Способ определения пластового давления в процессе бурения Советский патент 1992 года по МПК E21B47/06 

статического пластового давления при наличии в стволе пластового флюида. Рассчитывают пластовое давление по формуле

РПЛ РГ + РИЗ.

где РГ - гидростатическое давление, Па;

РИЗ.Т - избыточное давление в бурильных трубах. Па.

Известен способ определения пластового давления в процессе бурения в условиях флюидопроявления, заключающийся в том, что после спуска колонны и создания избыточного давления в колонне восстанавливают циркуляцию и определяют плотность поступающего через затрубное пространство бурового раствора, причем приуменьшении плотности увеличивают избыточное давление в затрубном пространстве выравнивания плотности входящего и выходящего бурового раствора, а пластовое давление определяют из соотношения

Рп.-Рг + Ргск+ 5- 4 где РГ /здЬ - гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора. Па; . РГСК - гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве. Па; Ризб1 избыточное давление в обсадной колонне; при котором поступает пластовый флюид, МПа; Ризб2 избыточное давление в обсадной колонне, при котором прекращается поступление пластового флюида, МПа; р- плотность бурового раствора в бурильной колонне, кг/м ; h - глубина нахождения пласта, м; q - ускорение свободного падения, м/с . после чего циркуляцию в скважине останавливают. Известный способ позволяет осуществить определение пластового давления без использования специального геофизического оборудования или пластоиспытателей лишь при условии факта поступления флюида из пласта. Прм отсутствии флоюидопроявления данное техническое решение не выполнит задачу определения пластового давления, так как приподнятие долота над забоем не обеспечивает достаточного снижения забойного давления, а также создание избыточного давления до необходимой величины способствует прекращению флюидопроявления, подавляя тем самым инициирование скважины.

Цель изобретения - повыщение точности, оперативности, надежности и сокращение времени определения пластового давления.

Сущность изобретения заключается в том, что после остановки циркуляции бурового раствора в скважине поднимают колонну бурильных труб, определяют величинуснижения забойного давления при подъеме бурильных труб, оставляют скважину без циркуляции, инициируют флюидопроявление и через время, определяемое по формуле

t V/C-AP,

повторно спускают колонну бурильных труб и восстанавливают первоначальную плотность бурового раствора, а пластовое давление определяют из выражения

