Исчезновение потерь давления при остановке циркуляции — КиберПедия


Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...

Исчезновение потерь давления при остановке циркуляции



Остановка циркуляции ведет к уменьшению давления в любой точке кольцевого пространства, равному значению потерь давления выше этой точки. В некоторых случаях (вблизи или при вскрытии пласта с аномальным давлением в процессе бурения) первичное управление может поддерживаться в динамике и теряться в статике (см. рис. 3.2).

Высокая механическая скорость проходки может вызвать значительное увеличение плотности флюида в кольцевом пространстве и скрыть потерю первичного управления. Проявление пластового флюида может возникнуть, если насыщенный шламом раствор в кольцевом пространстве будет заменен чистым раствором.

 

3.1.3 Поршневание

Поршневание происходит за счет перемещения бурильной колонны в скважине. Это явление влечет за собой уменьшение забойного давления при подъеме бурильной колонны и увеличение давления при ее спуске.

Поршневание может быть более или менее значительным, но происходит оно как только имеется перемещение бурильной колонны в скважине. Можно различать “минимальный эффект” и “максимальный эффект”.

· Минимальный эффект: На этапе подъема бурильной колонны в кольцевом пространстве происходит переток флюида от поверхности к забою.

В ходе перемещения бурильной колонны в кольцевом пространстве возникают потери давления. Они составляют порядка нескольких бар на 1000 м бурильных труб диаметром 5 дюймов в скважине диаметром 81/2 дюйма при использовании бурового раствора со средними реологическими показателями.

При подъеме бурильной колонны забойное давление уменьшается на величину перепадов давления. При спуске эти перепады давления добавляются к забойному давлению. При подъеме мы имеем :

рзаб = ргдст кп - Dркп (поршневания)

ргдст кп - гидростатическое давление в кольцевом пространстве

кп (поршневания) - перепады давления в кольцевом пространстве вследствие перетока флюида, вызываемого движением бурильной колонны

Ускорение и замедление бурильной колонны также могут вызывать заметные изменения забойного давления в связи с изменением расхода.

Плотность бурового раствора, необходимая для удержания пластового флюида в пласте, должна учитывать этот “минимальный эффект”. При равновесной плотности (плотность бурового раствора приводит к условию рзаб = рпор) следует добавить “запас безопасности”, чтобы получаемое при этом избыточное давление было выше перепадов давления, уменьшающих давление в скважине в ходе подъема бурильной колонны.



 

Рис. 3.2. Изменение дифференциального давления в зависимости от потерь давления

в точке А: положительное дифференциальное давление в статике и при циркуляции
в точке В: положительное дифференциальное давление при циркуляции и отрицательное в статике
в точке С: отрицательное дифференциальное давление в статике и при циркуляции

 

· Максимальный эффект: Бурильная колонна действует, как поршень. В процессе подъема жидкость в кольцевом пространстве не может свободно перетекать вниз и, следовательно, не способна заполнить “пустое” пространство под долотом. Возникает “депрессия” под долотом, которая может, в случае наличия под долотом проницаемой пористой породы, позволить пластовому флюиду породы проникнуть в скважину и более или менее заполнить эту “пустоту”. Другая часть пустоты может заполняться жидкостью из бурильных труб, вызывая уменьшение высоты столба бурового раствора внутри бурильной колонны.

В случае газоносного пласта будет иметь место миграция и расширение пластового флюида в кольцевом пространстве в ходе подъема бурильной колонны. Нагнетание на забой скважины небольшого объема может вызвать вытеснение значительного объема бурового раствора из скважины, когда газ приближается к поверхности, что ведет к сильному снижению забойного давления. Тенденция вытеснения бурового раствора увеличивается при приближении долота к поверхности. Это явление тем заметнее, чем глубже скважина и чем больше объем поступающего пластового флюида.

На поршневание влияют следующие факторы :

· скорость СПО,

· зазор между скважиной и КНБК. Этот зазор может уменьшиться за счет сужения скважины (текучие или неустойчивые породы), образования сальников на долоте и/или стабилизаторах в результате плохой очистки раствора и/или литологической природы проходимых пород (липкие глины),

· реологические свойства бурового раствора (вязкость, статическое напряжение сдвига и т.д.), которые влияют на величину перепадов давления и на диаметр скважины в зависимости от толщины глинистой корки и состояния стенок.

