового раствора с целью обнаружения газа, как только это становится возможным, при одновременном обеспечении точного забойного давления (оптимальная плотность).

· Вести наблюдения за скважиной при малейших сомнениях и при всех СПО или наращивании труб.

· Использовать “обратный клапан” (см. 2), чтобы исключить любое поступление флюида внутрь бурильных труб.

· Использовать долота с насадками большого диаметра или без насадок, а также втулки насоса большого диаметра (наполнители для ликвидации поглощения, максимально возможный расход при необходимости).

· Избегать зон, представляющих опасность искривления скважины на глубинах, где имеется риск наличия неглубокого газа.

Говоря обобщенно, следует быть готовым, в случае обнаружения и первого признака перелива скважины, немедленно начать закачивание с максимальным расходом более тяжелого бурового раствора, если он готов, а в случае отсутствия запаса раствора, закачивать воду, не уменьшая производительность насоса.

Все добывающие компании и буровые подрядчики согласны с тем, что необходимо принять все меры, чтобы:

· спасти человеческие жизни,

· спасти скважины.

 

4.6.6 Изменение производительности насоса в процессе управления скважиной

Общее правило сводится к сохранению постоянного расхода на протяжении циркуляции с использованием дросселя для получения надежного “эталона” с давлением нагнетания.

Этот расход, называемый “пониженным расходом”, подбирается супервайзером в зависимости от различных параметров, как указывалось в параграфе 4.5.4.

Если из каких-то соображений (осложнения с сепаратором или насосом, сокращение времени циркуляции и т.д.) супервайзер вынужден изменить расход во время управления скважиной без остановки насоса, он должен соблюдать определенные особые правила для сохранения забойного давления р_пласт + Dр_репрес.

Эти правила составлены для начала и для остановки циркуляции:

· Манометр кольцевого пространства должен использоваться при возобновлении или остановке циркуляции (этап переходной подачи), так как в это время:

- давление нагнетания меняется вследствие изменения потерь давления и, следовательно, не может служить точным эталоном для управления скважиной,

- гидростатическое давление в кольцевом пространстве в течение короткого периода времени считается постоянным.

· Манометр “бурильных труб” должен использоваться только при установившемся и постоянном расходе.

Таким образом, правила изменения производительности насоса таковы:

· Пока бурильщик меняет скорость насоса, супервайзер на дросселе должен поддерживать одно и то же давление в кольцевом пространстве.

· При установившейся новой производительности, супервайзер исходит из нового давления нагнетания, которое он использует для управления р_заб.

Перед изменением он может, из предосторожности, рассчитать это новое давление нагнетания, которое относительно прежнего будет зависеть от изменения потерь давления, вызванных изменением расхода. (Не следует забывать, что эти изменения приблизительно пропорциональны квадрату изменения расхода).

Важное примечание: Никогда не поддерживать одно и то же давление нагнетания (на стояке) в процессе изменения производительности насоса, так как в этом случае изменяется забойное давление вследствие воздействия на дроссель для “искусственного” сохранения давления в “бурильных трубах”! При поддержании одного давления нагнетания:

· Если производительность насоса уменьшается, забойное давление р_заб увеличивается («искусственное» сохранение р_нач за счёт прикрывания дросселя).

· Если производительность насоса увеличивается, уменьшается забойное давление р_заб («искусственное» сохранение р_нач за счёт приоткрывания дросселя).

 

4.6.7 Изменение p_бк в процессе нагнетания бурового раствора требуемой плотности r_ут.бр в бурильные трубы

Напомним:

В любой момент давление нагнетания насоса выражается общей формулой:

p_бк = Dр_бр + р_заб - р_гдст1, которая принимает вид (см. параграф 4.5.3):

· р_нач1 = Dр_бр + р_{стаб бк} + Dр_репрес для бурового раствора плотностью r_бр в бурильных трубах и

· р_кон = Dр_{у бр} = Dр_бр ´ r_{ут бр}/r_бр для бурового раствора плотностью r_{ут бр} в бурильных трубах.

