СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ГАЗОНОСНОГО ПЛАСТА БУРЕНИЕМ Российский патент 2003 года по МПК E21B21/08 

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к бурению газовых скважин с регулированием гидростатического давления в стволе скважины, и может быть использовано при вскрытии пластов большой мощности с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).

Анализ существующего уровня техники показал следующее:
известен способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением в условиях АВПД, по которому осуществляют контроль за поступлением газа в скважину (см. патент РФ 2081993 от 22.07.93 г. по кл. Е 21 В 21/08, 47/00, опубл. в ОБ 17, 1997 г.). Контроль включает создание гидравлических импульсов давления на забое или устье скважины и регистрацию сигналов давления на устье скважины в трубах и затрубном пространстве. Равновесное состояние в скважине поддерживают путем увеличения расхода и/или плотности промывочной жидкости до достижения расчетной разности времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычной промывочной жидкости и газожидкостной смеси.

Недостатком указанного способа является некачественное вскрытие пласта и высокая вероятность возникновения аварийных ситуаций. Низкое качество вскрытия пласта обусловлено ухудшением коллекторских свойств призабойной зоны пласта за счет проникновения фильтрата утяжеленной промывочной жидкости в процессе регулирования забойного давления, а аварийные ситуации возникают вследствие недостаточно оперативных действий по контролю за газонасыщением промывочной жидкости (контроль на устье по плотности чреват возможностью нарушения равновесного состояния в стволе скважины до момента выхода газожидкостной смеси) и регулированию забойного давления (увеличение расхода и/или плотности промывочной жидкости);
в качестве прототипа нами взят способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением (см. патент РФ 2148698 от 14.07.98 г. по кл. Е 21 В 21/08, опубл. в ОБ 13, 2000 г.). По способу герметизируют устье скважины и в начальный момент вскрытия рассчитывают минимальную плотность промывочной жидкости по формуле

где ρ_o - минимальная плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с²;
Н_к - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;
Р_пл - проектная величина пластового давления, Па;
[Р_y] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении, согласно условию [P_y]≤Р_пл-P_min, Па,
где P_min - давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине Н_к, обеспечивающей технологический эффект, Па;
S_заб - площадь забоя, м² ;
v_м - механическая скорость проходки, м/с;
m - коэффициент пористости породы;
z - коэффициент сжимаемости газа;
Р_o - атмосферное давление, Па;
Q - производительность насосов, м³/с.

Кроме того, определяют гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины и для бурения первого интервала продуктивного пласта доводят начальное устьевое давление до величины, определяемой по формуле
P_y1=[P_y]-P_кп, (2)
где P_y1 - давление на устье в начальный момент вскрытия, Па;
P_кп - гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, Па.

Бурение как первого, так и последующих интервалов проводят за контрольное время для первого интервала, определяемое по формуле
t₁=(H_к•S_кп)/Q, (3)
где t₁ - контрольное время бурения первого интервала, с;
S_кп - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м²,
при этом постоянно отслеживают величину давления в трубах и в случае отсутствия притока газа (постоянства давления в трубах) создают депрессию на пласт путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости

где P_y1 - давление на устье для вскрываемого i-го интервала, где i=2,... ,n, Па;
h_j - вскрытый интервал бурения, где j=1,...,n, м.

В случае снижения давления в трубах останавливают процесс углубления и промывки скважины. Скважину "закрывают" и по величине давления в трубах определяют фактическое пластовое давление и корректируют минимальную плотность промывочной жидкости. Вымывают пластовый флюид и доводят депрессию в кровле пласта до безопасной величины путем создания устьевого давления, величину которого определяют по формуле
Р_y=Р_yi-(Р_пл.ф-Р_пл), (5)
где Р_y - давление на устье для вскрытия оставшейся части пласта, a i= n-1, Па;
Р_пл.ф - фактическое пластовое давление, Па.

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

Недостатком указанного способа является пониженное качество вскрытия пласта и вероятность возникновения аварийных ситуаций. Некачественное вскрытие пласта обусловлено меньшей степенью вскрытия пласта по мощности на депрессии, которая определяется по данному способу отсутствием притока газа, бурение же на депрессии в случае безопасного (предельно допустимого) притока газа не предусмотрено, а также повышенной репрессией на подошву пласта в результате малой депрессии на кровлю. Возможность аварийных ситуаций, т.е. безопасность вскрытия пласта, связана с ограниченным контролем за притоком газа по одному параметру - снижению давления в трубах, что не всегда оправдывает себя, особенно при бурении глубоких скважин, когда интенсивное расширение газа происходит в верхней части ствола скважины.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, заключается в следующем:
- улучшается качество вскрытия пласта за счет увеличения степени вскрытия пласта по мощности на депрессии, уменьшения репрессии на подошву пласта, что обеспечивает максимальное сохранение коллекторских свойств пласта;
- повышается безопасность вскрытия пласта за счет оперативности обнаружения на ранней стадии притока газа в скважину.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего герметизацию устья скважины и в начальный момент вскрытия расчет минимальной плотности промывочной жидкости по формуле (1), определение гидравлических потерь в кольцевом пространстве скважины и для бурения первого интервала продуктивного пласта доведение начального устьевого давления до величины, определяемой по формуле (2), бурение как первого, так и последующих интервалов, за контрольное время для первого интервала, определяемое по формуле (3), с постоянным отслеживанием величины давления в трубах и в случае отсутствия притока газа создание депрессии на пласт путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости (4), в котором в начальный момент вскрытия дополнительно определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости по выражению
[a₁]=min{a_выб1, a_уст1}, (6)
при этом


где [a₁] - предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости, приведенное к нормальным условиям (н.у.);
а_выб1 - допустимое газонасыщение промывочной жидкости, соответствующее условию начала выброса и приведенное к н.у.;
а_уст1 - допустимое газосодержание промывочной жидкости, обеспечивающее устойчивость стенок скважины и приведенное к н.у.;
[Р_ymax] - максимально допустимое давление на устье скважины, определяемое технической характеристикой устьевого оборудования (вращающегося превентора, дросселя), Па;
P_з - давление в скважине на глубине залегания кровли продуктивного пласта, равное сумме гидростатического и гидродинамического давления в кольцевом пространстве на глубине залегания кровли пласта и давления на устье скважины, Па;
Т_о, Т_з - температура промывочной жидкости на устье и на забое соответственно, К;
z_o - коэффициент сжимаемости газа в нормальных условиях;
ΔР_max - максимально допустимая депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений, т.е. разницы между горным и поровым давлением пород (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Москва. 1998 г., п. 2.7.3.5), Па;
ρ_г - плотность газа при атмосферном давлении соответственно, кг/м³;
α_T - коэффициент растворимости газа при нормальных условиях и средней температуре промывочной жидкости, Па^-1;
причем наряду с отслеживанием давления в трубах дополнительно отслеживают расход промывочной жидкости на выходе из скважины и в процессе бурения первого интервала в случае постоянства или снижения давления в трубах при одновременном увеличении расхода промывочной жидкости на выходе из скважины определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости по формуле

при этом


P_з=P_у1+H_к•grP_с,
grP_c = gρ_o+P_кп/H_к,
ΔP_з = P_з-ΔP_т1;
ΔP² = P2пл

-ΔP2з,
P(h, t_б)=P_у1+h•grP_с-ΔP_т1•(1-h/t_бv_кп),
b=S_заб•v_м•m•z,
α_з = α_т•Q
где а_ф1 - фактическое газонасыщение промывочной жидкости, приведенное к н.у.;
V_н.у.(t_б) - объем газа в скважине, поступивший за счет переменной депрессии и с выбуренной породой за время бурения, приведенный к н. у., м³.

