/
Автор: Шевцов В.Д.
Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых общие вопросы горного дела бурение скважин нефтяная промышленность газовая промышленность издательство недра
ISBN: 5-247-00339-X
Год: 1988
Текст
В.Д. Шевцов
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ
ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
ИВЫБРОСОВ
при бурении
глубоких
скважин
МОСКВА "НЕДРА" 1988
ББК 33.131
Ш11
УДК 622.241 .-622.817.4
Рецензент канд. техн, наук В.И. Авилов
Шевцов В.Д.
Ш11 Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глу-
боких скважин. — М.: Недра, 1988. — 200 с.: ил.
ISBN 5-247-00339-Х
Освещены причины поступления газа в ствол бурящейся скважины.
Рассмотрены оперативное выявление зон аномально высоких пластовых
давлений, раннее обнаружение притока газа в скважину, давления, возникаю-
щие в скважине при борьбе с газопроявлениями. Дена классификация и вы-
бор методов ликвидации газопроявлений. Проанализированы факторы, спо-
собствующие возникновению и развитию газопроявлений, приведены проти-
вовыбросовые программы. Уделено внимание методам определения характе-
ристик проявляющего пласта.
ББК 33.131
Для инженерно-технических работников буровых предприятий нефтя-
ной и газовой промышленности. _
2504030300-110 " * ___
«....-.J»- 27?i»l; J4“------------, V H il
I >ДЦ_!
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ИЗДАНИЕ
Шевцов Владимир Дмитриевич
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
И ВЫБРОСОВ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
Заведующий редакцией Л.Н. Аваманская Художественный редактор В.В. Шутько
Редактор издательства М.В. Анфиногенова Технический редактор Н.С. Анашкина
Обложка художника А. Толмачева Корректор Н.Г. Гаспарьян
Операторы И.А. Павловская,
И Б № 7572 И.В. Сввалкина
Подписано в печать 12.01.88. Т—05726. Формат бОхвв^И. Бумага книжно-
журнальная. Набор выполнен на наборно-пишущей машине. Гарнитура "Универе".
Печать офсетная. Усл.печ.л. 12,25. Усл. кр.-отт. 12,62. Уч.-изд. л. 13,46.
Тираж 6100 экз. Заказ 6366 /1636-4. Цена 65 коп.
Ордена "Знак Почета" издательство "Недра",
125047, Москва, пл. Белорусского вокзала, 3.
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени МПО "Пер-
вая Образцовая типография имени А.А. Жданова" Союзполиграфпрома при Государ-
ственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
113054, Москва, Валовая. 28.
ISBN 5-247-00339-Х
© Издательство "Недра", 1988
ВВЕДЕНИЕ
Увеличение объемов добычи нефти и газа неизбежно связано с экс-
плуатацией новых месторождений и продуктивных горизонтов, откры-
тие которых зависит от степени совершенства применяемой технологии
бурения скважин. В последние годы наметилась тенденция к значительно-
му росту глубин вновь открываемых и разбуриваемых залежей углево-
дородов, а также глубин горизонтов, перспективных для проведения по-
исковых и разведочных работ.
По мере углубления бурящихся скважин возрастает и воздействие
возникающих при этом в буровом растворе гидродинамических, физико-
химических и механических процессов на общее состояние системы сква-
жина — горные породы. В результате этого обычное глубиной увеличива-
ются частота и степень осложнений, растут затраты средств и времени на
борьбу с ними. Чтобы избежать этого, следует перестраивать технологию
бурения, изменять ее в соответствии с усложняющимися условиями про-
водки скважин. Основное различие в технологии проводки обычных и
глубоких скван^лн заключается в дорогостоящей и продолжительной
подготовке к бурению глубоких и сверхглубоких скважин.
Причем затраты связаны не только с приобретением необходимого
наземного и глубинного оборудования, но и с тщательным изучением
условий бурения на больших глубинах.
Обычная технология, по данным зарубежной литературы [11, при-
годна для бурения скважин глубиной не свыше 4000 м. Чтобы дальней-
шее углубление бурящихся скважин было эффективным, требуется при-
менение специальной технологии, так как в противном случае возможны
осложнения и аварии, а механическое бурение почти приостанавливается.
Специальная технология бурения основана на поддержании в забое мини-
мального дифференциального давления. В связи с этим технология буре-
ния глубоких скважин включает в себя, как важнейшую составную часть,
комплекс противовыбросовых мероприятий, позволяющих своевремен-
но обнаружить, распознать и ликвидировать развивающийся выброс еще
на стадии газопроявления, с минимальными затратами.
Вообще, как показывает практика бурения скважин, газопроявле-
ния представляют собой весьма опасный, характеризующийся различны-
ми неожиданностями вид осложнений.
Г азопроявления могут переходить из одной формы в другую, пре-
вращаясь при наличии соответствующего потенциала в выбросы и откры-
тые фонтаны. Подчас эти превращения происходят довольно быстро, что
характерно обычно для завершающих фаз развития выбросов. Последо-
вательность в развитии каждого газопроявления, а также конкретная его
форма на конечном этапе являются результатом влияния множества са-
3
мых разнообразных факторов. Все эти факторы, как было установлено
[41], могут быть разделены на три основные группы: природные; техни-
ко-технологические; организационные.
Наличие природных факторов характеризует потенциальную воз-
можность возникновения проявлений и их потенциальную интенсив-
ность, что, однако, вовсе не свидетельствует о неизбежности этих ослож-
нений. Основную роль в процессах развития проявлений играют техниче-
ские, технологические и организационные факторы. Воздействуя на них,
можно или не допустить возникновения проявления, или в противном
случае ограничить его той формой, при которой оно может быть ликви-
дировано в данных условиях с наименьшими трудностями.
Возникновение выброса в результате определенного периода разви-
тия логически отвергает элемент внезапности в его появлении. Та кажу-
щаяся внезапность выбросов, которая часто отмечается на практике,
обусловлена несовершенством контроля за состоянием скважины и осо-
бенно ее циркуляционной системы, при применяемых методических
средств борьбы с проявлениями, а также слабой подготовкой бурового
персонала.
В связи с созданием и развитием сбалансированного способа бурения
за рубежом получили распространение рациональные методы плавного
(при постоянном забойном давлении) глушения проявляющих сква-
жин, составляющие неизбежный этап в совершенствовании технологии
сверхглубокого и глубокого бурения. Методы плавного глушения, впи-
сываясь в общие требования современной технологии проводки скважин
на глубокозалегающие горизонты, позволяют в период ликвидации про-
явлений избежать чрезмерных перепадав давлений в скважине, что важно
для предупреждения ряда других осложнений. Эффективность плавного
глушения во многом зависит от точности реакции системы раннего обна-
ружения выбросов. При надлежащей точности измерительных устройств
выброс может быть обнаружен и ликвидирован в зачаточном состоянии.
В этих случаях под "выбросом'' подразумевается такое проявление, т.е.
поступление флюида в ствол скважины, которое при отсутствии контро-
ля сможет перерасти в выброс в обычном понимании этого слова.
Проблема предупреждения выбросов, следовательно, не исчерпыва-
ется методами плавного глушения. Являясь конгломератом ряда вопро-
сов, она имеет более широкое содержание. В настоящее время над совер-
шенствованием методов предупреждения выбросов работают как зару-
бежные, так и отечественные ученые.
Однако надо заметить, что в отечественной буровой практике мето-
ды раннего обнаружения и глушения проявлений при постоянном забой-
ном давлении еще не нашли должного широкого применения. В результа-
те затраты на борьбу с проявлениями еще чрезвычайно высоки. В Мини-
стерстве газовой промышленности в 1979—1981 гг. на ликвидацию одно-
го проявления (исключая газирование бурового раствора) в среднем за-
4
трачивалось 1019 ч. В Министерстве нефтяной промышленности в период
1976—1979 гг. одно проявление ликвидировали в среднем за 996 ч. Со-
гласно проведенным расчетам, при применении рациональных методов на
ликвидацию одного проявления с учетом фактических глубин проявляю-
щих скважин необходимо 10—12 ч. Отсюда видно, какое серьезное значе-
ние имеет внедрение рациональных методов борьбы с выбросами при бу-
рении скважин.
Вместе с тем проблема применения методов раннего обнаружения и
рациональной ликвидации проявлений имеет еще одну весьма важную
сторону. Владея этими методами, каждое проявление можно рассматри-
вать не как осложнение, а скорее как информацию о проходимом разре-
зе. В принципе, по мере методического и технического совершенствова-
ния, проявления могут быть использованы без риска с целью получения
характеристики проявляющего объекта, т.е. при этом могут выполнять-
ся задачи испытания пластов в процессе бурения в условиях, когда за-
грязнение пласта еще минимально.
ГЛАВА 1
ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ГАЗА
В СТВОЛ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
НЕДОСТАТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ СТОЛБА БУРОВОГО РАСТВОРА
Главная функция бурового раствора — создание противодавления на
вскрытые, насыщенные флюидами пласты геологического разреза, про-
ходимого скважиной. Этому уделяется самое серьезное внимание на ста-
дии проектирования буровых работ и непосредственно на практике. Од-
нако в ряде случаев величина противодавления в скважине может ока-
заться ниже, чем это требуется для предотвращения притока газа или
других флюидов. Недостаток давления столба бурового раствора может
возникнуть в результате следующих причин:
недостаточной плотности бурового раствора;
возникновения поглощения;
пересечения скважиной тектонической трещины, сообщающейся с
залегающим ниже газоносным пластом;
несвоевременного долива скважины при подъеме бурильной ко-
лонны.
Рассмотрим перечисленные факторы исходя из условий современно-
го глубокого бурения.
Недостаточная плотность бурового раствора, применяемого при
вскрытии газонасыщенных интервалов, на первый взгляд может оказать-
ся следствием ошибки в технологии проводки скважины. Однако внима-
тельное рассмотрение вопроса показывает, что во многих случаях это да-
леко не так.
Современные глубокие разведочные и поисковые скважины в ниж-
ней части вскрывают, как правило, слабо изученный, иногда совсем не-
изученный разрез, вместе с тем опыт бурения показывает, что практиче-
ски во всех нефтегазовых регионах в глубокозалегающих горизонтах
встречаются аномально высокие пластовые и поровые давления. При
этом закономерности изменения давлений крайне разнообразны как по
простиранию, так и по мощности отложений. Нарастание давления с уве-
личением глубины может происходить равномерно, в плавном темпе
(рис. 1,а) или носить скачкообразный характер (рис. 1,6) [30].
Если постоянное изменение градиента пластового или порового дав-
ления может быть учтено и нейтрализовано путем периодической кор-
ректировки плотности бурового раствора, то при скачкообразном его из-
менении вполне возможно неожиданное проявление высоких пластовых
давлений в процессе углубления скважины.
