3.3 Расчет давления на дросселирующем устройстве при бурении

Основными признаками притока газа в скважину являются увеличение расхода промывочной жидкости на выходе из скважины и изменение давле- ния на стояке. Прирост расхода промывочной жидкости на выходе прямо пропорционален объему свободного газа, распределенного по стволу скважи- ны при подъеме, а изменение давления на стояке отображает изменение сум- марного давления промывочной жидкости при циркуляции. Совместное ис- пользование фактических данных устьевой информации (изменение расхода промывочной жидкости на выходе скважины и давления на стояке, механиче- ская скорость бурения и др.) позволяет оперативно обнаружить приток газа в скважину на ранней стадии.

Регулирование забойного давления достигается за счет изменения плотности бурового раствора, его реологических характеристик и расхода, а также путем создания избыточного давления на устье скважины. Последний из перечисленных способов является наиболее оперативным, а диапазон из- менения устьевого давления более широк по сравнению с изменением плот- ности и расхода промывочной жидкости в конкретных геолого-технических условиях.

Во многих случаях энергии поступающего в скважину газа не доста- точно для возникновения открытого фонтана (выброса) и приток газа, как проявление, выражается лишь равномерным газонасыщением промывочной жидкости.

Чтобы предотвратить интенсивное развитие газопроявления при буре- нии газоносного пласта необходимо сохранять постоянное забойное давле-

ниє, обеспечивающее гидродинамическое равновесие в системе «скважина- пласт». В то же время по мере углубления в кровле пласта возникает пере- менная депрессия, которая не должна приводить к потере устойчивости сте- нок скважины и обусловлена количеством поступившего газа, т.е. газосодер- жанием промывочной жидкости, а также давлением на устье. В этом случае должно выполняться условие [26]:

APmax^[AP] = f([a0],Pymax), (64)

где АРщах - максимально допустимая депрессия на стенки скважины, обеспе- чивающая устойчивость ствола скважины, для глинистых пород в преде- лах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между гор- ным и поровым давлением пород), [27, п.2.7.3.5], Па.

[АР] - допустимая депрессия на пласт, Па;

[а0] - допустимое газосодержание промывочной жидкости, определяемое конкретными геолого-технологическими условиями; Рутах — максимальное давление на устье скважины, определяемое техно- логической целесообразностью (согласно условию вскрытия пластов с АВПД:

Рутах ^P™-PocwgHK, (65)

где Рпл - проектная величина пластового давления, Па; g - ускорение свободного падения, м/с2; Нк - глубина залегания кровли газоносного пласта, м; рос,, - плотность жидкости, на основе которой приготовлена промывоч- ная жидкость, кг/м3) и обеспечивается техническими возможностями (характеристикой устьевого оборудования при бурении) вращающегося превентора, дросселя, Па;

При вскрытии газоносного пласта допустимое количество газа (объем- ный расход) определяется для условий механического бурения, когда газ из пласта поступает в циркулирующую промывочную жидкость.

период покоя может скопиться количество газа, способное произвести вы- брос во время промывки даже при малом его дебите. При выбросе энергия расширения газа, начиная с некоторой глубины скважины, становится доста- точной для самопроизвольного подъема жидкости. Следовательно, газонасы- щение промывочной жидкости характеризует безопасность бурения. Извест- ны способы определения допустимого газонасыщения промывочной жидко- сти при ликвидации проявлений, когда обеспечивается безопасное удаление газа из скважины с позиций предупреждения поглощений, нарушения герме- тичности обсадной колонны и разрушения устьевого оборудования [23,44]. В процессе бурения газоносного пласта допустимое газонасыщение промывоч- ной жидкости определяется, исходя из условий сохранения устойчивости стенок скважины и предупреждения "выброса" промывочной жидкости [26].

Как было отмечено ранее, предпочтительным способом регулирования забойного давления является метод изменения давления на устье скважины дросселем. Поддержание постоянного забойного давления, является обяза- тельным условием бурения газоносного пласта без осложнений. Контроль притока газа в скважину осуществляется по изменению давления на стояке и расхода промывочной жидкости на выходе скважины.