а_пф1 - параметр, характеризующий коллекторские свойства вскрываемого пласта и приток газа к забою скважины при конкретных технологических условиях, м³/с², Па;
t_б - время бурения, с;
v_кп - скорость восходящего потока, м/с;
ΔQ_ф1 - фактический прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины, м³/с;
Δt - интервал времени, в течение которого произошел прирост расхода промывочной жидкости, с;
gr Р_c - градиент суммарного давления промывочной жидкости в кольцевом пространстве, Па/м;
ΔР_T1 - текущее снижение давления в трубах, равное разнице давлений в трубах в начале бурения пласта и текущий момент, Па;
P(h, t_б) - распределение давления в скважине по высоте газожидкостной смеси, образовавшейся за время бурения, Па;
h - текущая высота газожидкостной смеси, м;
α_з - параметр, характеризующий количество растворенного газа, м³/(с•Па);
b - параметр, характеризующий коллекторскис свойства вскрываемого пласта и приток газа с выбуренной породой, м³/с,
сравнивают с предельно допустимым газонасыщением промывочной жидкости и при условии а_ф1 = [a₁] продолжают бурение первого интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости
P_y(t) = [P_ymax]-ρ_og(t_п-t)v_кп•60, (12)
при этом

где P_y(t) - текущее создаваемое устьевое давление, Па;
t_п - время, в течение которого осуществляется повышение давления на устье, мин;
t - текущий момент времени повышения давления на устье, мин,
и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, при условии а_ф1 > [a₁] останавливают бурение, определяют фактическое пластовое давление, вымывают пластовый флюид, корректируют минимальную плотность промывочной жидкости по формуле

где ρ - откорректированная минимальная плотность промывочной жидкости, кг/м³,
доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования, и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, и при условии а_ф1 <[a₁] продолжают бурение как первого, так и последующих интервалов с начальным устьевым давлением и отслеживают давление в трубах, причем на первом интервале определяют предельно допустимое снижение давления в трубах по формуле

где [ΔP_т1] - предельно допустимое снижение давления в трубах при бурении в начальных условиях, Па,
при условии ΔP_тф = [ΔP_т1] продолжают бурение последующего интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости (12), и на этом устьевом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, а в случае отсутствия притока газа, т. е. при постоянстве давления в трубах и неизменном расходе промывочной жидкости на выходе из скважины, создают расчетную величину депрессии по формуле (4) для вскрываемого интервала и проводят бурение до увеличения расхода промывочной жидкости на выходе из скважины и далее повторяют программу буровых работ, предусмотренную как для бурения первого, так и последующих интервалов, с соответствующей заменой параметров бурения первого интервала на параметры вскрываемого интервала.

Способ базируется на определении величины предельно допустимого газонасыщения промывочной жидкости в зависимости от конкретных геолого-технических условий бурения скважины.

Бурение газоносного пласта в условиях равновесия давлений в системе "скважина-пласт" или депрессии создает предпосылки для притока газа в скважину, интенсивность которого главным образом обусловлена величиной депрессии на кровле пласта. В этих условиях безопасность процесса бурения напрямую зависит от количества поступившего газа, т.е. газонасыщения (отношение расхода газа к расходу промывочной жидкости) промывочной жидкости, а также методов регулирования давления в скважине, которые позволяют поддерживать безопасную депрессию на пласт. В свою очередь, безопасная депрессия на пласт предопределена условием устойчивости стенок скважины, количеством поступившего газа и давлением на устье скважины. В общем случае должно выполняться условие
ΔP_max≥[ΔP] = f([a],[P_ymax]), (15)
где [ΔP] - безопасная депрессия на пласт, Па.

Газ, поступающий в скважину, по мере подъема к устью расширяется, снижая плотность бурового раствора, что приводит к увеличению депрессии на пласт и более интенсивному притоку газа. Энергия расширения газа, начиная с некоторого сечения ствола скважины, становится достаточной для подъема промывочной жидкости в кольцевом пространстве без помощи насосов, что приводит к "выбросу" промывочной жидкости. Скважина, таким образом, начинает работать как газлифт. Следовательно, газонасыщение промывочной жидкости характеризует безопасность бурения. Известны способы определения предельно допустимого газонасыщения промывочной жидкости, при котором обеспечивается его безопасное (с позиций предупреждения поглощений, нарушения герметичности обсадной колонны и разрушения устьевого оборудования) удаление из скважины при глушении проявлений. Для безопасного бурения с равномерным притоком газа в скважину нами предлагается определять предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости согласно условию (15), т. е. предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости удовлетворяет условиям устойчивости стенок скважины и предотвращения "выброса" промывочной жидкости, обеспечивая безопасное бурение скважины.

Условием начала "выброса" промывочной жидкости является нарушение энергетического баланса
A_р=A_п, (16)
где А_р - работа расширения газа в газожидкостной смеси, Дж;
A_п - работа по подъему промывочной жидкости в смеси, равная сумме работ на изменение потенциальной энергии смеси, преодоление гидравлических сопротивлений и сил инерции, Дж.

Для определения условий возникновения "выброса" промывочной жидкости с некоторой глубины вполне достаточно рассмотреть динамическое равновесие элементарного объема в этом сечении, содержащего 1 кг газожидкостной смеси. В вышележащих объемах газожидкостной смеси эти условия тем более будут выполняться. Так как давление во всех точках объема 1 кг газожидкостной смеси будет практически одинаковым в процессе расширения, то применимы принципы термодинамики.

Исходя из энергетического баланса, для выделенного элементарного объема газожидкостной смеси уравнение равновесия действующих сил следующее:
dA_p/dh=dA_п/dh, (17)
где dA_p - элементарная работа расширения газа, содержащегося в 1 кг газожидкостной смеси, Дж;
dA_п - элементарная работа по подъему промывочной жидкости, содержащейся в 1 кг газожидкостной смеси, Дж;
dh - приращение высоты подъема 1 кг газожидкостной смеси, м.

Элементарная работа газа, содержащегося в 1 кг газожидкостной смеси, при расширении равна

где а - коэффициент газонасыщения промывочной жидкости и равен отношению расхода газа (в нормальных условиях) к расходу жидкости;
Р - давление в рассматриваемом сечение скважины, равное сумме гидростатического и гидродинамического давления в кольцевом пространстве на глубине рассматриваемого сечения, устьевого давления, Па.

Элементарную работу по подъему жидкости, содержащейся в 1 кг газожидкостной смеси, можно определить, пренебрегая силами инерции вследствие их малости, по выражению

где I - гидродинамическая составляющая давления.

После подстановки полученных выражений в условие (17) и интегрирования, принимая во внимание направление действующих сил, в обозначенных пределах получим зависимость глубины поперечного сечения, где нарушается энергетический баланс от газонасыщения промывочной жидкости

где h_выб - глубина поперечного сечения, где нарушается энергетический баланс, м.

Для предотвращения выброса с глубины h_выб необходимо компенсировать энергию расширения газа, поступившего в скважину, за счет создания избыточного давления на устье. В случае, когда бурение ведется с начальным устьевым давлением, требуемое дополнительное давление равно разнице максимально допустимого давления на устье скважины и ранее созданного устьевого давления. Учитывая эти условия, газонасыщение промывочной жидкости, которое соответствует условию начала выброса, определяют по формуле (7), что позволяет учитывать конкретные технические ([Р_ymах]) и технологические (Р_з) условия.

Несомненно, что уменьшение плотности промывочной жидкости за счет притока газа в скважину, его расширения по мере подъема по стволу скважины снижает забойное давление, что приводит к увеличению депрессии на пласт и нарушению устойчивости стенок скважины. Поэтому давление, создаваемое столбом газожидкостной смеси, должно обеспечивать максимально допустимую депрессию на стенки скважины. Давление столба газожидкостной смеси определяется в результате интегрирования уравнения
dP = ρ_гжgdh, (21)
с подстановкой формулы для плотности газожидкостной смеси, которая учитывает наличие твердой фазы и растворимость газа

где Т - текущая температура, К;
Р - текущее гидростатическое давление в кольцевом пространстве, Па.