Вместе с тем отмечается неравномерность распределения градиентов
аномального давления и по площадям структур. Так, в работе [6] отме-
6
Рис. 1. Зависимость порового и пластового давлений от глубины скв. 20 Лабинской
площади:
1 — по геофизическим данным; 2 — по d-экспоненте; 3 — по кернам
чено, что на Салымском месторождении максимальные пластовые давле-
ния отмечены в осевой зоне структуры, на Ем-Еговском месторожде-
нии — только в юго-восточной части. В работе [23] описаны случаи су-
ществования локальных аномалий пластового давления на площадях за-
падного борта Южно-Каспийской впадины. Такие локальные проявления
АВПД авторы связывают с гидродинамически ограниченными ловушка-
ми (тектонически и литологически ограниченными залежами). К.А. Ани-
киев [1] отмечает неравномерность, неожиданность проявлений АВПД
при разбуривании месторождений и индивидуальность их поведения даже
в соседних близко расположенных скважинах.
Е.П. Фролов исследовал распределение аномально высокого давле-
ния на 14 площадях Кубани [31]. В результате анализа установлено, что
величина максимального градиента давления изменяется по площади и
зависит от глубины кровли пород с АВПД. В зависимости от местополо-
7
жения скважины на структуре разница давления по площади в ряде слу-
чаев в этом регионе достигает 20 %.
Таким образом, недостаточная плотность бурового раствора в усло-
виях глубокого и сверхглубокого бурения технологически допустима
при проводке не только разведочных, но и эксплуатационных скважин в
случае неравномерного распределения градиентов АВПД в недрах разбу-
риваемой структуры.
Поглощения бурового раствора, согласно современным представле-
ниям, обусловлены, с одной стороны, свойствами проходимых пород, а
с другой — применяемой технологией бурения. Трещиноватые, каверноз-
ные породы, породы с повышенной проницаемостью — потенциально по-
глощающие объекты. Однако для возникновения поглощения необхо-
дим перепад давления в скважине, под действием которого происходит
движение жидкости в пласт. Этот перепад будет тем меньше, чем выше
проницаемость, трещиноватость или кавернозность вскрытых отложе-
ний, Наряду с естественной трещиноватостью, причиной поглощения бу-
рового раствора являются искусственные трещины, возникающие при
гидравлическом разрыве пластов.
В.И. Крылов и Н.И. Сухенко [13], проанализировавшие работы, по-
священные поглощению буровых растворов, пришли к выводу, что
основная причина прекращения циркуляции при бурении скважин — уве-
личение давления на пласт больше допустимого значения. В результате в
пласте появляются трещины гидроразрыва.
Причины повышения гидравлического давления в скважине:
увеличение плотности бурового раствора вследствие утяжеления при
проходке зон газопроявлений или самопроизвольное утяжеление в про-
цессе бурения;
возрастание продавочных давлений при пуске насосов вследствие
тиксотропного загустевания растворов;
повышение гидравлических сопротивлений в кольцевом пространст-
ве при сужении ствола из-за коркообразования и образования корки и
сальников на бурильной колонне;
повышение гидродинамического давления при спуске инструмента.
А.А. Мовсумов в результате анализа ряда работ [23] называет сле-
дующие причины поглощений:
проницаемость и пористость, кавернозность и трещиноватость гор-
ных пород, имеющих низкие (по сравнению с гидродинамическими)
пластовые давления ;
проникновение подземных вод в сильно сжатые трещины и их рас-
ширение под действием капиллярных сил вплоть до образования каверн
и каналов;
гидравлический разрыв пластов под действием высоких гидродина-
мических давлений при выполнении различных операций в бурении.
Действующие в процессе бурения на стенки скважины дополнитель-
8
Рис. 2. Определение глубины воз-
никновения гидроразрыва пород
в зоне АВПД:
1 — градиент давления гидрораз-
рыва; 2 — градиент давления
столба бурового раствора; 3 —
градиент порового давления
резервуарах — несоответствие
ные гидродинамические давления могут
оказаться достаточными для расшире-
ния имеющихся в пласте трещин и об-
разования новых. При этом жидкость,
обладающая высокими структурно-
механическими свойствами, может ухо-
дить в трещины под действием возни-
кающего перепада давлений.
При бурении скважин на площадях
с АВПД, как показал У.Х. Фертль
[30], поглощения бурового раствора
вследствие гидравлического разрыва
пород наблюдаются главным образом
в глинисто-песчаных толщах разреза
многих третичных бассейнов. При этом
обычно происходит выравнивание гра-
диентов давления гидроразрыва и поро-
вого давления. В пластах, сложенных
твердыми породами, закономерности
возникновения поглощений иные.
Основная причина поглощений в
трещинных и кавернозно-трещинных
градиентов пластового и гидростатического давлений столба утяжелен-
ного бурового раствора.
Таким образом, общей причиной поглощений в глубоких и сверхглу-
боких скважинах следует считать превышение допустимого значения
дифференциального давления на слабые песчано-глинистые или каверноз-
но-трещиноватые карбонатные породы вскрытого разреза.
Возможность предупреждения гидроразрыва в глинисто-песчаных
толщах зависит от правильной оценки градиентов давления гидроразры-
ва и порового давления. На рис. 2 иллюстрируются условия возникнове-
ния гидроразрыва и поглощения в скважине с высоким пластовым дав-
лением. Точка А — глубина установки башмака обсадной колонны. Без-
опасное бурение возможно до глубины L ( (точка Б), где плотность бу-
рового раствора соответствует градиенту давления гидроразрыва у баш-
мака колонны. Дальнейшее углубление скважины без спуска новой об-
садной колонны требует дополнительного увеличения плотности бурово-
го раствора. При этом возникает опасность гидроразрыва пород ниже
точки А.
