Определение допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины

При поступлении флюида в ствол скважины и его дальнейшей миграции в закрытой скважине или подъёме к устью при правильно организованном вымыве необходимо обеспечить постоянство давления на проявляющий горизонт и отсутствие угрозы потери герметичности канала по стволу или на устье скважины (гидроразрыв, поглощение, нарушение колонны или устьевой обвязки). Эти требования обуславливают управляемость скважины и безопасность ведения работ с позиции предупреждения аварийной ситуации. Учитывая, что с ростом длины пачки (т.е. объёма поступившего флюида), давление в затрубном пространстве будет возрастать, т.е. увеличиваться разность показаний между затрубным и трубным манометрами, а также возрастёт величина давления в «голове» пачки при её прохождении любого сечения, поэтому необходимо дать величину предельного (критичес-кого) объёма поступившего флюида, при котором возможно управление скважиной без угрозы потери контроля и её перехода в аварийное состояние.

Из решения задачи об определении давления в любом сечении ствола при при движении бурового раствора с пачкой флюида в затрубном пространстве предельный объём флюида в затрубном пространстве для сечения на расстоянии Х по глубине, поступившего в ствол скважины, определяется по формулам:

a) для газа

V^(г)_пр=F*{P_DX*[ P_DX-P_H+g*ρ*(H-x)]}

g* ρ*(P_H*T_X*Z_X/T_H*Z_H) - g* ρ_г*P_DX

б) для нефти или воды с плотностью ρ_ф

V^(ф)_пр=F*(P_DX-P_H+g* ρ*(H-x))/(g*( ρ- ρ_ф))

где F- площадь кольцевого пр-ва, м²; P_DX- допустимое давление в сечении Х, Па;

P_H- забойное давление, Па; ρ- плотность бурового раствора, кг/м³

Н- глубина скважины,м; х- расстояние от устья до газовой пачки,м;

g- ускорение свободного падения, м/с²;

Тн, Тх- температура на забое и на глубине х при циркуляции, ⁰К;

Z_H, Zx- коэф. сжимаемости газа в условиях забоя и на глубине х (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.2.)

ρ_г- плотность газа в забойных условиях, кг/м³ (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.4.);

Расчёт предельного объёма проводится для сечений, в которых наиболее возможны условия потери герметичности ствола скважины и к ним относят:

- устье скважины; -стыки секций обсадных колонн;

- цементное кольцо у башмака колонны;

- подошву интервала необсаженного ствола скважины с min градиентом гидроразрыва.

По результатам расчётов в выбранных сечениях принимается минимальное значение из полученных для допустимого объёма Vпр, которое в дальнейшем используется для опре-деления допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины [V], что в свою очередь позволяет дать оценку зон:

- предупреждения ГНВП; - ликвидации ГНВП; -аварийного ГНВП;

Допустимый объём притока флюида в ствол скважины [V] определяется с учётом обеспечения резерва времени на герметизацию устья скважины и создания необходимого запаса прочности по формуле:

[V]=а*Vпр; где Vпр- предельный объём флюида в затрубъе;

а- коэф. учитывающий неизвестность состояния объекта и вид технологической операции («Инструкция по предупреждению и ликвидации ГНВП при строителстве и ремонте скважин»). Значения коэф. а приведены в табл.3.2

табл.3.2

Поступление пластовых флюидов в ствол скважины определённым образом отражается на гидравлических характеристиках циркулирующего потока, свойствах бурового раствора, выходящего из скважины. Возникающие при этом на поверхности сигналы подразделяют на прямые и косвенные признаки ГНВП, т.к. они обладают различной значимостью и информативностью.

Признаки, которые однозначно указывают на поступление пластового флюида в ствол скважины, называют прямыми признаками.

Признаки, которые предупреждают о возможности возникновения ГНВП, т.к. они могут возникать не только в результате поступления флюида из пласта, но и по другим причинам, называют косвенными.

Поиск по сайту: