ИННОВАЦИИ БИЗНЕСУ

Результат выполнения технологической разработки

В начальный момент вскрытия рассчитывают минимальную плотность промывочной жидкости по формуле:

= ,

где - минимальная плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия, кг/м ³;

g- ускорение свободного падения, м/с ²;

Н _к - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;

Р _пл - проектная величина пластового давления, Па;

[Р _у] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении согласно условию [Р _у] Р _пл - Р_min, Па, где Р_min- давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине Н _к, обеспечивающей технологический эффект, Па;

s_заб- площадь забоя, м ²;

v _m- механическая скорость проходки, м/с;

m- коэффициент пористости породы;

z- коэффициент сжимаемости газа;

Р ₀ - атмосферное давление, Па;

q- производительность насосов, м ³/с. После механической герметизации устья доводят начальное устьевое давление до величины, определяемой по формуле

Р _у1= [Р _у] - Р _к.п,

где Р _у1 - давление на устье в начальный момент вскрытия, Па;

Р _к.п - гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, Па. Осуществляют бурение первого интервала продуктивного пласта при постоянном отслеживании величины давления в трубах в течение контрольного времени, определяемого по формуле:

t₁= (h_к•s_к.п)/q,

гдеt₁- контрольное время бурения первого интервала, сек;

s_к.п- площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м ². Депрессию на пласт создают в случае постоянства величины давления в трубах в процессе бурения последующих интервалов за контрольное время для первого интервала, путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости:

Р _уi= Р _у1 - g,

где Р _уi- давление на устье для вскрываемогоi-го интервала, гдеi= 2,…,n, Па;

h _j- вскрытый интервал бурения, гдеj= 1,…,n, м.

В случае снижения давления в трубах, останавливают циркуляцию промывочной жидкости, рассчитывают фактическое пластовое давление по величине давления в трубах, корректируют минимальную плотность промывочной жидкости по формуле

+ ,

где - минимальная плотность промывочной жидкости для вскрытия оставшейся части продуктивного пласта, кг/м ³;

Р _пл.ф - фактическое пластовое давление, Па, вымывают пластовой флюид и доводят депрессию в кровле пласта до безопасной величины путем создания устьевого давления, величину которого определяют по формуле

Р _у = Р _уi- (Р _пл.ф^-Р_пл),

где Р _у - давление на устье для вскрытия оставшейся части пласта, аi=n-1, Па.

Измеряют давление в трубах и поддерживают эту величину в процессе последующего бурения до подошвы пласта, управляя устьевым давлением.

По способу останавливают циркуляцию промывочной жидкости, герметизируют устье, измеряют давление в трубах и рассчитывают фактическое пластовое давление по известной формуле. Данный способ позволяет повысить безопасность бурения за счет оперативного реагирования на изменение забойных условий и регулирования забойного давления, повысить качество вскрытия за счет создания безопасной депрессии в кровле продуктивного пласта и снижение возможной репрессии на подошву пласта. Это достигается в результате уменьшения плотности промывочной жидкости, величина которой тем меньше, чем больше величина приложенного давления на устье. Представленные на рис. 1 графики распределения давлений в системе «скважина-пласт» иллюстрируют данное условие.

На оси абсцисс (давлений) (см. рисунок 1) отмечены значения давлений на устье Р _у и пластовое Р _пл. На оси ординат (глубины) отмечены значения глубин залегания кровли Н _к и подошвы Н _п продуктивного пласта.

Прямая 1 характеризует распределение по глубине гидростатического давления промывочной жидкости плотностью ', которая выбрана по величине пластового давления в кровле продуктивного пласта

Р _пл = 'gh_к. (1)

Прямая 2 характеризует распределение по глубине гидростатического давления промывочной жидкости плотностью '', которая выбрана по величине пластового давления с учетом давления на устье Р _у

Р _пл = ''gh_к+ Р _у. (2)

Прямая 3 характеризует распределение по глубине давления в скважине, создаваемое гидростатическим давлением промывочной жидкости плотностью '' и устьевым давлением Р _у. Отметим, что

tg=

tg=

Причемtg>tg' > '',

гдеtg- тангенс угла наклона прямой 1 к оси глубин;

tg- тангенс угла наклона прямой 2 к оси глубин.

Из формулы (4) видно, что для обеспечения равновесия забойного и пластового давлений приложение давления на устье позволяет существенно снижать плотность промывочной жидкости. Наименьшее значение плотности этой жидкости ограничивается лишь технологической целесообразностью, а давление на устье [Р _у] следующим неравенством:

[Р _у] Р _пл - Р_min(5)

Р_min= _mingh_к, (6)

где [Р _у] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении и обеспечивается техническими возможностями, Па:

Р_min- давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине Н _к, Па;

_min- плотность воды или нефти, если предполагается применение промывочной жидкости на нефтяной основе, кг/м ³.

Минимальное значение плотности может быть найдено из условия приложения максимального устьевого давления Р _уmax, величина которого должна быть меньше технологически достаточного давления устьевого оборудования при бурении [Р _у] на величину снижения давления Р _а, связанного с поступлением газа в промывочную жидкость с выбуренной породой. Это снижение определяется по известной формуле:

Р _а = а ₀Р ₀1n

а ₀ = (8)

где а ₀ - газосодержание промывочной жидкости за счет газа, поступившего с выбуренной породой, приведенное к нормальным условиям.

С учетом выражений (7) и (8) величина максимального устьевого давления определяется по формуле:

Р _уmax= [Р _у] - (9).