Вскрытие трещиновато-кавернозных продуктивных отложений на
месторождениях с АВПД часто сопровождается поглощениями, перехо-
дящими в проявления при незначительных изменениях плотности буро-
вого раствора. Такие осложнения наблюдались в Чечено-Ингушетии, Да-
гестане, Узбекистане.
9
В Узбекистане на месторождении Зеварды газовая залежь приуроче-
на к высокопроницаемым известнякам келловей-оксфорда. Пластовое
давление в продуктивных отложениях характеризуется как аномально
высокое. Коэффициент аномальности по мощности продуктивного гори-
зонта составляет 1,9—2.
Бурение некоторых скважин осложнялось перемежающимися погло-
щениями бурового раствора и газопроявлениями при незначительных
колебаниях его плотности в пределах нескольких сотых грамма на куби-
ческий сантиметр. Плотность бурового раствора обычно составляла 1,9—
2,04 г/см3. Введение наполнителей и установка различных тампонов не
всегда приводили к положительным результатам при борьбе с поглоще-
ниями. Однако снижение плотности бурового раствора, как правило,
уменьшало интенсивность поглощения. Регулирование давлений в сква-
жине в аналогичных условиях — основное средство успешного преодоле-
ния подобных осложнений.
В ряде случаев скважины могут пересекать тектонические наруше-
ния. Если такие нарушения сообщаются с нижележащими газовыми пла-
стами, то они содержат газ под давлением, превышающим давление стол-
ба бурового раствора. Это подтверждается документально, например,
для района сброса Глук в Юго-Восточной Моравии, где газ двигается
вдоль трещины сброса с большой глубины [30]. Приуроченность газо-
нефтеводопроявлений к полостям тектонических нарушений в глини-
стых толщах наблюдалась на месторождениях Западной Туркмении,
Азербайджана, Чечено-Ингушетии. Очевидно, что интенсивность проявле-
ний в таких случаях определяется проводящей способностью тектониче-
ского нарушения и может быть самой различной.
Несвоевременный долив при подъеме бурильного инструмента мо-
жет служить причиной газопроявления вследствие падения уровня буро-
вого раствора в скважине. Режим долива регламентируется инструкция-
ми и руководящими документами, и этому вопросу на практике уделя-
ется исключительное внимание. Однако, несмотря на это, не всегда пра-
вильно оценивают сущность происходящих процессов. Падение давления
вследствие снижения уровня суммируется с гидродинамическим сниже-
нием давления и общее уменьшение давления на забое
Др = pgkh + &ра, (1.1)
где р — плотность раствора; д — ускорение свободного падения; ДЛ —
снижение уровня раствора в скважине; Дрд — гидродинамическое сни-
жение давления.
По-видимому, в этом случае проявление начинается в результате об-
разования недостатка запаса противодавления для компенсации гидроди-
намического снижения давления во время подъема колонны, что приво-
дит сначала к периодическому, а затем и к устойчивому притоку флюи-
дов в скважину.
10
В скважинах, бурящихся на газ, бурильная колонна поднимается при
непрерывном доливе раствора до устья. Такая практика, как будет пока-
зано дальше, вполне оправдана при небольших запасах противодавления,
но требует вместе с тем оценки количества доливаемого раствора для
определения притока пластовых флюидов в скважину.
Как видно из сказанного, недостаток противодавления на вскрывае-
мый продуктивный пласт может быть обусловлен разнообразными при-
чинами технологического и инженерно-геологического характера. При
недостатке противодавления и в случае высокой продуктивности пласта
проявления характеризуются высокой интенсивностью и бурным разви-
тием. При низкой продуктивности (плохих коллекторских свойствах
пласта) наблюдается постоянное присутствие газа в циркулирующем бу-
ровом растворе и повышение газосодержания в выходящих забойных
пачках после наращивания бурильной колонны и других перерывов в
промывке.
ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ ПРИ ПОДЪЕМЕ
БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА
В процессе подъема колонны бурильных труб происходит снижение
гидродинамического давления на стенки и забой скважины. Снижение
давления обусловлено наличием сил внутреннего трения в жидкости, под
влиянием которых при выполнении объема, освобождающегося ниже
поднимаемой колонны, в кольцевом пространстве скважины возникают
гидравлические сопротивления. Наряду с потерями на трение в кольце-
вом пространстве вследствие неравномерности движения бурового ин-
струмента, передающегося жидкости, возникают и инерционные сопро-
тивления. Общее снижение давления представляет собой сумму гидрав-
лических вязкостных и инерционных сопротивлений, хотя их относитель-
ная значимость меняется во времени как по величине, так и по знаку.
Давление в скважине уменьшается во всей длине движущейся колон-
ны труб, изменяясь по линейному закону, от максимального значения у
ее нижнего конца до нуля у устья скважины. В местах установки долота,
центраторов и других элементов низа колонны, являющихся местными
сопротивлениями, наблюдается скачкообразное изменение гидродинами-
ческого давления. Наибольшее значение перепада давления, наблюдаемое
у нижнего конца колонны, передается на забой и часть скважины ниже
колонны. С увеличением глубины скважин колебания гидродинамиче-
ского давления при спуско-подъемных операциях увеличиваются. В глу-
боких и сверхглубоких скважинах эти колебания достигают величин,
опасных как для прочности пород, так и для возникновения проявлений,
в связи с чем принимаются специальные меры для их снижения.