Тогда

где Р_гж - давление столба газожидкостной смеси на глубине Н_К, равное Р_пл - ΔР_mах, Па;
Р_y - избыточное устьевое давление на устье, равное [Р_ymах]-Р_y1, Па,
где [Р_ymах] - P_y1 - технический резерв устьевого давления, Па.

Согласно условию (15), подставляя значение технического резерва устьевого давления и давления газожидкостной смеси в уравнение (23), определяют допустимое газонасыщение промывочной жидкости по формуле (8).

Таким образом, предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости, которое обеспечивает безопасное бурение скважины, удовлетворяя условию предотвращения "выброса" промывочной жидкости, устойчивости стенок скважины и равное меньшему из допустимых значений, определяют по выражению (6).

Известно, что основными признаками притока газа в скважину являются увеличение расхода промывочной жидкости на выходе из скважины и снижение давления в трубах. Прирост расхода промывочной жидкости на выходе прямо пропорционален объему газа, распределенного по стволу скважины при подъеме, а снижение давления в трубах отображает изменение суммарного давления промывочной жидкости при циркуляции. Совместное же использование фактических данных устьевой информации позволяет определить количество поступившего газа еще до момента выхода газожидкостной смеси на устье, т.е. фактическое газонасыщение промывочной жидкости при фактических расходах промывочной жидкости на выходе из скважины и давлении в трубах, что обеспечивает оперативное обнаружение на ранней стадии газопритока.

Фактическое газонасыщение промывочной жидкости определяют по формуле (10), которая была получена в результате аналитических исследований при следующих предположениях:
- в процессе бурения газ поступает в скважину в результате превышения фактического пластового давления над забойным и вместе с выбуренной породой;
- с уменьшением забойного давления (депрессия на пласт переменная) приток газа из пласта возрастает;
- поступивший в скважину газ поднимается к устью движущейся промывочной жидкостью (движение газа относительно раствора отсутствует) и изменяет свой объем из-за уменьшения температуры и давления по стволу скважины;
- учитывается растворимость газа в промывочной жидкости;
- технически обеспечивается постоянное заданное устьевое давление, независимо от расхода промывочной жидкости на выходе из скважины;
- допускается зависимость изменения давления в газожидкостной смеси кольцевого пространства от величины падения давления в трубах при постоянном устьевом давлении в виде

где ΔР_т - текущее снижение давления в трубах, равное разнице давлений в трубах в начале бурения пласта и текущий момент, Па.

При сделанных предположениях распределение давления в скважине определяется в виде

при этом grP_c = gρ₀+P_кп/H_к, h_в=H_к-t_бv_кп,
где h_В - глубина верхней границы столба газожидкостной смеси, м.

На фиг. 1 и 2 схематично показано расположение текущей глубины относительно верхней границы газожидкостной смеси, отвечающее вышеуказанным условиям, соответственно.

Определяется количество газа, поступившего в скважину за элементарный отрезок времени:
- за счет депрессии, согласно закону Дарси

при этом

ΔP² = P2пл

-ΔP2з,
ΔP_з = P_з-ΔP_т1;
P_з=P_у1+H•grР_с,
f(ΔP_т) = ΔP_т1;
где dV'_o - объем газа, поступившего в скважину за элементарный отрезок времени за счет депрессии и приведенный к н.у., м³;
k - коэффициент проницаемости пласта, м²;
η - вязкость газа, Па•с;
R_k, r_с - соответственно радиусы контура питания и скважины, м;
- с выбуренной породой в ствол скважины поступает газ в объеме

где dV''_o - объем газа, поступившего в скважину за элементарный отрезок времени с выбуренной породой и приведенный к н.у., м³.

Согласно закону Генри объем газа, растворившегося в данном объеме жидкости при данной температуре, пропорционален текущему давлению. На забое газ растворяется за элементарный промежуток времени в объеме

где dV''_o - объем растворенного газа за элементарный отрезок времени и приведенный к н. у., м³.

Общий объем свободного газа, поступившего на забой скважины за элементарный промежуток времени в момент бурения t_б, равен сумме

Рассматривая интервал газожидкостной смеси 0 ≤ h_ГЖ ≤ h_В, образованный за время бурения, находят элементарный объем газа на уровне текущей глубины h (фиг.1):

где dV_tб(h) - элементарный объем газа, поступивший на глубину h в момент бурения t_б, м³;
dV_o(t) - объем газа, поступившего на забой в момент времени t при изменившемся забойном давлении на величину снижения давления в трубах ΔP_T(t), м³.

Объем газа dV_o(t), поступивший на забой скважины в момент бурения t при давлении Р_з-ΔР_T(t), к моменту времени t_б поднят промывочной жидкостью на уровень h, при этом t <t_б. Следовательно, время подъема объема dV_o(t) от забоя до уровня h определяется разностью t_б - t, т.е.

H_K-h=v_кп(t_б-t).

Учитывая (30), объем свободного газа на уровне h к моменту бурения t_б равен

Подставляя в (32) t = t_б -(Н_к - h)/v_кп, dt = dh/v_кп, получим

Объем свободного газа в рабочих условиях за время бурения определяется численным интегрированием выражения

Аналогично определяют объем свободного газа в скважине в нормальных условиях к моменту бурения t_б по выражению (10).

Учитывая ускоренный характер вытекания промывочной жидкости из скважины, обусловленный поступлением и расширением газа за время бурения, можно записать

где Q_вых - расход промывочной жидкости на выходе из скважины, м³/с.

Приравнивая выражения (33) и (34), с помощью численного интегрирования находят параметр "а_пф1" по формуле (11).

Подставляя значение а_пф1 в выражение (10), определяют объем газа в нормальных условиях. Используя полученные значения, определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости по формуле (9).

Определяют расход газа, поступающего в скважину в результате притока из пласта при переменной депрессии и приведенного к нормальным условиям, используя выражение

где Q_г(t_б) - расход газа, поступающего в скважину за счет переменной депрессии за время бурения и приведенного к нормальным условиям, м³/с.

Разделив выражение (35) на текущее значение депрессии, определяют параметр продуктивности вскрытого интервала газоносного пласта за время бурения

где R(t_б) - параметр продуктивности вскрытого интервала газоносного пласта за время бурения, м³/с•Па;
ΔР - текущее значение депрессии, Па.

Согласно определению предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости обусловливает безопасную депрессию на пласт. Поэтому при условии а_ф1 - [a₁] для обеспечения безопасности дальнейшего бурения до подошвы пласта необходимо поддерживать в кровле пласта постоянную депрессию. Постоянство депрессии достигают путем увеличения устьевого давления по мере подъема газожидкостной смеси по стволу скважины, тем самым компенсируя снижение давления на забой в результате расширения газа. На основании этого условия и учитывая давление, создаваемое газожидкостной смесью предельно допустимого газонасыщения, можно записать следующие равенства для определения зависимости увеличения давления на устье в процессе циркуляции:



[P_ymax]-P_y(t)≤[P_ymax]-P_y1, (40)
при этом h-h_п=t•v_кп,

где h - глубина, с которой необходимо повышать устьевое давление по мере подъема газожидкостной смеси к устью скважины, м;
h_п - текущая глубина скважины, h_п ≤ h, м.

Решая уравнения (37), (38) и (39) с учетом условия (40) относительно P_y(t), а также для удобства практического использования, произведя постановку параметра времени в минутах, определяют зависимость увеличения устьевого давления до максимально допустимого давления устьевого оборудования (12).

При условии а_ф1 > [a₁] проводят технологические операции, предусмотренные при ликвидации флюидопроявлений, позволяющие расчетным путем определить фактическое пластовое давление и параметр продуктивности вскрытого интервала газоносного пласта. Для дальнейшего безопасного бурения до подошвы пласта целесообразно обеспечить в кровле пласта постоянную депрессию за счет корректировки плотности промывочной жидкости и создания максимально допустимого давления на устье. Исходя из этого условия и учитывая фактическое пластовое давление, параметр продуктивности пласта, можно записать следующие равенства (в гидростатике) для определения величины откорректированной плотности промывочной жидкости:


Решая уравнения (41) и (42) относительно ρ_, определяют зависимость корректировки минимальной плотности промывочной жидкости (13). При фактическом пластовом давлении больше проектной величины потребуется утяжеление промывочной жидкости для обеспечения меньшей депрессии на кровлю пласта.