Мы уже видели, что при нагнетании утяжеленного бурового раствора в бурильные трубы давление нагнетания естественно снижается от р_нач1 до р_кон, так как буровой раствор r_{ут бр} должен “компенсировать” гидростатический дефицит р_{стаб бк} + Dр_репрес. Хотя в первом приближении считается, что это падение давления линейно, действительность гораздо сложнее, так как давление меняется, как показывает общая формула, в зависимости от двух членов:

· внутренние потери давления, член “динамического” происхождения, с обозначением Dр_бр,

· разность между р_заб и внутренним гидростатическим давлением р_гдст1, член “гидростатического” происхождения, с обозначением р_заб - р_гдст1.

Для линейного снижения гидростатического давления необходимо, таким образом, чтобы оба члена изменялись также линейно, что в теории редко случается!

Действительно, чтобы потери давления Dр_бр менялись линейно в зависимости от требуемой плотности, необходимо, чтобы внутренний диаметр бурильной колонны был постоянным, что не соответствует действительности, если учесть наличие насадок на “долоте”, на которые приходится около 70% потерь давления, и утяжеленных бурильных труб.

Для равномерного уменьшения разности р_заб - р_гдст1, нужно, чтобы поверхность раздела бурового раствора плотностью r_{ут бр} и r_бр опускалась с постоянной вертикальной скоростью.

Ограничиваясь упрощенным примером, можно сказать, что падение р_нач1 до р_кон может линейно произойти только в вертикальной колонне труб типа НКТ (см. нижеприведенный рисунок).

При прокачивании половины объема
компенсируется половина разности давления р_нач1-р_кон

Рис. 4.23

 

Случай вертикальной бурильной колонны:

Поскольку потери давления в основном концентрируются на долоте, они будут незначительно повышаться по мере продвижения вниз бурового раствора плотностью r_{ут бр}, чтобы, теоретически, “внезапно” перейти к Dр_{у бр} когда буровой раствор плотностью r_{ут бр} пройдет через насадки долота.

Считая, что 2-й член (р_заб - р_гдст1) равномерно уменьшается в условиях вертикальной бурильной колонны, сумма двух параметров может быть представлена, как показано ниже на рисунке.

Примечание: При незначительной производительности насоса последнее повышение давления, когда буровой раствор плотностью r_{ут бр} проходит через насадки долота, на практике обнаруживается с трудом и обычно им пренебрегают.

Рис. 4.24. Нагнетание бурового раствора плотностью r_{ут бр}

в колонне труб постоянного диаметра

Рис. 4.25. Нагнетание бурового раствора плотностью r_{ут бр} в бурильной колонне

Случай составной бурильной колонны:

В этом случае к нарушению вследствие нелинейности изменений внутренних перепадов давления добавляется 2-е нарушение, вызванное изменением внутреннего сечения, которое потребует другой скорости продвижения вниз бурового раствора плотностью r_{ут бр} между двумя участками бурильной колонны.

При постоянной производительности насоса скорость меньше в “верхнем” участке бурильной колонны. Поверхность раздела движется медленнее и давление нагнетания снижается не так быстро по сравнению с продвижением раствора плотностью r_{ут бр} в “нижнем” участке бурильной колонны.

Рис. 4.26

Случай наклонной бурильной колонны:

Здесь также нарушение вызывается изменением скорости продвижения вниз бурового раствора плотностью r_{ут бр} вследствие искривления скважины. Действительно, поскольку поверхность раздела утяжеленного бурового раствора и исходного раствора движется быстрее в вертикальном участке, это приведет, при постоянном режиме работы насоса, к более значительному падению давления по сравнению с продвижением вниз (имеется в виду вертикальная составляющая скорости) бурового раствора плотностью r_{ут бр} в более наклонном “нижнем” участке бурильной колонны.

Рис. 4.27

Метод расчета:

Для точности рисунка диаграммы расчет давления нагнетания должен осуществляться с помощью поэтапного развертывания базовой формулы: P_ref = Dр_бр + р_заб - р_гдст1.

· внутренние потери давления Dр_бр следует разделить на

- потери давления “в наземной обвязке”,

- потери давления в “бурильных трубах” с внутренним диаметром 1,

- потери давления в “бурильных трубах” с внутренним диаметром 2 и т.д.,

- потери давления в “утяжеленных бурильных трубах”,

- потери давления “в насадках долота”.