На рис. 3 приведен обобщенный (условный) график изменения гид-
11
Рис. 3. Колебания гидродинамического давления на забое бурящейся скважины
в нормальных условиях бурения (по Е.К. Кларку):
1 — включение гидродинамического тормоза; 2 — инструмент на забое; 3, $ —
восстановление циркуляции; 4 — быстрая проработка; 5 — остановка насоса для
наращивания; 7 — продолжение бурения; 8 — промывка; 9 — отвинчивание веду-
щей трубы; подъем: 10 — на первой скорости, 11 — на второй скорости; 12 —
на третьей скорости; 13 — статическое давление столба бурового раствора; 14 —
спуск инструмента; 15 — бурение; 16 — промывка; 17 — подъем инструмента
родинамического давления на забое скважины в процессе спуска, отра-
ботки и подъема долота. Гидродинамическое давление выражено в еди-
ницах эквивалентной плотности бурового раствора. В процессе спуска
бурового инструмента перепады давления увеличиваются пропорцио-
нально нарастающей длине колонны труб в скважине. С включением гид-
родинамического тормоза темп прироста размаха колебаний давления за-
медляется. Включение насоса для восстановления циркуляции вызывает
скачок давления. Величина его зависит от плавности запуска насосов,
глубины скважины, тиксотропности бурового раствора и других его по-
казателей. В процессе бурения давление на забое увеличивается в резуль-
тате появления в восходящем потоке бурового раствора частиц выбурен-
ного шлама, утяжеляющего раствор. После промывки на забое восста-
навливается нормальное давление циркуляции. При наращивании инстру-
мента наблюдаются резкие колебания давления. Снижение гидродинами-
ческого давления во время подъема бурового инструмента зависит от
длины колонны труб и скорости подъема. Переход на более высокую
скорость подъема (с первой на вторую и со второй на третью) увеличива-
ет колебания давления на забое до первоначального значения, хотя длина
колонны значительно уменьшилась (см. рис. 3).
12
Рис. 4. Зависимость колебания гидродинами-
ческого давления от диаметра скважины
(р = 1,8 г/см3; т? = 0,035 Па-с; TQ =
= 7,4 Па). При скорости движения колон-
ны, м/с:
1 - 0,3; 2 - 0,6; 3 - 1,2
Таким образом, колебания давле-
ния в процессе подъема колонны в мо-
мент переключения скоростей лебедки
скачкообразно увеличиваются, прибли-
жаясь к своему максимальному значе-
нию в начале подъема. Это следует учи-
тывать на практике.
Изменение давления в скважине при спуске и подъеме свечи длиной
27 м детально показано на рис. 4. Форма кривой на графике обусловлена
нестационарностью процессов движения жидкости в кольцевом про-
странстве вследствие неравномерности скорости движения инструмента
и представляет собой результат наложения гидравлических потерь на тре-
ние и инерционных сопротивлений.
Точки А, В, С в левой части графика показывают повышение давле-
ния в процессе спуска свечи для трех периодов тахограммы спуска. Сни-
жения давления по сравнению со статическим, даже кратковременного,
при этом не наблюдалось.
В правой части рис. 5 иллюстрируется характер изменения давления
при подъеме свечи. Сначала наблюдается резкое снижение давления (об-
ласть D); затем давление относительно стабилизируется (область £) ив
конце подъема значение перепада давления уменьшается (область F}. От-
меченные особенности объясняются также нестационарностью процесса,
т.е. необходимостью ускорения жидкости в области D; относительной
стабилизацией течения в области Е и замедлением в области F.
Д.А. Буркхардт путем измерения получил диаграмму колебания дав-
лений в процессе спуско-подъемных операций. На диаграмме спуска све-
чи отмечается снижение давления, вызванное инерционными силами в пе-
риоды подъема свечи над элеватором и резкого торможения в конце ее
спуска. Эксперименты проводили с обсадными трубами. Возможность
кратковременного снижения давления ниже статического в 'процессе
спуска бурильных свечей экспериментально установлена, кроме того,
В.И. Токуновым и С.3. Зариповым, а также Е.К. Кларком. Однако эти
снижения давления настолько кратковременны (1с), что вряд ли могут
серьезно рассматриваться как возможная причина проявлений, посколь-
ку пласт имеет вполне определенную пьезопроводность, т.е. волна давле-
ния распространяется с определенной скоростью, и для возбуждения вре-
13
/>э,г/см3
Рис. 5. Колебания гидродинамического давле-
ния при спуске и подъеме свечи (по Е.К. Клар-
ку) :
1 — колебания давления при спуске свечи;
2 — время спуска свечи, с; 3 — пластовое
давление; 4 — время подъема свечи, с; 5 —
падения давления при подъеме свечи; в —
колебание давления при спуске и подъеме
свечи
менного нестационарного притока флюида в скважину требуется некото-
рое время.