Условие а_ф1 <[a₁] свидетельствует о допустимости бурения при начальных условиях. Однако по истечении контрольного времени бурения, когда верхняя граница газожидкостной смеси достигает устья скважины, определение фактического газонасыщения промывочной жидкости по увеличению расхода промывочной жидкости на выходе с использованием формулы (10) становится недостоверным. В то же время безопасной депрессии, согласно определению параметра продуктивности пласта, соответствует предельно допустимое снижение давления в трубах


Решая уравнения (43) и (44) относительно [ΔP_т1], определяют величину предельно допустимого снижения давления в трубах при циркуляции промывочной жидкости по формуле (14).

С изменением забойного давления меняется величина давления в трубах согласно закону сообщающихся сосудов. При достижении фактического снижения давления в трубах предельно допустимого значения, т.е. при выполнении условия ΔP_тф = [ΔP_т1], безопасность дальнейшего бурения до подошвы пласта обеспечивают за счет поддержания постоянной депрессии в кровле пласта путем увеличения давления на устье в процессе циркуляции до максимально допустимого давления по зависимости (12).

Отсутствие флюидопроявлений, наряду с другими признаками, свидетельствует о равновесии системы "скважина-пласт". С целью уменьшения противодавления на пласт снижают устьевое давление по мере углубления скважины, обеспечивая переменную депрессию в кровле газоносного пласта. 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 промывки скважины. Таким образом, при выполнении условия постоянства давления в трубах и расхода промывочной жидкости на выходе из скважины в процессе бурения соблюдается определенная схема снижения устьевого давления по мере углубления скважины согласно выражению (4).

В результате переменной депрессии на кровлю пласта возникает приток газа в скважину. Все теоретические выводы, сделанные для бурения первого интервала в случае притока газа в скважину, справедливы и для бурения последующих "i-x" интервалов в условиях притока газа с соответствующей заменой параметров первого интервала на "i-й", а именно:
- определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости по выражению
[a_i]=min{a_выбi,a_устi},
при этом


- фактическое газосодержание промывочной жидкости по формуле

при этом


P_з=P_уi+H_к•grP_с,
grP_c=gρ_o+P_кп/H_к,
ΔP_з = P_з-ΔP_тi;
ΔP² = P2пл

-ΔP2з;
P(h, t_б)=P_уi+h•grP_с-ΔP_тi•(1-h/t_бv_кп),
при условии а_фi = [а_i] зависимость повышения давления на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования
P_y(t)=[P_ymax]-ρ_og(t_п-t)v_кп•60,
при этом

при условии а_фi > [a_i] корректируют минимальную плотность промывочной жидкости по формуле

и при условии а_фi <[а_i] определяют предельно допустимое снижение давления в трубах по формуле

при условии ΔP_тф = [ΔP_тi] повышают давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости, указанной в условии а_фi = [а_i].

При бурении оставшейся части пласта до подошвы постоянная безопасная депрессия в кровле пласта поддерживается путем увеличения устьевого давления. Соблюдение этого условия по мере углубления скважины нарушает равновесие давлений на забое, т.е. вскрытие ведется на репрессии. Следует отметить, что в данном случае увеличивается степень вскрытия пласта по мощности на депрессии, а величина репрессии будет значительно меньше репрессии, возникающей при традиционном вскрытии на той же глубине забоя.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: известно, что основными признаками притока газа в скважину (т.е. газонасыщение промывочной жидкости) является увеличение расхода промывочной жидкости на выходе из скважины (см. Новые материалы и жидкости для бурения скважин и гидроразрыва продуктивных пластов. Сб. научных трудов, ВНИИКрнефть, Краснодар, 1990 г. с. 166) и снижение давления в трубах (см. з. 98114211/03 (015254) от 14.07.98 г. по кл. Е 21 В 21/08, с решением ФИПС о выдаче патента от 23.12.99 г.). Причем зависимость газонасыщения промывочной жидкости от давления в трубах и от увеличения расхода промывочной жидкости на выходе из скважины никем не исследовалась и в практике вскрытия продуктивного газоносного пласта не использовалась по имеющимся источникам известности.

Известно исследование в процессе вскрытия пласта величин предельно допустимого газонасыщения промывочной жидкости (см. ж. Нефтяное хозяйство 5, 1998 г. , с. 25. Причины выбросов в скважине и обнаружение газонефтеводопроявлений на ранней стадии их возникновения. Авторы: А.В. Мнацаканов, Р.В. Аветов и др. ; Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. - М.: Недра, 1992 г., с. 102) или его же, но по диффузионным газопроявлениям (см. а.с. 1798475 от 5.06.90 г. по кл. Е 21 В 21/00, опубл. в ОБ 8, 93 г.).

Известно также измерение в процессе вскрытия пласта расхода и давления входящего и выходящего газа (см. Лактионов А. П. Основы теории и техники бурения скважин с очисткой забоя воздухом или газом.: М., Гостоптехиздат, 1961, с. 209-215). Также известен расчетный способ определения фактического пластового давления по величине давления в трубах в процессе ликвидации газопроявлений при строительстве скважин (см. Зубарев В.Г. Прогнозирование, предупреждение и ликвидация проявлений в скважинах. М., ВНИИОЭНГ, 1979, с. 27; Временная инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве скважин. М., РАО "Газпром", утв. 19.03.97 г., с. 21). По способу останавливают циркуляцию промывочной жидкости, герметизируют устье, измеряют давление в трубах и рассчитывают фактическое пластовое давление по известной формуле. Вымывание газа, поступившего в скважину, проводят так, как указано в п. США 4253530 от 9.10.79 г. по кл. Е 21 В 7/00, 21/08, опубл. 3.03.81 г.. Dresser Industries, Inc.

На основании вышеизложенного нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеет изобретательский уровень.

Более подробно сущность заявляемого способа поясняется следующим примером с использованием моделирования процесса бурения.

Пример. Продуктивный пласт представлен песчаниками валанжинских отложений, скважина Р-110 Заполярная Уренгойского газоконденсатного месторождения. Используют буровую установку Уралмаш ЗД-76. Устье скважины герметизируют вращающимся превентором ПВ С-1-280 х 7,5 МПа, на выходе из скважины устанавливают дроссель Риган-5000, циркуляционная система также включает дегазатор ДВС-II
Исходные данные:
Проектная глубина скважины Н_п, м - 3440
Глубина залегания кровли пласта Н, м - 3340
Пластовое давление Р_пл, Мпа - 41,27
Усредн. наружный диаметр бурильной колонны d_Н, м - 0,097
Усредн. внутренний диаметр бурильной колонны d_В, м - 0,077
Усредн. диаметр скважины d_c, м - 0,154
Диаметр долота d_д, м - 0,140
Коэффициент пористости породы m_о - 0,3
Коэффициент растворимости газа в н.у. α_T, 10^-6•Па^-1 - 0,11
Коэффициент сжимаемости газа в н.у. z_o - 1
Коэффициент сжимаемости газа z_cp - 1,04
Производительность насоса Q, м³/с - 0,005
Скорость восходящего потока раствора v_кп, м/с - 0,44
Забойная температура раствора Т_з, К - 413
Температура раствора на устье Т_у, К - 333
Усредненная температура раствора Т_ср, К - 373
Максимально допустимая депрессия на стенки скважины ΔР_max, МПа - 2,0
Допустимое рабочее давление вращающегося превентора ПВС-1-280 х 7 при бурении [Р_ymax], МПа - 3,5
В статических условиях, МПа - 7,0
Атмосферное давление Р_о, МПа - 0,1
Плотность газа в н.у. ρ_г, кг/м³ - 0,7
До кровли пласта спущена техническая колонна, разбуривание цементного стакана проводят на рабочей промывочной жидкости с последующей заменой на облегченную для вскрытия продуктивного пласта.