Примечание: На практике режим потока считается турбулентным с учетом модели Бингэма для бурового раствора, чтобы можно было пользоваться Справочником буровика.

В действительности, необходимо пройти через расчет критического режима, определение числа Рейнольдса и точные теоретические формулы, но это возможно только при наличии компьютерной программы расчета.

· член р_заб - р_гдст1 рассчитывается из условия р_заб = р_пласт + Dр_репрес (или р_заб = р_пласт), с учетом глубин по вертикали для различных гидростатических давлений.

В случае наклонного бурения необходимо пользоваться формулами координаты Z в зависимости от глубины по стволу скважины, зенитного угла, азимута и интенсивности набора зенитного угла и т.д.

 

4.6.8 Подход к управлению давлением р_гдрз в случае слабой зоны у башмака

Введение:

Между случаем прочных пород и правильного расположения башмака в соответствии с программой бурения и крепления скважины (что дает высокое [р]_{кп гдрз} и может исключить любые осложнения с гидроразрывом) и случаем, когда р_кп1 выше [р]_{кп гдрз}, указывающем на предполагаемое превышение р_гдрз, возможно множество промежуточных случаев, в которых супервайзер располагает очень небольшим запасом безопасности относительно гидроразрыва (пластовое давление выше проектного, установка башмака выше проектной глубины, слишком большой приток пластового флюида, прирост объема раствора в емкости, зона поглощений и т.д.)

Для этих сложных случаев постоянное управление гидроразрывом часто оказывается затрудненным и даже невозможным. При решении этой проблемы часто принимают незначительный запас безопасности, убеждаясь, что при возобновлении циркуляции разрыва не происходит.

В процессе знакомства с конкретной системой, два элемента могут потребовать от нас другого подхода:

· Запас безопасности ([р]_{кп гдрз} - р_кп1), полученный при закрытии скважины, соответствует присутствию газа в открытом стволе, а мы уже видели, что этот этап наиболее опасен, так как позже, когда газ в обсадной колонне, давление в зоне башмака понизится, что более удобно и безопасно (см. параграф “Управление давлением гидроразрыва”).

· Исследование компании Шелл (см. тот же параграф) показало распределение пузырей газа на значительной высоте кольцевого пространства, что в значительной мере уменьшает вышеуказанный опасный этап.

Таким образом, логично не навязывать себе на протяжении управления скважиной нулевой запас безопасности, который наносит нам ущерб с точки зрения управления пластом. В то же время изучение реального состояния скважины позволяет нам утверждать, что наиболее опасный этап для слабой зоны чрезвычайно короток и что очень быстро мы переходим к этапам, где проблема безопасности облегчается.

С учетом этих соображений, можно определить другие дополнительные методы, чтобы обойти ограничения нулевого запаса безопасности.

Принимаемая позиция сводится к следующему: попытаться определить для каждого этапа работы насоса допустимый предел на устье, чтобы дать супервайзеру “буферную” величину, которая укажет ему (при уже известных нам ограничениях по реальным значениям [р]_{кп гдрз}), что он достиг давления гидроразрыва в интервале слабой зоны.

Возникает важное примечание:

Предлагаемое ниже исследование, хотя и дает дополнительные возможности с точки зрения безопасности, так как позволяет выяснить максимальную величину, которую нельзя превышать на поверхности в любой момент, а не только при возобновлении циркуляции, не должно рассматриваться в качестве основной аргументации, потому что правило управления притоком пластового флюида следующее: работать при
р_заб = р_пласт + Dр_репрес = константа, исходя из точных величин (р_кп1 + Dр_репрес при запуске, р_нач1, затем р_кон и т.д.)

Принцип управления давлением гидроразрыва:

Напомним:

Если скважина заполнена одним и тем же флюидом мы можем сказать, что для достижения р_гдрз:

· При закрытой скважине нужно считывать [р]_{кп гдрз} как в кольцевом пространстве, так и в бурильных трубах.

· При циркуляции с использованием дросселя нужно считывать в кольцевом пространстве [р]_{кп гдрз}, а в бурильных трубах потери давления плюс [р]_{кп гдрз} (см. рисунки ниже).

 

Как управлять давлением р_гдрз?

