Скважина  как U - образная трубка

Для лучшего понимания взаимосвязи давлений, действующих в скважине (пластового, гидростатического, гидродинамического и избыточного) все методические рекомендации советуют рассматривать скважину как несимметричную U – образную трубку, где тонкий конец сопоставляется с бурильной колонной, а толстый с затрубным пространством. На нижнюю часть трубки действует пластовое давление.

 

 

 

 

На рисунке 2.3.а изображена простая безопасная ситуация: циркуляция отсутствует, гидродинамическое давление отсутствует, гидростатические давления с обеих сторон трубки равны между собой (скважина заполнена чистым буровым раствором) и превышают пластовое давление (Р_пл.). Скважина уравновешена, при открытом устье нет движения раствора, при закрытом устье показания манометров трубного и затрубного избыточных давлений – нулевые.

На рисунке 2.3.б ситуация осложнилась: гидродинамические давления по-прежнему отсутствуют, пластовое давление превысило гидростатическое из-за падения плотности бурового раствора, в скважину (в затрубное пространство) поступил пластовый флюид, объём бурового раствора в емкостях увеличился на величину объёма поступившего флюида, скважину закрыли, отметили объём поступившего флюида (V ₀). Для уравновешивания пластового давления появились избыточные давления трубное (Р_из.т.) и затрубное (Р_из.к.). Скважина закрыта, но не уравновешена, поскольку в правой ветви трубки происходит всплытие флюида из-за разности плотностей бурового раствора и флюида. Поскольку всплытие проходит сравнительно медленно, можно составить уравнения равновесия для начального момента проявления и на основе их решения спланировать операцию глушения, после которой давления в скважине уравновесятся.

Для левой ветви трубки уравнение равновесия имеет вид:

 

     Р_пл. = Р_г + Р_из.т. = r_н × g × Н + Р_из.т.

 

Все значения правой части уравнения известны:

r_н - начальная плотность бурового раствора, замерена;

Н - глубина скважины, знаем;  

Р_из.т. - показания манометра стояка бурового раствора.

Рассчитываем пластовое давление проявляющего пласта, а из его значения можем определить эквивалентную плотность бурового раствора, уравновешивающую пластовое давление. Добавив нормируемое правилами безопасности превышение плотности, получаем значение удельного веса бурового раствора для глушения скважины.

 

r_экв = Р_пл. / g × Н = (Р_г + Р_из.т.)/ (g × Н) = r_н + Р_из.т./g × Н

 

     r_к = r_экв. + Dr = r_н + Р_из.т. / (g × Н) + Dr

 

Для простоты вычислений превышение плотности Dr можно учитывать умножением r_экв. на коэффициент, соответствующий нормируемому ПБ в НГП превышению гидростатического давления над пластовым, т.е. на:

1,10 для интервала бурения 0 ¸1200 метров;

1,05 для интервала бурения свыше 1200 метров;

Уравнение равновесия для левой ветви трубки справедливы, если бурильные трубы полностью заполнены дегазированным буровым раствором. В большинстве случаев так оно и есть, однако, пластовый флюид может попасть в бурильные трубы. Если избыточное давление в бурильных трубах кажется излишне высоким, надо при постоянном давлении в обсадной колонне прокачать около ¼ внутреннего объёма бурильных труб, остановить циркуляцию и вновь замерить давление на стояке. В случае снижения значения давления, необходимо повторить прокачивание для полной убеждённости в правильности замера.

Пример:

При забое скважины Н = 3700 м произошло проявление, скважину закрыли, через 5 минут давление на манометре стояка стабилизировалось, Р_из.т. = 26 кгс/см², плотность раст-вора перед проявлением r_н = 1,47 г/см³.Определить плотность (удельный вес) раствора для глушения скважины r_к.

r_к = 1,05 х r_экв. = 1,05 ´ (r_н + 10 ´ Р_из.т./Н) =

1,05 ´(1,47 + 10 ´ 26/3700) = 1,617 г/см³

Округляется в большую сторону, т.е. в нашем случае принимаем значение r_к = 1,62 г/см³.

 

Начальное равновесное состояние для правой ветви трубки определяется наличием в затрубном пространстве  вблизи забоя пачки пластового флюида с плотностью меньшей начальной плотности бурового раствора. Соответственно суммарное гидростатическое давление, оказываемое на пласт столбом жидкости в затрубье, будет меньше трубного гидростатического давления. Отсюда следует качественный вывод о закономерности превышения затрубного избыточного давления над избыточным трубным давлением.

Уравнение равновесия для правой ветви U – образной трубки будет иметь вид:

 

     Р_пл = r_н ´ g ´ (Н - z) + r_ф ´ g ´ z + Р_из.к.

Здесь z – высота пачки поступившего флюида плотностью r_ф.

Высоту пачки определяем делением замеренного объёма флюида (V_o) на справочный или рассчитанный объём  одного погонного метра кольцевого сечения (q), т.е:

                                              z = V_o : q

Напомним порядок вычисления площади круга и кольцевого сечения, поскольку это придётся делать довольно часто:

Площадь круга (сечение скважины без инструмента):

, где :  D_d – диаметр долота.

Площадь кольцевого сечения скважины:

, где D_УБТ – диаметр утяжелённых бурильных труб,

                                                               К_К – коэффициент кавернозности скважины.

Объём погонного метра кольцевого пространства в кубических метрах равен площади поперечного сечения, умноженной на один метр.

Заменив в левой части уравнения равновесия Р_пл на его значение, определённое с по-мощью избыточного трубного давления, получим выражение:

 

r_н ´ g ´ H + P_из.т. = r_н ´ g ´ (Н - z) + r_ф ´ g ´ z + Р_из.к.

 

Проведя простые математические преобразования, получим значение плотности пос-тупившего флюида:

 

r_ф = r_н - (Р_из.к. – Р_из.т.) / ( g ´ z ).

 

Если r_ф < 0,36 г/см³, то в скважину поступил газ.

Если r_ф >1,08 г/см³, то поступила пластовая вода.

Любое промежуточное значение говорит о поступлении смеси флюидов газ – нефть – вода в той или иной пропорции.

Следует отметить, что определение плотности флюида может ввести в заблуждение, как из-за погрешности в замере исходных величин (Р_из.т. , Р_из.к. , V_о), так же из-за неподдающегося учёту газового фактора. Получив, например, значение r_ф = 0,9 г/см³ всё равно надо быть готовым к появлению газа при вымыве забойной пачки. По этой причине в ряде зарубежных методик обучения по курсу “Контроль скважины” вопрос определения плотности пластового флюида не рассматривается.