Как установлено многочисленными исследованиями отечественных и
зарубежных ученых, одна из серьезных причин возникновения выбро-
сов — снижение давления на забой скважины во время подъема колонны
бурильных труб. В работе [32] рассматриваются точки зрения разных
авторов, из которых следует, что с подъемом бурового инструмента свя-
зано от 50 до 70 % выбросов. Несомненно, существующие различия в
условиях технологии бурения, инженерно-геологических условиях ока-
зывают существенное влияние на подобные показатели, тем не менее
приуроченность проявлений к спуско-подъемным операциям общеиз-
вестна. Некоторые авторы (М.К. Сеид-Рза и др.) считают, что снижение
давления в скважине при подъеме бурильных труб — главная причина,
способствующая возникновению проявлений и выбросов.
Определению величины колебаний гидродинамического давления в
скважинах в процессе проведения спуско-подъемных операций посвяще-
но много теоретических и экспериментальных работ. Первой из них яв-
ляется работа Г. Кеннона (1934 г.), который с помощью глубинного ма-
нометра измерил давление под нижним концом движущейся колонны
при изучении причин выбросов в процессе бурения. Существенное разви-
тие вопрос об изменениях гидродинамического давления получил в рабо-
тах А.Х. Мирзаджанзаде, Н.А. Гукасова, Р.И. Шищенко и Б.И. Есьмана,
А.А. Мовсумова, Е.К. Кларка, Д.А. Буркхардта, Д.С. Ормсби.
Проведенные исследования позволили выяснить общую картину из-
менения давления, получить математическое описание процесса при опре-
деленных условиях схематизации явления и установить влияние отдель-
ных факторов на изучаемый процесс. Вместе с тем получен и ряд эмпири-
ческих зависимостей.
Планировать рациональную технологию бурения глубоких скважин
следует так, чтобы колебания давлений в скважине находились в преде-
лах, исключающих поступление в нее газа или других пластовых флюи-
дов. С этой точки зрения оценка степени влияния каждого фактора на
величину снижения давления при подъеме инструмента имеет существен-
ное значение, так как позволяет наметить пути регулирования этого сни-
жения посредством определенных управляющих воздействий.
На рис. 4 представлена зависимость изменения гидродинамического
14
Рис. 6. Зависимость колебания гидродинами-
ческого давления от скорости движения
колонны бурильных труб
Рис. 7. Зависимость снижения гидродинами-
ческого давления от предельного напряжения
сдвига (а) и вязкости (б) бурового раствора
(7? = 0,05 Па-с, 7 = 6 Па)
давления при движении обсадной колонны диаметром 238 мм в скважи-
не от величины кольцевого зазора по результатам экспериментов
Д.С. Ормсби. Как видно из графика, с уменьшением зазора изменение
давления резко возрастает. В то же время при повышенных значениях
кольцевого зазора (в приведенном примере более 135—140 мм на обе
стороны! колебания давления невелики.
Влияние скорости движения колонны бурильных труб на изменение
давления в скважине, поданным У. Гойнса, показано на рис. 6. Длина ко-
лонны в экспериментах составляла 2440 м. Диаметр ее был равен 73 мм,
внутренний диаметр обсадной колонны — 204 мм. Сведений о свойствах
бурового раствора не приводится. Кривые на графике имеют характер-
ную вогнутость. Такая же закономерность наблюдается и в более позд-
них экспериментах В.И. Крылова [14]. Следует отметить, что степенной
характер зависимости перепада давления от скорости давления жидкости
или обтекаемого тела является общим для всего подобного класса гид-
равлических процессов.
На рис. 7 представлена зависимость колебаний гидродинамического
давления от реологических характеристик бурового раствора р =
= 1,18 г/см3. Графики вычислены по полуэмпирической формуле, приве-
15
денной в работе [33]. При расчетах глубина скважины принята равной
3000 м, диаметр скважины — 215,9 мм, диаметр бурильных труб —
127 мм, скорость подъема колонны труб — 50 см/с.
Динамическое напряжение сдвига оказывает весьма существенное
влияние на величину снижения гидродинамического давления (рис. 7,а).
Следовательно, изменяя значения т , можно достаточно эффективно ре-
гулировать колебания давления на забое в случае такой необходимости.
Именно влиянием предельного напряжения сдвига можно объяснить час-
то возникающие проявления и выбросы при бурении на вязких, слаботе-
кучих утяжеленных растворах, применяемых часто в условиях АВПД.
В буровой практике накоплено немало подобных примеров. Влияние
предельного напряжения сдвига в общих чертах отмечалось и рядом дру-
гих авторов.
Структурная вязкость слабо влияет на снижение гидродинамическо-
го давления. Вместе с тем следует отметить, что Н.А. Гукасов, применяя
методы гидромеханики без корреляции с практическими данными, при-
Да Зление, МПа
Скорость
бурения, н/ч
Рис. в. Схема строения месторождения с АВПД
(а) и распределение пластовых давлений (б):
7 — кривая горных давлений; 2 ~ кривая давле-
ний гидроразрыва; 3 — кривая пластовых давле-
ний; 4 — кривая давления воды
Рис. 9. График изменения скорости бурения с
глубиной в глинистой покрышке:
7 — нормальное поровое давление; 2 — литологи-
ческий барьер; 3 ~ высокое поровое давление
16
шел к выводу о линейной зависимости колебаний давления от скорости,
предельного напряжения сдвига и вязкости бурового раствора. Этот вы-
вод последующими исследованиями не подтвердился. Тщательное обоб-
щение практических данных свидетельствует (рис. 7—9) о наличии сте-
пенной зависимости между указанными величинами.