 

Рис. 4.28

 

Чтобы находиться ниже давления гидроразрыва, можно использовать два простых вывода:

· 1-й классический и хорошо известный: всякий раз, как обсадные трубы заполняются однородным и точно известным флюидом, не превышать [р]_{кп гдрз} в кольцевом пространстве.

· 2-й: всякий раз, как открытый ствол и бурильная колонна заполняются однородным и точно известным флюидом, не превышать в бурильных трубах на устье:

- при закрытой скважине: [р]_{кп гдрз}

- при циркуляции с использованием дросселя: давление нагнетания (которое мы назовем [р]_{кп гдрз1}) составляет [р]_{кп гдрз1} = Dр + [р]_{кп гдрз}.

Методика ограничения при управлении "на входе" (т.е. в бурильных трубах) и "на выходе" (т.е. в кольцевом пространстве) аналогична.

Хотя на буровой применение этой методики может оказаться сложным, ею легче пользоваться в случае метода бурильщика, но затруднительнее в методе ожидания и утяжеления.

Рассмотрим ее подробнее для первого случая и резюмируем возможный подход для метода ожидания и утяжеления на примере двух типовых схем.

 

Адаптация к методу бурильщика

· Этапы использования манометра кольцевого пространства, когда не следует превышать [р]_{кп гдрз}:

- подъем пластового флюида в открытом стволе:

Момент появления всего газа в обсадной колонне наступит ранее предусмотренного; следует считать, что соблюдение числа ходов насоса в открытом стволе является очень ограничительной и пессимистической гипотезой.

- нагнетание утяжеленного бурового раствора в бурильные трубы и его подъем в открытом стволе

· Этапы использования манометра на стояке, когда нельзя превышать
[р]_{кп гдрз1} = Dр+[р]_{кп гдрз}

- подъем пластового флюида в обсадной колонне,

- подъем утяжеленного бурового раствора в обсадной колонне.

Обобщение управления гидроразрывом в процессе работ по методу бурильщика:

· подъем пластового флюида в открытом стволе:

Цель: не превышать [р]_{кп гдрз} в кольцевом пространстве на устье

· подъем пластового флюида в обсадной колонне

Цель: не превышать [р]_{кп гдрз1} = Dр + [р]_{кп гдрз} в бурильных трубах на устье

Поскольку супервайзер должен поддерживать р_нач1 = Dр_бр + р _бк1 + Dр_репрес, избыточное давление, которое в слабой зоне можно допустить в любой момент, когда газ находится в обсадной колонне, представляет разницу между этими двумя давлениями, то есть: [р]_{кп гдрз} - (р _бк1 + Dр_репрес)

Эта величина представляет практический интерес, так как с момента закрытия супервайзер может оценить ее, не заботясь о будущем расходе или о точной глубине башмака.

Следует отметить, что на этом этапе р_заб и р_гдрз управляются одним манометром и постоянными величинами.

· нагнетание бурового раствора плотностью r_{ут бр} в бурильные трубы и подъем его в открытом стволе:

Цель: не превышать [р]_{кп гдрз} на устье в кольцевом пространстве

Рис. 4.29

Рис. 4.30

 

Рис. 4.31

 

· подъем утяжеленного бурового раствора плотностью r_{ут бр} в обсадной колонне:

Цель: не превышать [р]_{кп гдрз1} = Dр_{у бр} + новое [р]_{кп гдрз} в бурильных трубах на устье.

Поскольку формула общая и зависит она только от однородности потерь давления и [р]_{кп гдрз} для одного бурового раствора, если у нас будет сначала
[р]_{кп гдрз1} = Dр_бр + [р]_{кп гдрз} для раствора плотностью r_бр, то по аналогии мы получим: [р]_{кп гдрз1} = Dр_{у бр} + новое [р]_{кп гдрз} для раствора плотностью r_{ут бр}.

Так как супервайзер должен поддерживать р_кон = Dр_{у бр} , избыточное давление, допустимое для слабой зоны в любой момент, когда буровой раствор плотностью r_{ут бр} поднимается в обсадной колонне, представляет собой разность между этими двумя давлениями, то есть новое [р]_{кп гдрз}.