Поршневание обнаруживают с помощью контроля за объемами бурового раствора на входе и выходе из скважины при СПО и путем оценки веса на крюке. В случае поршневания при подъеме объем долива будет меньше теоретического. В случае поршневания при спуске объем на выходе из скважины будет меньше теоретического, если пласт поглощает.



 

3.2 Признаки потери первичного управления скважиной

Признаки проявления пластового флюида можно классифицировать на две категории. Граница между ними может быть относительно нечеткой. Мы будем различать :

· признаки опасности проявления флюида. (примечание переводчика: в российской литературе называются косвенными признаками. Ниже сохраняется подход авторов, который имеет специфические особенности). Они показывают, что проявление флюида, “может быть”, сейчас произойдет. Некоторые из этих признаков проявляются во время притока флюида.

· истинные (или позитивные) признаки проявления флюида. (В российской литературе называются прямыми признаками). Они с полной очевидностью указывают на появление пластового флюида в скважине.

 

3.2.1 Признаки опасности проявления пластового флюида

Первичное управление скважиной поддерживается, когда дифференциальное давление на проницаемые пористые породы положительно.

Ранее для иллюстрации причины притока пластового флюида уже отмечался случай, когда плотность бурового раствора в ходе бурения становится недостаточной для обеспечения первичного управления скважиной вследствие увеличения порового давления. Если имеется переходная зона, дифференциальное давление постепенно будет снижаться по мере приближения долота к зоне высокого давления (см. рис. 3.1).

Индикаторы изменения порового давления (или изменения дифференциального давления) (см. параграф 2.3) будут “индикаторами опасности проявления пластового флюида”.

Признаки опасности проявления пластового флюида таковы :

· увеличение механической скорости проходки,

· аномально низкие значения “d”- экспоненты в глинистых породах (значения, не совпадающие с прямой уплотнения глин),

· увеличение газопоказаний (газ с забоя, газовые пачки при наращивании труб, при СПО) и отношений С21 и С32.

· увеличение трения в скважине (момент вращения при бурении, силы сопротивления в процессе подъема, посадки долота при спуске),

· уменьшение плотности глин,

· аномалии в минералогии глин (аномально высокий процент смектитов),

· аномалии в форме и объеме шлама (шлам с указанием на тектоническое нарушение в результате обрушения, аномально большой объем),

· аномальные изменения температуры и электрического сопротивления бурового раствора,

· аномальные изменения значения гамма-излучения, сопротивления (или индукции), скорости распространения звука, плотности, количества нейтронов в глинах (величины, не совпадающие с прямой уплотнения глин), если такая информация получается во время бурения,

· поглощения (см. параграф 3.1.2.2.б). В отличие от предыдущих признаков, поглощения не вызываются уменьшением дифференциального давления. Однако, наличие поглощений в пласте вызовет уменьшение дифференциального давления в зоне вскрываемых пластов, которого может оказаться достаточно, чтобы спровоцировать проявление флюида.

Мы назвали эти признаки “индикаторами опасности проявления флюида”, так как на эти различные индикаторы влияют, кроме дифференциального давления, многие параметры (см. параграф 2.2). Появление вышеуказанных признаков не обязательно будет связано с проявлением пластового флюида (изменение, которое может быть объяснено уменьшением дифференциального давления, может иметь и совершенно иные причины: например, это касается увеличения механической скорости проходки вследствие изменения литологии). Тем не менее, редко случается, что опасность проявления флюида не возникает, если многие признаки обнаруживают одинаковые тенденции; отсюда интерес к слежению за по возможности большим количеством индикаторов.

Следует помнить, что проявление пластового флюида может возникнуть и без предварительного появления этих признаков.

В некоторых случаях эти признаки появляются только в момент поступления пластового флюида в скважину. Они проявляются одновременно с истинными признаками поступления флюида.

Поскольку же эти признаки в получаемых показателях бывают двусмысленными, мы рекомендуем рассматривать их просто как истинные признаки проявления флюида.

 

3.2.2 Истинные признаки проявления пластового флюида.

Они ясно показывают на попадание пластового флюида в скважину.

В процессе притока флюида эти признаки проявляются более или менее заметно в зависимости от проницаемости залежи, природы пластового флюида и бурового раствора и в зависимости от величины дифференциального давления в зоне продуктивного пласта.