Определяют минимальную плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия продуктивного пласта, учитывая технологическую достаточность допустимого рабочего давления вращающегося превентора, т. к. при Р_min = 1000•9,81•3340 = 32,76 МПа удовлетворяется условие [Р_y] ≤ 41,27-32,76-8,5 МПа и в нашем случае [Р_y] = [Р_ymax]

Вскрытие пласта проводят на промывочной жидкости следующего состава, мас.%:
Бентонитовая глина - 8
КССБ - 1
КМЦ - 0,2
Нефть - 2
Барит - 5
Вода - Остальное
обеспечивающую рассчитанное ρ_o. Перед началом бурения определяют гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, которые равны Р_КП = 1,81 МПа, создают устьевое давление с помощью перекрытия дросселя, равное P_y1 = (3,5 - 1,81)10⁶ = 1,69 МПа. При этом давление в трубах равно сумме давления на преодоление гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе Р_цс = 11 МПа и созданного устьевого давления Р_то = (11+1,69)10⁶ = 12,69 МПа.

Осуществляют расчет контрольного времени для бурения первого интервала по формуле

Также перед началом бурения определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости [a₁]. Для этого сначала определяют допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_выб1, соответствующее условию начала выброса по формуле

и допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_уст1, исходя из условия устойчивости стенок скважины:

Далее из двух расчетных величин выбирают минимальное, таким образом, предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости равно 2,0 (что соответствует газосодержанию 67%).

Проводят бурение первого интервала с постоянным давлением на устье 1,69 МПа, в течение контрольного времени равного 2 час, при этом отслеживая давление в трубах и расход промывочной жидкости на выходе из скважины.

1. Бурение первого интервала в случае постоянства или снижения давления в трубах с одновременным увеличением расхода промывочной жидкости на выходе из скважины.

1.1. Условие а_ф1 - [a₁].

Предположим, что через полтора часа бурения с механической скоростью 1 м/час фиксируют прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ΔQ_ф1 = 0,0006 м³/с за пять минут (12% производительности насосов), при этом снижение давления в трубах составило ΔР_т1 = 0,4 МПа (давление в трубах 12,29 МПа), что свидетельствует о притоке газа в скважину в результате депрессии.

Определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости а_ф1, предварительно вычислив параметр а_пф1 и объем газа в скважине, приведенный к нормальным условиям (н. у. ) с использованием ПК (программного обеспечения "Excel - Office 97"):
dh=1м;


P_з=1,69•10⁶+3340•1,19•10⁴=41,3•10⁶ Па;
grP_c=1155•9,91+1,81•10⁶/3340=1,19•10⁴ Па/м;
ΔP_з = (41,3-0,4)•10⁶ = 40,9•10⁶ Па;
ΔP² = (41,27•10⁶)²-(40,9•10⁶)² = 2,68•10¹³ Па;
P(h,t₆)=1,69•10⁶+h•1,19•10⁴-0,4•10⁶•(1-h/5400•0,44) Па;
b=0,015•2,8•10^-4•0,3=1,28•10^-6 м³/с;


что соответствует условию в рассматриваемом случае. Продолжают бурение первого интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости

P_y(t)=3,5•10⁶-1155•9,81•0,44•60•(6-t)=3,5•10⁶-0,299•10⁶•(6-t). Так, в первый момент повышают устьевое давление до величины 1,7 МПа, через 4 мин - 2,9 МПа, через 6 мин на устье создают давление 3,5 МПа, сохраняя на кровле продуктивного пласта постоянную безопасную депрессию [ΔP] - 41,27•10⁶ = (1,69 + 1,81 + 9,81 • 1,155 • 3,34 - 0,4)10⁶ = 0,33 МПа.

На депрессии вскрыт один интервал мощностью 2 м, т.е. степень вскрытия продуктивного пласта на депрессии составляет k_В = 2/100 = 0,02 или 2%. Доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования 3,5 МПа и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, где создается репрессия величиной

что составляет 1,8% превышения над пластовым давлением.

1.2. Условие а_ф1 > [a₁].

Предположим, что через полтора часа бурения с механической скоростью 1 м/час фиксируют прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ΔQ_ф1 = 0,0007 м³/с за пять минут (14% производительности насосов), при этом снижение давления в трубах составило ΔР_т1 = 0,4 МПа (давление в трубах 12,29 МПа), что свидетельствует о притоке газа в скважину в результате депрессии.

Определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости а_ф1, предварительно вычислив параметр а_пф1 и объем газа в скважине, приведенный к нормальным условиям (н. у. ) с использованием ПК (программного обеспечения "Excel-Office 97''):
dh = 1м;


P_з=1,69•10⁶+3340•1,19•10⁴=41,3•10⁶ Па;
grP_c=1155•9,91+1,81•10⁶/3340=1,19•10⁴ Па/м;
ΔP_з=(41,3-0,4)•10⁶=40,9•10⁶ Па;
ΔP²=(41,27•10⁶)²-(40,9•10⁶)²=2,68•10¹³ Па;
P(h,t₆)=1,69•10⁶+h•1,19•10⁴-0,4•10⁶•(1-h/5400•0,44) Па;
b=0,015•2,8•10^-4•0,3=1,28•10^-6 м³/с;


что соответствует условию в рассматриваемом случае. Останавливают процесс углубления и промывки скважины. Скважину "закрывают" и по величине давления в трубах P_T= 4,17 МПа определяют фактическое пластовое давление по формуле
P_плф=P_т+ρg(H_к+v_мt_б)=4,17•10⁶+1155•9,81(3340+1,5)=42,03 МПа.

Корректируют минимальную плотность промывочной жидкости того же состава

добавляя барит до 3%. Возобновляют промывку скважины с прежней производительностью насосов и вымывают пачку газожидкостной смеси с одновременным доведением плотности до требуемой величины. Вымывание пачки ведут с поддержанием постоянного давления в трубах Р_т=12,29•10⁶ МПа, регулируя давление на дросселе. На кровле продуктивного пласта сохраняется постоянная безопасная депрессия

На депрессии вскрыт один интервал мощностью 2 м, т.е. степень вскрытия продуктивного пласта на депрессии составляет k_B = 2/100 = 0,02 или 2%. Доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования 3,5 МПа и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, где создается репрессия величиной

что составляет 3,2% превышения над пластовым давлением.

1.3. Условие а_ф1 <[a₁].

Предположим, что через полтора часа бурения с механической скоростью 1 м/час фиксируют прирост расхода промывочной жидкости на выхода из скважины ΔQ_ф1 = 0,00035 м³/с за пять минут (9% производительности насосов), при этом снижение давления в трубах составило ΔP_Т1 = 0,4 МПа (давление в трубах 12,29 МПа), что свидетельствует о притоке газа в скважину в результате депрессии.

Определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости а_ф1, предварительно вычислив параметр а_пф1 и объем газа в скважине, приведенный к нормальным условиям (н. у. ) с использованием ПК (программного обеспечения "Excel-Office 97''):
dh = 1 м,


P_з=1,69•10⁶+3340•1,19•10⁴=41,3•10⁶ Па;
grP_c=1155•9,91+1,81•10⁶/3340=1,19•10⁴ Па/м;
ΔP_з=(41,3-0,4)•10⁶=40,9•10⁶ Па;
ΔP²=(41,27•10⁶)²-(40,9•10⁶)²=2,68•10¹³ Па;
P(h,t₆)=1,69•10⁶+h•1,19•10⁴-0,4•10⁶•(1-h/5400•0,44) Па;
b=0,015•2,8•10^-4•0,3=1,28•10^-6 м³/с;


что соответствует условию в рассматриваемом случае. Определяют предельно допустимое снижение давления в трубах

и удовлетворяет условию (41,27 - 41,3 + 0,92)•10⁶ = 0,89 МПа ≤ 2 МПа.