 

Адаптация к методу стравливанию с использованием манометра на бурильных трубах

· подъем пластового флюида в открытом стволе

Хотя скорость подъема пластового флюида рассчитать трудно, чисто теоретически мы можем указать, что управление осуществляется с помощью манометра кольцевого пространства, где нельзя превышать [р]_{кп гдрз}.

· подъем пластового флюида в обсадной колонне

При условии отсутствия нового притока газа управление осуществляется с манометром на бурильных трубах, где нельзя превышать [р]_{кп гдрз}.

На этом этапе управление р_заб и р_гдрз ведут по одному манометру!

 

Рис. 4.32

 

Рис. 4.33

 

Адаптация к методу ожидания и утяжеления:

В качестве примера нижеприведенные графики показывают изменение запасов безопасности относительно гидроразрыва в двух типовых случаях:

· Газ в обсадной колонне до достижения утяжеленным буровым раствором долота.

· Газ в обсадной колонне после достижения утяжеленным буровым раствором долота.

Примечание: Предполагаемое поступление газа в обсадную колонну очень трудно оценить (см. параграф “Управление давлением гидроразрыва”) и мы для ясности составили рисунки (так как это касается наиболее опасного случая) для условий, когда газ полностью находится в обсадной колонне после закачки определенного теоретического объема раствора, определяемого числом ходов насоса в интервале от долота до башмака.

 

Рис. 4.34

 

4.6.9 Утяжеление раствора за несколько циклов

При управлении проявлением флюида может понадобиться, из различных соображений, замена исходного бурового раствора за несколько циклов.

Действительно, если, например, мы располагаем запасом утяжеленного бурового раствора (его плотность < r_{ут бр}), и если давления р _бк1 и р_кп1 относительно велики, возникнет искушение осуществить циркуляцию этого раствора как можно быстрее, чтобы свести к минимуму давления в скважине. Повышение плотности до уровня r_{ут бр} будет осуществлено позже и в лучших условиях.

Таким же образом, если определение значения r_{ут бр} слишком приблизительно, утяжеление будет осуществлено как минимум за два цикла, чтобы не слишком утяжелять раствор и тем самым повредить системе пласт-скважина. Это особенно заметно при работе с депрессией на пласт.

 

Рис. 4.35

 

Отметим, что метод работы без запаса безопасности почти неизбежно ведет к проведению второго цикла утяжеления, так как плотность r_{ут бр} несомненно окажется недостаточной при спуско-подъемных операциях.

В процессе каждого нагнетания бурового раствора новой плотности (при неизменном расходе) от поверхности до долота будет равномерно меняться давление циркуляции, поэтапно или, проще говоря, в диапазоне между желательным теоретическим давлением и несколько превышающим значением, чтобы сохранить забойное давление в скважине постоянным и равным р_пласт + Dр_репрес. Следовательно, необходимо определить промежуточные давления циркуляции в момент, когда после каждого утяжеления буровой раствор новой плотности достигает долота.

Приращение плотности r_{ут бр} - r_бр соответствует уменьшению давления циркуляции р_нач1-р_кон.

Уменьшение давления циркуляции для каждого этапа утяжеления бурового раствора для момента достижения долота равняется:

Dр_нач = (р_нач1-р_кон)/ (100 ´ (r_{ут бр} - r_бр))

Уменьшение давления циркуляции DP для каждого этапа увеличения плотности бурового раствора для момента достижения долота равняется:

DP = Dр_нач х число пунктов утяжеления = Dр_нач х DN_цикл.

При этом проще вычертить диаграмму изменения давления на устье в бурильных трубах в процессе каждого утяжеления.

Чтобы не допустить изменения темпов работы в ходе утяжеления, предпочтительно, по мере возможности, осуществлять поэтапное одинаковое приращение плотности.

4.7 Проявления в процессе СПО

4.7.1 Причины притока пластового флюида (см. главу 3)

 

Рис. 4.36. Общая статистика

 

Рис. 4.37 Статистика флюидопроявлений при СПО

 

 

4.7.2. Пути решения проблемы

Статистические данные (см. выше) показали, что значительная часть флюидопроявлений и выбросов вызывается поступлением флюида при спуско-подъемных операциях.