Несмотря на большое количество проведенных исследований, инже-
нерный расчет колебаний давления в скважине сопряжен с серьезными
затруднениями вследствие низкой точности получаемых результатов. Не-
редко отклонения при расчетах составляют 50—100 % и даже более. Недо-
статочная точность формул объясняется прежде всего сложным характе-
ром этой зависимости. Кроме того, в каждой скважине имеются свои не-
повторяющиеся условия, учесть которые трудно или даже невозможно.
Колебания давления в скважине имеют случайный характер. Так, на
изменение гидродинамического давления влияет ряд случайных факто-
ров: существование трещин и поглощающих зон в открытой части разре-
за; интенсивность поглощения; кавернозность ствола скважины; про-
филь (кривизна) ствола скважины; толщина глинистой корки; наличие
сальников на инструменте; изменение свойств бурового раствора с глу-
биной; соответствие реологии бурового раствора принятой модели.
В связи с этим целесообразным представляется применение для рас-
четов теоретических формул, имеющих экспериментальные коэффициен-
ты, установленные в соответствии с законами гидравлического экспери-
мента. Значение коэффициента определяется отдельно для каждого рай-
она буровых работ или площади. Одна из подобных формул приводится
в работе [33], где излагается принцип ее вывода и расчета поправочного
коэффициента.
Др = - ц2р-----------, (1.2)
d2 2
(О- d} (1----— )
D2
где ф — опытный коэффициент сопротивления; и — средняя скорость
движения колонны труб; р — плотность бурового раствора; L — длина
колонны труб; D — номинальный диаметр скважины; d — наружный
диаметр труб.
Коэффициент сопротивления определяется из зависимости
i//=/VRe", (1.3)
где
О
Re" = --------------------------------------------- (1.4)
Т + ]
бт?иО2
где 7] — пластическая вязкость; т — динамическое напряжение сдвига.
17
Величины А и п определяют из опыта. В первом приближении, по ре-
зультатам обработки литературных данных, для южных районов можно
принять Л = 5,31, п = 0,63. Размерности величин в формулах (1.2) —
(1.4) приняты в международной системе.
Газопроявления, вызванные резким снижением забойного давления
при подъеме бурильной колонны, характеризуются выходом газирован-
ных пачек, пробок газа. Однако выход газа в этом случае может быть
обусловлен и другими причинами, связанными с простоем скважины без
циркуляции бурового раствора. Поступление газа в процессе подъема ко-
лонны проще всего определяется контрольным подъемом бурильных
труб, который заключается в следующем. Поднимают 10 свечей, затем их
спускают и промывают скважину до выхода забойной пачки бурового
раствора. Присутствие газа в забойной пачке тогда, несомненно, будет
свидетельствовать о больших колебаниях давления на забое.
РАЗБУРИВАНИЕ ГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Г аз помимо продуктивных газоносных пластов может содержаться в
глинистых породах переходных зон и в приуроченных к этим зонам пес-
чанистых пропластках или линзах, образующих локальные залежи. Иссле-
дователями установлены факты загазованности мощных глинистых
толщ, так называемых ореолов вторжения, расположенных над газовы-
ми месторождениями [9]. В процессе разбуривания газосодержащих от-
ложений буровой раствор насыщается газом, поступающим из выбурен-
ной породы, вне зависимости от соотношения порового и забойного
давлений. В слабопроницаемых породах в буровой раствор поступает
практически весь газ, находящийся в выбуренном объеме. В хорошо
проницаемых породах часть газа может оттесняться от забоя в резуль-
тате опережающей фильтрации бурового раствора или его жидкой фазы
(фильтрата). Количество газа, поступающего в буровой раствор из вы-
буренной породы в случае полного его перехода, можно определить по
следующей формуле:
Q= яО2^т?рплГ0 (15)
«’O'Vnn
где С1 — объемный расход газа при атмосферном давлении, м3/ч; D —
диаметр долота, м; v — механическая скорость бурения, м/ч; т — по-
ристость горной породы, %; 0 — коэффициент .газонасыщенности поро-
ды; т? = 0,9 — коэффициент газоотдачи; рпл, pQ — соответственно пла-
стовое и атмосферное давления, МПа; Г , TQ — соответственно темпера-
тура в пласте и буровом растворе на устье, К; z — коэффициент сжимае-
мости газа в пластовых условиях.
Концентрация газа в буровом растворе в этом случае будет опреде-
18
пяться скоростью проходки и величиной подачи насосов. При постоянной
скорости относительное объемное содержание газа в единице объема бу-
рового раствора (газовое число) в восходящем потоке, приведенное к
атмосферному давлению и нормальной температуре,
а0 = Q/(3,6q), (1.6)
где ? — подача насоса, л/с.
Плотность газированного бурового раствора в атмосферных услови-
ях на выходе из скважины
ргр'=3,6<7р/(3,6<7 + 0), (1.7)
где р — плотность негазированного бурового раствора, подаваемого в
скважину, г/см3.