РПЛ РГ-Рд.п-Рст-Ahp д,

25 где V объем пластового флюида, поступающего в ствол скважины при инициации флюидопроявления, причем V Vflon, м . где Vflon - допустимый объем флюидопроявления, м ; С - коэффициент сопротивления движения жидкости или газа в пласте и глинистой корке, -с; , - величина депрессии на пласт. Па; PI /3 g h- гидростатическое давление. Па; Рд.п - гидростатическое давление, обусловленное подъемом бурильных труб. Па; РСТ - снижение забойного давления, обусловленное эффектами контракции и фильтрации, Па; ДН - глубина опорожнения скважины при подъеме бурильной колонны, м; р - плотность бурового раствора в бурильной колонне, кг/м ; q - ускорение свободного падения, м/с . , После прекращения циркуляции в скважине, во время подъема колонны бурильных труб из скважины происходит снижение забойного давления, обусловленного вышеуказанными причинами. После подъема колонны труб на некоторую глубину, например в башмак предыдущей колрннь, скважину оставляют без циркуляции в течение времени t. В каждом конкретном случае V Удоп. Если при этом забойное давление меньше пластового, то инициируется флюидопроявление и в скважину поступает пластовый флюид в объеме V. Через время t нахождения скважины в покое приступают к повторному спуску колонны бурильных труб на забой скважины. После завершения спуска колонны бурильных труб в; скважину создают циркуляцию 5 при открытом устье. В процессе циркуляции удаляют разгазированную пачку бурового раствора и восстанавливают его первоначальную плотность. Затем.определяют пластовое давление.10 Способ осуществляется следующим образом. Параметры скважины: диаметр скважины D 0,22 м, наружный Диаметр бурильной колонны dn 0,14 м, длина колонны труб L 4300 м, площадь кольца трубы 5т 0,01 м. Объем пластового флюида, поступившего в ствол скважины при испытании, V Vflon 1 м. Величина допустимого объема флюидопроявления при подъеме бурильной колонны находится в соотношении 1/4 Vnp Vflon 1 м, . где Vpp - предельньт объем флюидопроявления, м: Коэффициент сопротивления движения газа в пласте и глинистой корке С 0,64 -с. Величина С обычно определяется в процессе испытания скважин. Перепад давления (депрессии) Р 2,17 МПа. Газ, поступивший в скважину, обнаруживают во время промывки после спуска бурильной колонны.35 Пример. При промывке скважины перед подъемом колонны труб приводят параметры бурового раствора в соотношении в плотнЪстьюуО 2080 кг/м и статическим напряжением сдйига в 5,0 Па.40 Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, рассчитывают по формуле Рг /о g h 85,54 МПа.45 Прекращают циркуляцию в скважине. Подъем колонны труб с забоя начинают со скоростью V 0,2 м/с. Скорость распространения ударной,волны для необсажен- 50 ного ствола, заполненного буровым раствором, С м/с. Обычно С принимают для обсаженного ствола, заполненного водой, 1350 м/с, буровым раствором 1100 м/с. для необсаженного ствола, заполненного бу- 55 ровым раствором, 800 м/с. Используя эти . данные определяют гидродинамическое давление, обус.оовленное подъемомтруб, по формуле.. 15 20 25 30 PA.(V-Vo)-| 1. D -dn Поднимайэт колонну труб в бащмак. При этом глубину опорожнения определяют по формуле ,j.4300 ,05 -.(1,04 где L - глубина залегания пласта с наибольшим градиентом пластового давления; К - коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления столба бурового раствора на пластовым давлени-, ем при полностью заполненной скважине, принимается равным 1,05; Ki - крэффициент, учитывающий безопасное превышение гидростатического давления над пластовым во время подъема, принимается равным 1,04. Эта глубин.а не превышает безопасную глубину опорожнения, равную 43 м. Снижение давление за счет опорожнений скважины ль/од 0,85 МПа. Скважину оставляют без циркуляции в течение С д Р Снижение гидростатического давления, обусловленное эффектом контракции и фильтрации, определяется из соотношения PcT 0,02-Hi -yog 0,12 МПа, где HI -высотастолба бурового раствора от долота до забоя, равна 300 м. При этом инициируют флюидопроявление. Спускают колонну труб до забоя. Восстанавливают циркуляцию и промывку. Замеряют плотность бурового раствора в начале циркуляции, которая была 2030 кг/м .. Через 1,5 ч пошла разгазированная пачка бурового раствора в течение 40 миц, которую удаляют полностью и доводят параметры до первоначальных. Пластовое давлениерассчитывают по вышеприведенной формуле: . Рпл 88.87 МПа. При использовании предлагаемого способа повышаются точность и оперативность получения информации, сокращается время на проведение исследования скважин, ускоряется процесс вызова притока из пласта, что способствует охране недр и окружающей среды. Формула изобретения Способ определения пластового давления в процессе бурения, включающий спуск бурильной колонны, создание циркуляции в скважине, восстановление первоначальной плотности бурового раствора, остановку его циркуляции и определение гидростатического давления в скважине, отличающийс я тем, что, с целью повышения точности, оперативности и сокращения времени определения пластового давления в условиях отсутствия флюидопроявления, после остановки циркуляции бурового раствора в скважине поднимают колонну бурильных труб, определяют величину снижения забойного давления при подъеме бурильных труб (БТ), оставляют скважину безциркуляции, инициируют флюидопроявление и через время t, определяемое по формуле t V/C -АР. повторно опускают колонну бурильных труб и восстанавливают первоначальную плотность бурового раствора, а пластовое давление определяют из выражения РПП РГ-РД.П-РСТ-АЬ-рд , где V - объем пластового флюида, поступающего в ствол скважины при инициации флюидопроявления, причем . м, где Vflon - допустимый объем флюидопроявления, м ; С - коэффициент сопротивления движения жидкости или газа в пласте и глинистой корке, м Па -с ДР - величина депрессии на пласт. Па; РГ /3 g h -гидростатическоедавление. Па; Рд.п - гидродинамическое давление, обусловленное подъемом БТ, Па; РСТ - снижение забойного давления, обусловленное эффектами контракции и фильтрации. Па; ДН - глубина опорожнения скважины при подъеме бурильной колонны, м; о- плотность БР в бурильной колонне, - ускорение свободного падения.

Изобретение относится к исследованию поисковых и разведочных скважин и может быть использовано в различных нефтегазовых районах при проведении поисково-разведочного бурения на нефть и газ в глубоких скважинах. Цель изобретения - повышение точности, оперативности и сокращение времени определения пластового давления (ПД). После остановки циркуляции бурового раствора (БР) в скважине поднимают колонну бурильных труб (БТ), определяют величи-ну снижения забойного давления при подь- еме БТ, оставляют скважину без циркуляции, инициируют флюидопроявление и через время, определяется по формуле t = V/C -АР, повторно спускают колонну БТ и восстанавливают первоначальную плотность БР, а ПД определяют из выражения РПЛ = РГ- Рд.п - РСТ - Аh • /э • д, где V -.объем пластового флюида, поступающего в ствол скважины при инициации флюидопроявле- ния, причем V<Vflon, м ; Удоп ~ допустимый объем флюидопроявления,. м ; С - коэффициент сопротивления движения жидкости или газа в пласте и глинистой корке, м /Па • с; АР - величина депрессии на пласт. Па; РГ =уО • g ' h - гидростатическое давление. Па; Рд.п - гидродинамическое давление, обусловленное подъемом БТ, Па; РСТ-снижение забойного давления, обусловленное эффектами контракции и фильтра'ции. Па; Ah - глубина опорожнения скважины при подъеме бурильной колонны, м; р- плотность БР в бурильной колонне, кг/м"^; g - ускорение свободного падения, м/с .СПсИзобретение относится к исследованию поисковых и разведочных скважин и может быть использовано в различных нефтегазовых районах при проведении поисково-разведочного бурения на нефть и газ в глубоких скважинах.Известен способ определения пластового давления при исследовании слабопро-ницаемых пластов в процессе бурения во время проявлений, предполагающий обязательное освоение скважины, в которую спущена колонна труб, и получение притока пластового флюида.Пластовое давление замеряется на завершающем этапе исследования путем закрытия скважины для восстановленияVI^О 00>&