Для обеспечения равновесия забойного и пластового давлений прило- жение давления на устье позволяет существенно снижать плотность промы- вочной жидкости. Наименьшее значение плотности этой жидкости ограничи- вается лишь технологической целесообразностью, а давление на устье [Ру] следующим неравенством [26]:

[Ру]* Рутах ^Рщ, -Poc„gHK, (66)

где [Ру] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении и обеспечивается техническими возможностями, Па. Минимальное значение плотности может быть найдено из условия приложения максимального устьевого давления, величина которого должна быть меньше технологически достаточного давления устьевого оборудования при бурении [Ру] на величину снижения давления АРа, связанного с поступ-

лением газа в промывочную жидкость с выбуренной породой.

(67)

(68)

где ао - газосодержание промывочной жидкости за счет газа, поступившего с выбуренной породой, приведенное к нормальным условиям; S3a6 - площадь забоя, м2; і)м - механическая скорость проходки, м/с; m - коэффициент пористости породы, доли единицы; z - коэффициент сжимаемости газа; Р0 - атмосферное давление, Па; Q - производительность насосов, м3/с.

Для выполнения условия равновесия забойного и пластового давлений (равновесия давлений) при вскрытии пласта бурением с промывочной жид- костью минимальной плотности требуется обязательно создавать устьевое давление. В статическом состоянии скважины это давление равно величине максимального устьевого давления Рутах. При бурении необходимо компен- сировать снижение забойного давления АРа и обеспечить гидродинамическое равновесие, поэтому создаваемое устьевое давление должно быть меньше технологически достаточного давления устьевого оборудования [Ру] на вели- чину гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве Ркп:

Ру1 = [Ру] - АРа - Р,

(69)

где Ру| - давление на устье в начальный момент вскрытия, Па;

Ркп - гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, Па. В связи с тем, что устьевое давление рассчитывается по проектным данным и возможно несоблюдение условия равновесия давлений в реальной скважине, следует убедиться в безопасности бурения при созданном усть- евом давлении в течение контрольного времени. За контрольное время при- нято время вымывания пачки промывочной жидкости с глубины кровли пла-

6S

ста на поверхность, что позволяет получить однозначный ответ о притоке га- за в скважину.

Основным признаком поступления газа в скважину является снижение давления в трубах и дополнительным — увеличение расхода промывочной жидкости, выходящей из скважины. Выбор основного признака объясняется технической характеристикой применяемого дросселя. Его конструкция обеспечивает величину давления, на которую он настроен, независимо от пе- ременного расхода промывочной жидкости, выходящей из скважины.

Отсутствие флюидопроявлений, наряду с другими признаками, свиде- тельствует о равновесии системы «скважина-пласт». С целью уменьшения противодавления на пласт необходимо снижать устьевое давление по мере углубления скважины, обеспечивая равновесие давлений на забое. Величина снижения устьевого давления равна приросту гидростатического давления промывочной жидкости на пробуренный интервал и определяет устьевое давление для бурения последующего интервала. Изменение гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве по мере углубления принимается малым и не учитывается, т.к. не меняется гидравлическая программа про- мывки скважины. Контрольное время бурения с заданным устьевым давле- нием принимается постоянным независимо от глубины забоя в связи с тем, что активное поступление газа начинается с кровли продуктивного пласта. Также следует учитывать изменение фонового газосодержания промывочной жидкости при неизменной механической скорости бурения.

Поинтервальное снижение устьевого давления по мере углубления скважины выполняется, согласно зависимости:

i-l

P„=Py,+(AP.-AIV-pg5>

(70)

при этом

(71)

(72)

где РУі - давление на устье для вскрываемого і-го интервала, где і= 2,п, Па; РУ1 - давление на устье при вскрытии первого интервала (в начальный момент вскрытия пласта), Па;

aoj - фоновое газонасыщение промывочной жидкости при вскрытии пре- дыдущего интервала доли единицы; hj - вскрытый интервал бурения, где j=l,п-1, м, Таким образом, при выполнении условия постоянства давления в тру- бах при бурении, соблюдается определенная схема снижения устьевого дав- ления по мере углубления скважины.

менно и оперативно реагировать на изменение забойного давления и соответ- ственно его регулировать, что достигается в большей степени путем измене- ния устьевого давления по сравнению с другими способами регулирования.