При циркуляции истинные признаки проявления пластового флюида таковы:

· увеличение расхода на выходе из скважины,

· повышение уровня бурового раствора в приемных емкостях,

· изменение давления на нагнетательной линии буровых насосов. Для скважины обычного диаметра можно ожидать уменьшения давления вследствие эффекта сифона. Однако, в случае скважины уменьшенного диаметра происходит увеличение давления вследствие увеличения потерь давления в кольцевом пространстве, вызванное поступлением флюида в скважину.

В процессе СПО это:

· аномалии долива скважины в процессе подъема. Объем доливаемой в скважину жидкости меньше объема поднятой из скважины колонны труб.

· аномалии объема вытесняемого бурового раствора при спуске. Объем флюида на выходе из скважины больше объема спущенной в скважину колонны труб.

Примечание: Колонной труб следует считать все спускаемое в скважину оборудование (бурильные трубы, обсадные трубы, НКТ и пр.). В зависимости от условий, объем колонны труб будет равным объему стали или внешнему объему колонны труб (спуск колонны, оснащенной клапаном, подъем заполненной колонны без возвращения бурового раствора в скважину).

В отсутствие циркуляции и движения колонны труб в скважине это:

· течение бурового раствора по желобу.

Примечание: Поступление пластового флюида в скважину проявляется на поверхности в зависимости от природы бурового раствора и пластового флюида. В случае газопроявления поступление пластового флюида может быть обнаружено с большим трудом при использовании бурового раствора на нефтяной основе, так как пластовый флюид растворяется в буровом растворе. Однако растворение - это явление замедленное. Опыты показывают, что для заданного дебита в забойных условиях дебит, измеренный на поверхности при использовании бурового раствора на нефтяной основе, примерно в два раза меньше, чем с раствором на водной основе (при растворе на водной основе дебит на поверхности примерно на 20% превышает реальный расход пластового флюида, а при использовании бурового раствора на нефтяной основе он ниже примерно на 30% дебита пластового флюида). При использовании бурового раствора на нефтяной основе можно предположить, что около 70% дебита пластового флюида, проявляется на поверхности.

 

3.3 Меры предосторожности для сохранения первичного управления скважиной и обнаружения поглощений

В большинстве случаев первичное управление скважиной будет сохраняться, если соблюдаются элементарные правила бурения. Соблюдение ряда этих правил предполагает наличие, использование и хорошую работу некоторых типов оборудования на буровой.

При всей важности принятия всех необходимых мер, чтобы не допустить потери первичного управления скважиной, столь же важно иметь в своем распоряжении оборудование, позволяющее как можно быстрее обнаружить признаки потери первичного управления скважиной.

Проявление пластового флюида в процессе бурения и отбора керна вызывается или увеличением порового давления или проблемами поглощений. В первом случае это происходит на забое скважины.

Проявления пластового флюида при СПО или при специальных процедурах вызываются или уменьшением давления бурового раствора, или поршневанием, или же поглощениями. Они не обязательно происходят на забое скважины.

 

3.3.1 При спуско-подъёмных операциях для смены долота

Примерно половина проявлений пластовых флюидов происходит при СПО. Все они вызываются одной или несколькими ошибками персонала. Их легко избежать, если персонал четко осознает наличие опасности и если он принимает необходимые меры предосторожности.

Необходимые меры предосторожности можно разделить на :

· предупредительные меры до СПО,

· предупредительные меры во время СПО.

 

До СПО

· Наличие такой плотности бурового раствора, чтобы учитывался эффект “минимального поршневания”.

· Циркуляция в течение не менее одного цикла до получения чистого кольцевого пространства (отсутствие шлама на вибросите) и выравнивание бурового раствора для минимизации риска поршневания (уменьшение вязкости, напряжений сдвига и т.д.).

Содержание газа с забоя должно быть уменьшено (максимум 5%).

· Убедиться в том, что до и на протяжении СПО оборудование для измерения уровня раствора в приемной емкости функционирует нормально и что системы сигнализации правильно настроены.

· Убедиться, что скважина заполнена раствором и проверить путем прямого наблюдения, что его уровень остается стабильным при статических условиях.

Длительность наблюдения за скважиной должна быть достаточной, чтобы можно было точно определить, является ли состояние скважины установившимся. Обычно для этого нужно около десяти минут.

 

Во время СПО

· Скважина поддерживается заполненной в течение всех СПО. При этом используется доливная емкость.

· Для каждой трубы убеждаются, что объем бурового раствора на входе и на выходе скважины равен объему колонны труб, входящей и выходящей из скважины. При спуске объем колонны труб отличается, если она оснащена или не оснащена обратным клапаном.

В случае подъема заполненной колонны труб (с сифоном) важно собрать весь буровой раствор при помощи юбки против разбрызгивания и вернуть этот раствор в доливную емкость чтобы сравнить объемы.

Контроль объемов должен осуществляться как при спуске, так и при подъеме. Он может осуществляться вручную, в журнале регистрации объемов, или с помощью графического самописца.

· Если возникнет необходимость в перекачке бурового раствора для заполнения или опорожнения доливной емкости, СПО прекращают. При любой перекачке, касающейся доливной емкости, должен быть подан сигнал и она должна регистрироваться.

· Скорость подъема колонны труб должна соответствовать условиям скважины (зазор между стенкой скважины и компоновкой нижней части бурильной колонны, реология раствора) с целью уменьшения риска свабирования.

То же касается скорости спуска по причине риска поглощений, гидроразрыва и загрязнения продуктивного пласта.

· При подъеме наблюдение за скважиной в статическом состоянии должно проводиться до башмака последней обсадной колонны и до выхода КНБК.

· Для ограничения свабирования в осложненных зонах открытого ствола рекомендуется осуществлять циркуляцию во время подъема при прохождении КНБК в этих зонах. Этой операции способствует использование цементировочной головки с блоком манифольда.

· Если предполагается поступление пластового флюида в скважину во время подъема, следует остановить СПО и провести наблюдение за скважиной. Даже если эта проверка окажется отрицательной (пластовый флюид может, тем не менее, попасть в скважину), колонна труб будет опущена до забоя, обеспечена циркуляция объема кольцевого пространства и при необходимости будут выровнены свойства бурового раствора.

· Время нахождения колонны труб вне скважины должно быть сведено к минимуму. Уровни раствора необходимо проверять с той же тщательностью, что и во время СПО.

· При спуске, если буровой раствор включает в себя значительную часть гелеобразных компонентов, необходимо предусмотреть осуществление циркуляции с равномерными интервалами или вращать колонну труб, чтобы ограничить избыточные давления.

· Когда колонна труб оснащена клапаном, не забывать о заполнении ее в процессе спуска.

 

3.3.2 При бурении

· Следить за изменением всех индикаторов порового давления, имеющихся на буровой.

Мы отмечали, что надежность этих индикаторов весьма относительна и может меняться в зависимости от места буровых работ. Следовательно, нельзя ограничиваться слежением только за одним из них.

В случае наличия указания на уменьшение дифференциального давления (повышение механической скорости проходки, газ с забоя, уменьшение плотности глин, “d”-экспоненты и т.д.) нужно остановить бурение и провести наблюдение за скважиной. Повышение механической скорости проходки не обязательно является внезапным (провал), изменение ее может быть постепенным (случай переходной зоны).

Если скважина не проявляет, может быть восстановлено бурение или можно осуществить циркуляцию объема кольцевого пространства.

Если результаты наблюдений за скважиной трудно интерпретировать (случай смешения бурового раствора с газом из шлама, вызывающего движение раствора по желобу, но без потери первичного управления скважиной, или случай проходки в породе с очень малой проницаемостью), рекомендуется осуществить циркуляцию объема кольцевого пространства прежде, чем возобновить бурение.

· Контролировать изменение расхода на входе и выходе из скважины и изменение уровня в емкостях при циркуляции. Убедиться, что различные измерительные средства работают нормально и что системы сигнализации хорошо настроены.

Примечание : Используемое оборудование не всегда достаточно надежно. Расходомеры с дифманометрами дают верные показания.

Член вахты, занимающийся перекачкой бурового раствора, должен информировать мастера и геолога. Не рекомендуется перекачивать раствор в опасной зоне. Если такая перекачка необходима, рекомендуется остановить бурение.

· Контролировать давление нагнетания и производительность насосов.

· Управлять траекторией скважины, чтобы не допустить пересечений с добывающими скважинами.

· При разведочном бурении избегать перенасыщения кольцевого пространства шламом, чтобы уменьшить риск поглощения и/или образования сальников в кольцевом пространстве (в случае проявления флюида эти ситуации могут чрезвычайно затруднить управление скважиной).