Подставив Р _уmaxв качестве значения Р _у в формулу (2), на основании вышеизложенного имеем выражение для определения минимальной плотности промывочной жидкости ''= ₀.

Для выполнения условия равновесия забойного и пластового давлений (равновесия давлений) при вскрытии пласта бурением с промывочной жидкостью минимальной плотности требуется обязательно создавать устьевое давление. В статическом состоянии скважины это давление равно величине максимального устьевого давления Р _уmax. При бурении необходимо компенсировать снижение забойного давления и обеспечить гидродинамическое равновесие, поэтому создаваемое устьевое давление должно быть меньше технологически достаточного давления устьевого оборудования [Р _у] на величину гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве Р _к.п.

При выполнении условия постоянства давления в трубах при бурении, соблюдается определенная схема снижения устьевого давления по мере углубления скважины, отображенная на рисунке 2 (см. рис.2).

На оси абсцисс (давлений) отмечены значения давлений на устье скважины [Р _у], Р _у1, Р _уi, Р _уn-1, Р _у и пластовые Р _пл, Р _пл.ф.. На оси ординат (глубины) отмечены значения глубин залегания кровли Н _к, подошвы Н _п продуктивного пласта и интервалы бурения. Приняты следующие обозначения относительно интервалов бурения: интервалу, который предстоит вскрыть бурением, присваивается индекс «i», а пробуренному интервалу - индекс «j». Следовательно, один и тот же интервал в начале бурения рассматривается какi-й, а по завершении бурения - какj-й. Относительно устьевых давлений: устьевым давлениям всегда присваивается индекс «i», т.к. они рассматриваются в начале бурения интервала (i-го).

Прямая 1 характеризует распределение давления в скважине, заполненной промывочной жидкостью ₀, с учетом гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве Р _к.п. Прямая 2 характеризует начальное устьевое давление Р _у1, создаваемое для бурения первого интервала.

Прямые 3 характеризуют устьевые давления Р _уiдля вскрытияi-х интервалов, создаваемые путем снижения начального давления Р _у1 при постоянстве давления в трубах в процессе бурения предыдущегоj-го интервала в течение контрольного времени.

Прямая 4 характеризует распределение давления в скважине, заполненной промывочной жидкостью откорректированной плотности , с учетом гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве.

Прямые 5 характеризует устьевое давление Р _у, создаваемое для бурения оставшейся части пласта до подошвы и обеспечивающее безопасную депрессию в кровле продуктивного пласта. Жирным шрифтом обозначена линия распределения забойного давления по интервалам вскрываемого продуктивного пласта.

Поинтервальное снижение устьевого давления поддерживает гидродинамическое равновесие давлений на забое, при котором значительно уменьшается воздействие промывочной жидкости на пласт и сохраняются его коллекторские свойства, что способствует повышению качества вскрытия продуктивного пласта.

В то же время при снижении устьевого давления в кровле пласта возникает переменная депрессия, величина которой возрастает по мере углубления скважины, и является причиной притока газа в скважину. Следует отметить, что безопасная депрессия определяется условием поступления газа, а не условием устойчивости стенок скважины. Во-первых, с точки зрения безопасности бурения, более значимой является депрессия, при которой начинает поступать газ в скважину. Во-вторых, величина депрессии, вызывающей приток, меньше величины депрессии, при которой нарушается устойчивость стенок скважины. В результате притока газа в скважину возникает опасность осложнения бурения в виде неконтролируемого газопроявления. Поэтому необходимо своевременно и оперативно реагировать на изменение забойного давления и соответственно его регулировать, что достигается в большей степени путем изменения устьевого давления по сравнению с другими способами регулирования.

Кроме того, поинтервальное снижение давления создает запас для регулирования устьевым давлением, т.е. чем больше снижение давления, тем больше безопасность при ликвидации газопроявления.

Воздействие промывочной жидкости на призабойную зону пласта незначительно, что позволяет максимально сохранить естественную проницаемость пласта и повышает качество вскрытия. Использование устьевого давления для регулирования забойного обеспечивает оперативность и простоту в реализации, т.к. не требуется существенных дополнительных затрат на приготовление утяжеленного раствора и изменение гидравлической программы промывки скважины. Также позволяет определить фактическое пластовое давление и состав пластового флюида непосредственно в процессе бурения, что обеспечивает достоверность величины давления, действующего на пласт, и способствует снижению вероятности возникновения аварийных ситуаций.

Технология включает традиционное буровое оборудование и инструмент, в дополнение к которому требуется серийно выпускаемое устьевое оборудование: вращающийся превентор, дроссель с изменяющимся проходным сечением, дегазатор. Способ целесообразно применять при вскрытии газовых пластов, находящихся в неустойчивом гидродинамическом равновесии со скважиной, т.е. когда процесс поглощения и газовыделения происходит одновременно.

Гарантируемые показатели:

Отношение минимальной плотности промывочной жидкости к плотности ее жидкой фазы, ед. …..1,05. Отношение наибольшей депрессии на пласт к максимально допустимому давлению устьевого оборудования, ед. …………….. до 1. Превышение газосодержания промывочной жидкости фонового значения, % ............... не более 20.

Даная технология соответствует высшему мировому уровню техники в данной области.

Рис. 1. График распределения давлений в системе «Скважина-пласт»

Рис. 2. График распределения давлений в системе скважина-пласт

(схема снижения устьевого давления по мере углубления скважины при постоянном давлении в трубах при бурении)