Продолжают бурение первого интервала с начальным устьевым давлением 1,69 МПа, отслеживая давление в трубах, в течение контрольного времени, по истечении которого на устье скважины выходит газожидкостная смесь. При бурении второго интервала в течение 1-го часа (общее время бурения 3 часа) с фактической механической скоростью 1 м/час наблюдают постепенное снижение давления в трубах на величину ΔР_тф = 0,92 МПа, т.е. выполняется условие ΔP_тф = [ΔP_т1]. Продолжают бурение второго интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости

P_y(t)=3,5•10⁶-1155•9,81•0,44•60•(6-t)=3,5•10⁶-0,299•10⁶•(6-t). Так, в первый момент повышают устьевое давление до величины 1,7 МПа, через 4 мин - 2,9 МПа, через 6 мин на устье создают давление 3,5 МПа, сохраняя на кровле продуктивного пласта постоянную безопасную депрессию
[ΔP] = 41,27•10⁶ = (1,69 + 1,81 + 9,81 - 1,155 • 3,34 - 0,92)10⁶ = 0,85 МПа.

На депрессии вскрыто два интервала мощностью 4 м, т.е. степень вскрытия продуктивного пласта на депрессии составляет k_В = 4/100 = 0,04 или 4%. Доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования 3,5 МПа и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, где создается репрессия величиной

что составляет 1,8% превышения над пластовым давлением.

2. Бурение первого интервала и последующих в случае отсутствия притока газа, т. е. при постоянстве давления в трубах и неизменном расходе промывочной жидкости на выходе из скважины.

Бурение первого интервала ведут с постоянным давлением на устье 1,69 МПа в течение контрольного времени, равного 2 часам, отслеживая давление в трубах и расход промывочной жидкости на выходе из скважины. При бурении в течение контрольного времени с фактической механической скоростью 2 м/час расход промывочной жидкости на выходе из скважины и давление в трубах сохранялись постоянными, что свидетельствует об отсутствии притока газа в скважину. Создают депрессию на пласт путем снижения устьевого давления на устье до величины, с которой будет вскрываться второй интервал и равной
Р_у2= 1,69•10⁶-1155•9,81•2•2 = 1,64 МПа. При этом давление в трубах снижается до величины Р_т2 = 12,64 МПа.

Определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости [а₂]. Для этого сначала определяют допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_выб2, соответствующее условию начала выброса по формуле

и допустимое газонасыщение промывочной жидкости a_уст2, исходя из условия устойчивости стенок скважины:

Далее из двух расчетных величин выбирают минимальное, таким образом, предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости равно 2,2 (что соответствует газосодержанию 69%).

Проводят бурение второго интервала в течение контрольного времени с постоянным давлением на устье 1,64 МПа, отслеживая расход промывочной жидкости на выходе из скважины и давление в трубах. По истечении этого времени прирост расхода промывочной жидкости отсутствует и давление в трубах сохраняется равным 12,64 МПа, фактическая механическая скорость проходки второго интервала 3 м/час, приток газа в скважину отсутствует. Создают депрессию на пласт путем снижения устьевого давления на устье до величины, с которой будет вскрываться третий интервал и равной
Р_у3 = 1,69•10⁶-1155•9,81(2•2+3•2) = 1,58 МПа;
давление в трубах - Р_Т3 = 12,58 МПа.

Определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости [а₃]. Для этого сначала определяют допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_выб3, соответствующее условию начала выброса по формуле

и допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_уст3, исходя из условия устойчивости стенок скважины:

Далее из двух расчетных величин выбирают минимальное, таким образом, предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости равно 2,4 (что соответствует газосодержанию 70%).

Осуществляют бурение третьего интервала с устьевым давлением 1,58 МПа, наблюдая за расходом промывочной жидкости на выходе из скважины и давлением в трубах, в течение контрольного времени, равного 2-м часам. При бурении этого интервала с фактической механической скоростью проходки 2,5 м/с расход промывочной жидкости и давление в трубах также сохраняются постоянным, газопритока нет. Создают депрессию на пласт путем снижения устьевого давления на устье до величины, с которой будет вскрываться четвертый интервал и равной
Р_у4 = 1,69•10⁶-1155-9,81(2•2+3•2+2,5•2) = 1,52 МПа;
давление в трубах - Р_т4 = 12,52 МПа.

Определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости [а₄]. Для этого сначала определяют допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_выб4, соответствующее условию начала выброса по формуле

и допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_уст4, исходя из условия устойчивости стенок скважины:

Далее из двух расчетных величин выбирают минимальное, таким образом, предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости равно 2,5 (что соответствует газосодержанию 71%).

Бурение четвертого интервала проводят также в течение 2-х часов с механической скоростью 3,5 м/с, изменения расхода промывочной жидкости на выходе из скважины и снижения давления в трубах не наблюдают, что свидетельствует о равновесии системы "скважина-пласт". Создают депрессию на пласт путем снижения устьевого давления на устье до величины, с которой будет вскрываться четвертый интервал и равной
P_у5=1,69•10⁶-1155•9,81(2•2+3•2+2,5•2+3,5•2) = 1,44 МПа;
давление в трубах - Р_т5 = 12,44 МПа.

Определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости [а₅]. Для этого сначала определяют допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_выб5, соответствующее условию начала выброса по формуле

и допустимое газонасыщение промывочной жидкости а_уст5, исходя из условия устойчивости стенок скважины:

Далее из двух расчетных величин выбирают минимальное, таким образом, предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости равно 2,6 (что соответствует газосодержанию 72%).

2.1. Условие а_ф5=[а₅].

Предположим, что через час бурения с механической скоростью 2,5 м/час фиксируют прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ΔQ_ф5 = 0,00075 м³/с за пять минут (15% производительности насосов), при этом снижение давления в трубах составило ΔР_т5 = 0,4 МПа (давление в трубах 12,29 МПа), что свидетельствует о притоке газа в скважину в результате депрессии.

Определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости а_ф5, предварительно вычислив параметр а_пф5 и объем газа в скважине, приведенный к нормальным условиям (н. у. ) с использованием ПК (программного обеспечения "Excel-Office 97''):
dh=1 м;


P_з=1,44•10⁶+3340•1,19•10⁴=41,19•10⁶ Па;
grP_c=1155•9,81+1,81•10⁶/3340=1,19•10⁴ Па/м;
ΔP_з=(41,19-0,4)•10⁶=40,7•10⁶ Па;
ΔP²=(41,27•10⁶)²-(40,7•10⁶)²=4,72•10¹³ Па;
P(h,t₆)=1,44•10⁶+h•1,19•10⁴-0,4•10⁶•(1-h/5400•0,44) Па;
b=0,015•2,8•10^-4•0,3=1,28•10^-6 м³/с;


что соответствует условию в рассматриваемом случае. Продолжают бурение пятого интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости

P_y(t)=3,5•10⁶-1155•9,81•(7-t)•0,44•60=3,5•10⁶-0,299•10⁶•(7-t). Так, в первый момент повышают устьевое давление до величины 1,5 МПа, через 4 мин - 2,6 МПа, через 7 мин на устье создают давление 3,5 МПа, сохраняя на кровле продуктивного пласта постоянную безопасную депрессию
[ΔP]= 41,27•10⁶ - (1,44 + 1,81 + 9,81 • 1,155 • 3,34 - 0,4)•10⁶ = 0,58 МПа.

На депрессии вскрыто пять интервалов общей мощностью 27 м, т.е. степень вскрытия продуктивного пласта на депрессии составляет k_B = 27/100 = 0,27 или 27%. Доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования 3,5 МПа и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, где создается репрессия величиной

что составляет 1,4% превышения над пластовым давлением.

2.2. Условие аф₅ > (a₅).