Примечание : При остановке циркуляции (операция по замене долота, наращивание бурильной трубы и т.д.) газ может проникнуть в кольцевое пространство вследствие свабирования и/или диффузии. В процессе циркуляции объема кольцевого пространства при возобновлении бурения, процент газа в желобе может стать таким, что циркуляция при открытой скважине станет опасной. В этом случае необходимо закрыть скважину и проводить циркуляцию с использованием штуцера с постоянной подачей (подача при бурении или пониженная подача, если содержание газа очень велико или если чрезмерно велики потери давления), поддерживая постоянное давление нагнетания, равное потерям давления, зарегистрированным при прямой циркуляции с той же подачей и использованием негазированного бурового раствора.

 

3.3.3 При специальных операциях

В понятие специальных операций включены те из них, которые не относятся к бурению и СПО для смены долота.

В процессе этих операций некоторые опасности возрастают (значительный риск поршневания и поглощения в ходе спуска обсадной колонны и т.д.). Кроме того, в случае потери первичного управления скважиной, возможности закрытия скважины блоком превенторов снижаются (во многих случаях пользоваться можно будет только универсальным превентором). Хотя необходимые предупредительные меры те же, что и в ходе СПО и/или бурения, буровая бригада и участковые геологи должны быть более бдительными, чем обычно.

 

· Кроме обычных мер предосторожности, и в зависимости от текущих операций в буровой следует предусмотреть:

- переводник для обеспечения соединения с бурильной колонной,

- оборудование для обеспечения циркуляции,

- предохранительные клапаны для перекрытия внутренней полости колонны труб в скважине,

- кабельное соединение для операций каротажа и спуска приборов на тросе.

Примечание : переводники, предохранительные клапаны и т.д. должны быть просты в эксплуатации.

· Перед началом длительных ремонтных работ поднять или спустить бурильную колонну в башмак и провести наблюдение за скважиной.

· Операции спуско-подъема и соединения кабеля проводятся у башмака последней обсадной колонны в процессе спуска бурильной колонны.

 

3.3.4 Особые случаи поглощений

Одновременное наличие поглощений бурового раствора и притока пластового флюида представляет ситуацию, как правило, трудно разрешимую. Нужно сделать все, чтобы не допустить совпадения этих двух явлений. Поглощения требуют особо больших усилий. В зависимости от знания разбуриваемой зоны, могут быть использованы различные методы.

Следует:

· Принять необходимые меры, чтобы исключить поглощения. Избегать некоторых операций вплоть до решения проблемы. В случае недостаточного знания зоны бурения, следует попытаться поддерживать скважину постоянно заполненной (может возникнуть необходимость в заполнении скважины водой через кольцевое пространство).

Примечание: В некоторых случаях уменьшение подачи при циркуляции может привести к уменьшению явления поглощений (снижение дифференциального давления на пласт).

· Регистрировать изменение объема поглощения. При циркуляции помнить, что постепенное уменьшение поглощения может быть вызвано попаданием пластового флюида в скважину. При СПО не забывать их учитывать при управлении доливом скважины.

 

3.4 Подготовка бригад

Поддерживание первичного управления скважиной является главной задачей всего персонала на буровой. Каждый член бригады должен знать ожидаемые опасности и получать информацию, соответствующую его обязанностям.

Член бригады должны убедиться, что оборудование, необходимое для соблюдения указанных в параграфе 3.3 мер предосторожности, имеется на буровой, находится в рабочем состоянии и используется в надлежащем режиме. Любые отклонения от нормы должны отмечаться и как можно быстрее исправляться (в некоторых обстоятельствах необходимо прекратить работы до восстановления рабочего состояния оборудования).

Лишь часть индикаторов, указанных в параграфах 2.3.2 и 2.3.3, контролируется бурильщиком. Если буровая оснащена станцией геолого-технологического контроля, прочие параметры отслеживаются газокаротажником. Наличие надежной связи между членами буровой бригады, участковым геологом и техником по буровым растворам имеет первостепенное значение для удачного завершения буровых работ.

Буровая бригада, геолог и техник по буровым растворам должны быть особенно бдительными в ходе особых операций. Персонал сервисных компаний не всегда осознает опасности, и обычные методы управления скважиной не всегда могут использоваться (часто скважина оказывается в состоянии недостаточной безопасности).

 

3.5 Специфические проблемы плавучих средств






Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой...

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...





© cyberpedia.su 2017-2020 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!

0.018 с.