Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 [ 78 ] 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Содержание газа в единице объема раствора в восходящем потоке газа, приведенное к нормальным условиям,

«0 = дг/Q. (4.2)

Появление газа в буровом растворе, хотя и снижает его плотность у устья, но, как было показано ранее, обычно не приводит к существенному падению давления на забое. Поэтому нет оснований рассматривать насыщение раствора газом как причину выброса. Скорее наоборот, газирование раствора должно рассматриваться как признак появления условий поступления газа в скважину.

Выход из скважины газированного раствора, сопровождающийся повышением уровня в приемных емкостях, требует повышения плотности бурового раствора и принятия мер по ликвидации начавшегося проявления.

Изменения давления на буровых насосах. Плотность пластовых флюидов, поступающих во время проявления в скважину, ниже плотности бурового раствора. В связи с этим существовавший ранее баланс давлений в кольцевом пространстве и бурильных трубах нарушается. Особенно это характерно для газопроявлений. Но поскольку кольцевое пространство и бурильные трубы представляют систему сообщающихся сосудов, то происходит новое перераспределение давлений за счет снижения давления на буровых насосах.

В этом случае уменьшение давления в нагнетательной линии

АР = дф(Р - Pф),

где 1ф - высота столба флюида в кольцевом пространстве; р, Рф - плотность бурового раствора и пластового флюида соответственно.

Если в скважину поступил газ, то по мере его подъема высота столба увеличивается в результате расширения и давление на насосах постоянно снижается. Снижение давления в случае поступления большой массы газа может быть существенным.

При высоких значениях пластового давления и продуктивности пласта возможно не снижение, а повышение давления в бурильных трубах. Повышение давления в этих случаях возникает непосредственно в момент притока флюида и обусловлено быстрым изменением забойных условий и ростом гидродинамических сопротивлений в затрубном пространстве. Отмечается связь между увеличением давления на стояке в начальные моменты выброса и его интенсивностью.

Если наблюдается только снижение давления на насосах, то это еще не свидетельствует о слабой интенсивности проявлений. Снижение давления может быть вызвано движением газовой пачки, поступившей во время подъема бурильной колонны в результате свабирования.

Объем доливаемого и вытесняемого раствора при спуско-подъемни операциях. Известно, что большинство газонефтеводопроявлений и выбросов связано со спускоподъемными операциями, во время которых снижается давление на забой и становится возможным поступление пластовых флюидов в скважину.

Во время подъема бурильной колонны забойное давление уменьшается в результате снижения уровня бурового раствора в скважине и колебаний гидродинамического давления, вызываемого движением труб.

Поступление флюида из пласта в процессе спускоподъем-ных операций своевременно обнаруживается при постоянном контроле за уровнем раствора в скважине, объемом доливаемого и вытесняемого бурового раствора в сопоставлении с объемом поднятых или спущенных труб.

Проявление, начавшееся в процессе подъема бурильной колонны, распознается по уменьшению объема бурового раствора, доливаемого в скважину, по сравнению с объемом металла бурильных труб, извлекаемых из скважины, и объемом бурового раствора, остающегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Если для очистки труб не используют обтираторы, то следует учитывать и объем пленки на наружной поверхности труб. Не допускается уменьшение объема доливаемой жидкости по сравнению с контрольным более чем на 1 м3.

Фактический объем доливаемого в затрубное пространство бурового раствора может быть определен с помощью мерной емкости, оборудованной устройством для измерения уровня. Объем емкости должен быть в 1,2-1,5 раза больше объема, занимаемого бурильной колонной в скважине, т.е. она должна быть такой, чтобы после подъема пяти свечей показание уровнемера изменилось бы не менее чем на два деления. Целесообразна схема долива, при которой раствор в скважину подается центробежным насосом, а избыток его по сливной трубе возвращается в мерник. По этой же трубе сливается в мерник раствор, вытесняемый из скважины при спуске труб. Подобная схема долива все более широко распространяется на практике.

В процессе спуска бурильной или обсадной колонны при-

знак проявления - увеличение объема бурового раствора в приемной емкости против расчетного объема вытеснения. Если вытесняемый объем превышает расчетный и в скважине не прекращается перелив, то это свидетельствует о поступлении пластового флюида в ствол скважины. Объем вытесняемой жидкости при спуске труб можно контролировать по объему бурового раствора в одной из приемных емкостей (остальные должны быть отключены от желобной системы). Увеличение объема в приемной емкости на 1 м3 по сравнению с контрольным объемом указывает на начало проявления. Объем вытесняемой жидкости сверяется с контрольным после спуска каждых 1 0 свечей.

Изменение показателей свойств бурового раствора. При поступлении пластового флюида в ствол бурящейся скважины происходит изменение показателей свойств бурового раствора: плотности, водоотдачи, вязкости, статического и динамического напряжения сдвига, удельного сопротивления, концентрации хлоридов и др. Указанные здесь признаки имеют значение при слабых проявлениях, когда приток из пласта длительное время остается ниже разрешающей способности установленных средств распознавания выбросов или при их отсутствии. Следует иметь в виду, что причиной отклонения свойств буровых растворов от заданных значений могут быть и другие факторы. Поэтому более достоверно судить о проявлении можно по изменению нескольких показателей одновременно. Это следует также из того, что информативность перечисленных показателей различна.

Информация об изменениях показателей свойств бурового раствора поступает на поверхность с запаздыванием на время, требующееся для продвижения забойных пачек к устью скважины.

4.1.2. ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В СКВАЖИНУ

ПРИ БУРЕНИИ

В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением рзаб пластового рпл. Систематизация причин ГНВП представлена на рис. 4.3.

Конечно, поступление флюидов из пласта в скважину при превышении забойным давлением пластового практически не может привести к созданию предвыбросовой ситуации. Од-