Предположим, что через час бурения с механической скоростью 2,5 м/час фиксируют прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ΔQ_ф5 = 0,0008 м³/с за пять минут (16% производительности насосов), при этом снижение давления в трубах составило ΔР_т5 = 0,4 МПа (давление в трубах 12,29 МПа), что свидетельствует о притоке газа в скважину в результате депрессии.

Определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости а_ф5, предварительно вычислив параметр а_пф5 и объем газа в скважине, приведенный к нормальным условиям (н. у. ) с использованием ПК (программного обеспечения "Excel-Office 97''):
dh=1м;


P_з=1,44•10⁶+3340•1,19•10⁴=41,19•10⁶ Па;
grP_c=1155•9,81+1,81•10⁶/3340=1,19•10⁴ Па/м;
ΔP_з=(41,19-0,4)•10⁶=40,7•10⁶ Па;
ΔP²=(41,27•10⁶)²-(40,7•10⁶)²=4,72•10¹³ Па;
P(h,t₆)=1,44•10⁶+h•1,19•10⁴-0,4•10⁶•(1-h/5400•0,44) Па;
b=0,015•2,8•10^-4•0,3=1,28•10^-6 м³/с;


что соответствует условию в рассматриваемом случае. Останавливают процесс углубления и промывки скважины. Скважину "закрывают" и по величине давления в трубах Р_т = 3,91 МПа определяют фактическое пластовое давление по формуле

Корректируют минимальную плотность промывочной жидкости того же состава

добавляя барит до 3%. Возобновляют промывку скважины с прежней производительностью насосов и вымывают пачку газожидкостной смеси с одновременным доведением плотности до требуемой величины. Вымывание пачки ведут с поддержанием постоянного давления в трубах Р_т=12,29•10⁶ МПа, регулируя давление дросселем. На кровле продуктивного пласта сохраняется постоянная безопасная депрессия

На депрессии вскрыто пять интервалов, общей мощностью 27 м, т.е. степень вскрытия продуктивного пласта на депрессии составляет k_В = 27/100 = 0,27 или 27%. Доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования 3,5 МПа и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, где создается репрессия величиной

что составляет 0,45% превышения над пластовым давлением.

2.3. Условие а_ф5 <[а₅].

Предположим, что через час бурения с механической скоростью 2,5 м/час фиксируют прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ΔQ_ф5 = 0,0006 м³/с за пять минут (12% производительности насосов), при этом снижение давления в трубах составило ΔР_т5 = 0,4 МПа (давление в трубах 12,29 МПа), что свидетельствует о притоке газа в скважину в результате депрессии.

Определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости а_ф5, предварительно вычислив параметр а_пф5 и объем газа в скважине, приведенный к нормальным условиям (н. у. ) с использованием ПК (программного обеспечения "Excel-Office 97''):
dh=1м,


P_з=1,44•10⁶+3340•1,19•10⁴=41,19•10⁶ Па;
grP_c=1155•9,81+1,81•10⁶/3340=1,19•10⁴ Па/м;
ΔP_з=(41,19-0,4)•10⁶=40,7•10⁶ Па;
ΔP²=(41,27•10⁶)²-(40,7•10⁶)²=4,72•10¹³ Па;
P(h,t₆)=1,44•10⁶+h•1,19•10⁴-0,4•10⁶•(1-h/5400•0,44) Па;
b=0,015•2,8•10^-4•0,3=1,28•10^-6 м³/с;


что соответствует условию в рассматриваемом случае. Определяют предельно допустимое снижение давления в трубах

и удовлетворяет условию (41,27 - 41,09 + 0,83)•10⁶ = 1,01 МПа ≤ 2 МПа.

Продолжают бурение пятого интервала с устьевым давлением 1,44 МПа, отслеживая давление в трубах, в течение контрольного времени, по истечении которого на устье скважины выходит газожидкостная смесь. Осуществляют бурение шестого интервала в течение контрольного времени с устьевым давлением 1,44 МПа, отслеживая давление в трубах. При бурении шестого интервала в течение 1-го часа (общее время бурения 7 часов) с фактической механической скоростью 2,5 м/час наблюдается постепенное снижение давления в трубах на величину ΔР_тф = 0,83 МПа, т.е. выполняется условие ΔP_тф = [ΔP_т5]. Продолжают бурение шестого интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости

P_y(t)=3,5•10⁶-1155•9,81•0,44•60•(7-t)=3,5•10⁶-0,299•10⁶•(7-t). Так, в первый момент повышают устьевое давление до величины 1,5 МПа, через 4 мин - 2,6 МПа, через 7 мин на устье создают давление 3,5 МПа, сохраняя на кровле продуктивного пласта постоянную безопасную депрессию
[ΔP]=41,27•10⁶-(1,44+1,81+ 9,81•1,155•3,34-0,83)•10⁶=1,01 МПа.

На депрессии вскрыто шесть интервалов, общей мощностью 29,5 м, т.е. степень вскрытия продуктивного пласта на депрессии составляет k_В = 29,5/100 ≈ 0,30 или 30%. Доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования 3,5 МПа и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, где создается репрессия величиной

что составляет 1,4% превышения над пластовым давлением.

На фиг.3 представлены графики зависимости изменения давления на устье от глубины вскрытия продуктивного газоносного пласта и распределения давления в кольцевом пространстве скважины при завершении вскрытия пласта по заявляемой технологии (см. раздел примера - прямую 1) и по прототипу (см. прямую 2).

На оси абсцисс (давлений) отмечены значения давлений на устье скважины [P_ymax] , P_y1, P_yi, Р_y5, Р_y и пластовые Р_пл, Р_плф. На оси ординат (глубины) отмечены значения глубин залегания кровли Н_К, подошвы Н_п продуктивного пласта и интервалы бурения h₁ - h₅ (причем начиная со 2-го, интервал, намечаемый к вскрытию, следует считать i-товым, а все пробуренные - j-товыми).

Прямая 1 характеризует распределение давления в кольцевом пространстве скважины, заполненной промывочной жидкостью откорректированной плотности и предельно допустимой газонасыщенности, с учетом гидравлических потерь давления и устьевого давления, равного максимально допустимого давления устьевого оборудования.

Прямая 2 характеризует распределение давления в кольцевом пространстве скважины, заполненной промывочной жидкостью откорректированной плотности, с учетом гидравлических потерь давления и расчетного устьевого давления Р_y.

По сравнению с прототипом (см. фиг. 3) очевидно улучшение качества вскрытия пласта за счет увеличения степени вскрытия пласта по мощности на депрессии: k_в = 27%, а по прототипу k_B = 24%, а также уменьшение репрессии на подошву пласта ΔР_р = 0,19 МПа, а по прототипу ΔР_р = 0,36 МПа, и повышение безопасности процесса за счет оперативности обнаружения на ранней стадии притока газа в скважину за счет анализа фактических данных устьевой информации.

Продуктивный пласт вскрыт с кровли на депрессии до глубины, обусловливаемой газонасыщением промывочной жидкости, а оставшаяся часть до подошвы пласта - на репрессии с сохранением безопасной депрессии в кровле. В результате 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. Заявляемая технология позволяет определить фактическое пластовое давление, состав пластового флюида и параметр продуктивности (коллекторские свойства) пласта 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. совместно вскрыть без спуска дополнительной технической колонны проявляющий и поглощающий пласты (например, на месторождениях предприятий Тюменбургаза).