При обнаружении признаков газопроявления завершается процесс по- интервального снижения устьевого давления, и проводятся технологические операции, предусмотренные при ликвидации флюидопроявлений, позволяю- щие расчетным путем определить фактическое пластовое давление, безопас- ную депрессию в кровле пласта и откорректировать при необходимости плотность промывочной жидкости.

Для повышения безопасности дальнейшего бурения целесообразно поддерживать в кровле пласта постоянную депрессию [АР]. Безопасная де- прессия по величине соответствует депрессии в кровле пласта, создаваемой при бурении интервала, предшествующего интервалу обнаружения газопро- явления. На основании этого условия и, учитывая фактическое пластовое давление, откорректированную плотность промывочной жидкости для даль- нейшего вскрытия пласта, можно записать следующие равенства для опреде- ления величины безопасной депрессии в кровле пласта:

ДР = Рплф-р?Нк-Руі АР = Р,ыф-Рк8Нк-Ру,

(73) (74)

где РУІ - устьевое давление создаваемое при бурении интервала i= п-1, предшествующего интервалу, при бурении которого начался приток газа в скважину, Па;

Ру - устьевое давление, обеспечивающее безопасную депрессию при бу- рении на промывочной жидкости откорректированной плотности рк, Па. Решая уравнения (74) и (76) относительно Ру , определяется величина

устьевого давления, которое необходимо создать для бурения оставшейся

части пласта до подошвы:

(75)

где Ру - давление на устье для вскрытия оставшейся части пласта, a i= п-1, Па.

Соответствующее давление в трубах и его постоянство при бурении свидетельствует о постоянной безопасной депрессии в кровле пласта. При возможном его снижении необходимо путем изменения устьевого давления поддерживать заданную величину давления в трубах постоянной. Соблюде- ние этого условия по мере углубления скважины нарушает равновесие дав- лений на забое, т.е. вскрытие ведется на репрессии. Следует отметить, что в данном случае величина репрессии АРР будет значительно меньше репрес- сии, возникающей при традиционном вскрытии на той же глубине забоя.

Важным моментом является установление взаимосвязи между техниче- ским обеспечением заданной величины устьевого давления, т.е. давлением в пневматической системе дросселя, и технологически необходимым устьевым давлением. В общем случае функциональная зависимость давления в пневма- тической системе дросселя от требуемого устьевого давления имеет вид:

Рд=А+В'Ру

(76)

где Рд - давление в пневматической системе дросселя, Па;

А, В - эмпирические коэффициенты;

Ру - технологически необходимое устьевое давление, Па. С этой целью до начала вскрытия газоносного пласта проводятся спе- циальные испытания дросселя. В результате данных испытаний устанавли- ваются численные значения эмпирических коэффициентов А и В.

Создание и управление устьевым давлением посредством дросселя с использованием полученного выражения (78) позволит существенно повы- сить оперативность регулирования забойным давлением и учесть реальные условия промывки скважины.

Помимо вышеприведенных зависимостей, полученные в диссертации решения позволяют поддерживать заданное забойное давление, используя следующую зависимость, решаемую методом подбора

'a=0»

(77)

где Ру - технологически необходимое давление на устье скважины, регу- лируемое дросселем, численно равное перепаду давления на нем, МПа; Рт - пластовое давление, МПа;

Кб - коэффициент, учитывающий безопасное превышение забойного давления над пластовым, определяемый «Правилами безопасности в нефтя- ной и газовой промышленности»;

Р* - приведенное общее статическое и гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, определяемое по полученным графикам зависимо- сти Р*(а);

(Рст + Ргд)а=(і - сумма статического и динамического давления в коль- цевом пространстве, при его заполнении буровым раствором с нулевым газо- содержанием, МПа.

3.4 Выводы 3.4.1

Разработана оригинальная конструкция дросселя для эксплуата- ции в среде абразивного бурового раствора, содержащего шлам больших раз- меров. 3.4.2

Определены гидравлические характеристики дросселя, позво- ляющие производить планирование операций с его использованием. Установ- лена функциональная зависимость давления в пневматической системе дрос- селя и технологически требуемого устьевого давления 3.4.3

Разработан метод регулирования забойного давления в системе «скважина-пласт» при углублении скважины путем изменения устьевого дав- ления. 3.4.4