Изобретение относится к бурению газовых скважин с регулированием гидростатического давления в стволе и может быть использовано при вскрытии пластов (Пл) большой мощности с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). В начальный момент вскрытия (Пл) рассчитывают минимальную плотность промывочной жидкости (ПЖ). Определяют гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины. Доводят устьевое начальное давление до расчетной величины. Определяют предельно допустимое газонасыщение ПЖ. Бурят как первый интервал продуктивного Пл, так и последующий за контрольное время при постоянном отслеживании давления в трубах и расхода ПЖ на выходе из скважины. В процессе бурения первого интервала в случае постоянства или снижения давления в трубах при одновременном увеличении расхода ПЖ на выходе из скважины определяют фактическое газонасыщение ПЖ, сравнивают с предельно допустимым и при условии их равенства продолжают бурение первого интервала, повышая устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования, и завершают бурение Пл. При условии превышения фактического газосодержания ПЖ по сравнению с предельно допустимым останавливают бурение, вымывают флюид Пл, корректируют максимальную плотность ПЖ, доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования и завершают бурение Пл. При недостижении фактического газосодержания предельно допустимого ПЖ продолжают бурение как первого, так и последующих интервалов с начальным устьевым давлением, отслеживая давление в трубах. На первом интервале определяют предельно допустимое снижение давления в трубах и при равенстве фактического снижения давления в трубах и предельно допустимого в трубах продолжают бурение следующих интервалов, повышая устьевое давление до максимально допустимого, и завершают бурение Пл. В случае отсутствия притока газа, т.е. при постоянстве давления в трубах и расхода ПЖ на выходе из скважины, создают расчетную депрессию для вскрываемого интервала. Бурят до увеличения расхода ПЖ на выходе из скважины и повторяют программу бурения, предусмотренную как для бурения первого интервала, так и последующих с соответствующей заменой параметров бурения первого интервала на параметры вскрываемого интервала. Программа бурения базируется на математических расчетах по фактическим данным бурения. Улучшается качество и повышается безопасность вскрытия пласта. 3 ил.

Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением, включающий герметизацию устья скважины и в начальный момент вскрытия расчет минимальной плотности промывочной жидкости, определение гидравлических потерь в кольцевом пространстве скважины и для бурения первого интервала продуктивного пласта доведение начального устьевого давления до величины, определяемой по формуле
Р_у1 = [Р_у] - Р_кл,
где Р_у1 - давление на устье в начальный момент вскрытия, Па;
[Р_у] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении, согласно условию
[Р_у] ≤ Р_пл - Р_min, Па,
где Р_пл - проектная величина пластового давления, Па;
Р_min - давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине Н_к, обеспечивающей технологический эффект, Па;
Н_к - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;
Р_кп - гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, Па,
бурение как первого, так и последующих интервалов, за контрольное время для первого интервала, определяемое по формуле
t₁ = (Н_к • S_кп)/Q,
где t₁ - контрольное время бурения первого интервала, с;
S_кп - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м²;
Q - производительность насосов, м³/с,
с постоянным отслеживанием величины давления в трубах и в случае отсутствия притока газа создание депрессии на пласт путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости

где Р_уi - давление на устье для вскрываемого i-го интервала, Па, i= 2, . . . , n;
h_j - вскрытый интервал бурения, м, j= 1, . . . , n;
ρ_o - минимальная плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с²,
отличающийся тем, что в начальный момент вскрытия дополнительно определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости по выражению
[а₁] = min { а_выб1, а_уст1} ,
при этом


где [а₁] - предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости, приведенное к нормальным условиям (н. у. );
а_выб1 - допустимое газонасыщение промывочной жидкости, соответствующее условию начала выброса и приведенное к н. у. ;
а_уст1 - допустимое газосодержание промывочной жидкости, обеспечивающее устойчивость стенок скважины и приведенное к н. у. ;
[Р_уmax] - максимально допустимое давление на устье скважины, определяемое технической характеристикой устьевого оборудования (вращающегося превентора, дросселя), Па;
Р_з - давление в скважине на глубине залегания кровли продуктивного пласта, равное сумме гидростатического и гидродинамического давления в кольцевом пространстве на глубине залегания кровли пласта и давления на устье скважины, Па;
Т_о, Т_з - температура промывочной жидкости на устье и на забое, соответственно, К;
ΔР_max - максимально допустимая депрессия на стенки скважины, в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений, т. е. разницы между горным и поровым давлением пород (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М. , 1998, п. 2.7.3.5), Па;
ρ_г - плотность газа в н. у. , кг/м³;
α_т - коэффициент растворимости газа при нормальных условиях и средней температуре промывочной жидкости, Па^-1;
Р_о - атмосферное давление, Па;
z_о, z - коэффициент сжимаемости газа в нормальных условиях и усредненный соответственно,
причем наряду с отслеживанием давления в трубах дополнительно отслеживают расход промывочной жидкости на выходе из скважины, и в процессе бурения первого интервала в случае постоянства или снижения давления в трубах при одновременном увеличении расхода промывочной жидкости на выходе из скважины определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости по формуле

при этом


Р_з = Р_у1 + Н_к•gr Р_с;
grP_c = gρ_o+P_кп/H_к,
ΔP_з = P_з-ΔP_т1,
ΔP² = P2пл

-ΔP23;
Р(h, t_б) = Р_у1 + h•grР_с - ΔР_т1•(1-h/t_б v_кп);
b= S_заб•v_m•m•z;
α_з = α_T•Q,
где а_ф1 - фактическое газонасыщение промывочной жидкости, в н. у. ;
V_н.у.(t_б) - объем газа в скважине, поступивший за счет переменной депрессии и с выбуренной породой за время бурения, к н. у. , м³;
а_пф1 - параметр, характеризующий коллекторские свойства вскрываемого пласта и приток газа к забою скважины при конкретных технологических условиях, м³/с², Па;
t_б - время бурения, с;
v_кп - скорость восходящего потока, м/с;
ΔQ_ф1 - фактический прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины, м³/с;
Δt - интервал времени в течение которого произошел прирост расхода промывочной жидкости, с;
gr Р_с - градиент суммарного давления промывочной жидкости в кольцевом пространстве, Па/м;
ΔР_т1 - текущее снижение давления в трубах, равное разнице давлений в трубах в начале бурения пласта и в текущий момент, Па;
Р(h, t_б) - распределение давления в скважине по высоте газожидкостной смеси, образовавшейся за время бурения, Па;
h - текущая высота газожидкостной смеси, м;
S_заб - площадь сечения забоя, м²;
v_м - механическая скорость бурения, м/с;
m - коэффициент пористости;
α_З - параметр, характеризующий количество растворенного газа, м³/(с•Па);
b - параметр, характеризующий коллекторские свойства вскрываемого пласта и приток газа с выбуренной породой, м³/с,
сравнивают с предельно допустимым газонасыщением промывочной жидкости и при условии а_ф1 = [а₁] продолжают бурение первого интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости
Р_у(t) = [Р_уmax] - ρ_og•v_кп•60•(t_п-t),
при этом

где Р_у(t) - текущее создаваемое устьевое давление, Па;
t_п - время, в течение которого осуществляется повышение давления на устье, мин;
t - текущий момент времени повышения давления на устье, мин,
и при этом давлении завершают бурение до половины продуктивного газоносного пласта, при условии а_ф1 > [а₁] останавливают бурение, определяют фактическое пластовое давление, вымывают пластовый флюид, корректируют минимальную плотность промывочной жидкости по формуле

где ρ - откорректированная минимальная плотность промывочной жидкости, кг/м³;
Р_плф - фактическое пластовое давление, Па,
доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта и при условии а_ф1 < [а₁] продолжают бурение как первого, так и последующих интервалов с начальным устьевым давлением и отслеживают давление в трубах, причем на первом интервале определяют предельно допустимое снижение давления в трубах по формуле

где [ΔP_т1] - предельно допустимое снижение давления в трубах при бурении в начальных условиях, Па,
и при условии ΔP_тф = [ΔP_т1] продолжают бурение последующего интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости, указанной в условии а_ф1 = [а₁] , и на этом устьевом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, а в случае отсутствия притока газа, т. е. при постоянстве давления в трубах и неизменном расходе промывочной жидкости на выходе из скважины, создают расчетную величину депрессии для вскрываемого интервала и проводят бурение до увеличения расхода промывочной жидкости на выходе из скважины и далее повторяют программу буровых работ, предусмотренную как для бурения первого, так и последующих интервалов с соответствующей заменой параметров бурения первого интервала на параметры вскрываемого интервала.