Газирование бурового раствора при проходке газонасыщенных отло-
жений, несмотря на кажущееся снижение его плотности на устье, обычно
не приводит к заметному падению забойного давления. Снижение давле-
ния, как показывают расчеты, может быть заметным только в верхней
части скважины. В глубоких скважинах эта часть обычно обсажена ко-
лонной и изолирована от проявляющих объектов. Поэтому с этой точки
зрения нет оснований рассматривать явление насыщения раствора газом
из выбуренной породы как непосредственную причину выброса. Однако
газирование раствора может представлять определенную опасность с точ-
ки зрения развития проявления. Для выяснения этого вопроса оценим
количество газа, которое может поступать в раствор из выбуренной по-
роды в глубокой скважине. Предположим, что глубина скважины
5000 м; диаметр долота 215,9 мм; механическая скорость бурения
8 м/ч; при коэффициенте аномальности 1,8 пластовое давление равно
90 МПа; плотность бурового раствора 1,92 г/см3; пористость 30 %;
/3 = 0,85; т] = 0,9; 7"пл = 370 К; TQ = 293 К; z = 1,35; подача насосов
q = 16 л/с. Подставляя принятые значения величин в формулу (1.5), вы-
числим объемный расход газа:
_ 3,14-0,2162-8-30 0,85 0,9 90-293
О =------------------------------------- ЗЗм3/ч.
400-1,35-0,1 370
В этом случае относительное содержание газа в растворе
а0 = 33/(3,6-16) = 0,575,
или
п = —— 100 % = ЮО = 36,4 %.
1 + aQ 1,575
19
Плотность бурового раствора в атмосферных условиях (на устье)
снизится за счет газирования с 1,92 г/см3 до
^гр
3,6-16-1,92
3,6 • 16 + 33
= 1,23 г/см3.
При таких количествах газа в восходящем потоке бурового раствора
возможна его сепарация, особенно вследствие бурного расширения в
верхней части скважины и образования газовых пробок. В результате мо-
гут наблюдаться подбрасывание или выплескивание раствора из скважи-
ны, что опасно, поскольку дальнейшее развитие этих процессов может
привести к появлению притока газа из пласта.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ
Глинистые буровые растворы представляют собой микрогетероген-
ные многофазовые полидисперсные системы, включающие в себя части-
цы глины, утяжелителя, выбуренной породы, химические реагенты и во-
ду, содержащую различные ионы. Иногда в буровой раствор добавляют
нефть и графит для придания ему специальных технологических свойств.
По степени дисперсности твердой фазы глинистые растворы относят-
ся к коллоидно-суспензионным системам и, следовательно, обладают вы-
сокоразвитой поверхностью раздела фаз, а значит, большим запасом сво-
бодной поверхностной энергии. В связи с избытком свободной энергии
на границах раздела фаз в буровом растворе постоянно протекают само-
произвольные физико-химические процессы, приводящие к качествен-
ным изменениям всей системы, отражающимся на ее количественных ха-
рактеристиках.
С точки зрения возможности поступления газа в ствол скважины
особый интерес представляют процессы, приводящие к уменьшению
объема системы. К таким процессам относятся явления структурообра-
зования и контракции в буровых растворах.
Уменьшение объема коллоидных дисперсных систем при структуро-
образовании связано с явлением тиксотропии. Как известно, тиксо-
тропия выражается в способности коллоидной системы восстанавливать
свою структуру, разрушенную механическим воздействием. Тиксотро-
пия представляет собой изотермический обратимый процесс, проходя-
щий по схеме золь гель.
При переходе из золя в гель объем тиксотропных систем изменяется,
хотя и в небольших пределах.
Одно из наиболее ранних предположений о связи процесса структу-
рообразования в буровом растворе и газопроявлений вследствие облег-
чения условий притока газа в скважину высказано А.А. Гайворонским и
другими исследователями.
20
Экспериментально уменьшение объема бурового раствора в течение
некоторого периода покоя в связи со структурообразованием наблюдали
Н.М. Шерстнев, Я.М. Расизаде и С.А. Ширинзаде [43]. Эксперименты про-
водили на специально сконструированной установке и по специальной
методике для исключения влияния посторонних факторов. Опыты пока-
зали, что во всех случаях при испытании буровых растворов, обладаю-
щих тиксотропными свойствами, наблюдалось уменьшение их объема со
временем. Авторы назвали это явление усадкой. У жидкостей, не обла-
дающих тиксотропными свойствами — воды, глицерина, машинного мас-
ла, масла вапор, хотя последнее и обладает пластическими свойствами,
изменения объема не наблюдалось.
Результаты экспериментов с некоторыми растворами представлены
в табл. 1.1.
Уменьшение объема коллоидно-дисперсных систем, остающихся в
покое, авторы работы [34] объясняют образованием и развитием про-
странственной структуры. В процессе структурообразования глинистые
частицы, имеющие пластинчатую форму, объединяются в агрегаты с бо-
лее плотной упаковкой, чем при их хаотическом движении. По мере во-
влечения все большего количества частиц в структуру увеличивается и
область уплотнения, что ведет к быстрому сокращению всего объема
системы.
В работе [34] отмечена также идентичность в закономерностях
уменьшения объема буровых растворов (усадки) и изменения статиче-
ского напряжения сдвига во времени. Эти показатели после истечения
определенного времени стремятся к некоторому постоянному значению,
Таблица 1.1
Уменьшение объема буровых растворов в покое
Параметры бурового раствора Высота столба бурового раствора, мм Время оставления бурового раствора в покое, ч Усадка, мм3 Относительное уменьшение объема бурового раствора, %
Плот- ность, г/см3 Вязкость по СП8-5, с снс./Ю' Па
1,75 135 26,7/29,4 104 0 0 0
1,65 45 4,50/15,0 106 1,5 34 0,107
1,65 45 4,50/15,0 106 2,5 □8 0,214
1,68 43 3,00/13,3 106 1,0 20 0,063
i ,68 43 3,00/13,3 106 4,0 27 0,085
1,71 60 - / - 106 0,5 14 0,044
1,77 110 14,2/23,3 106 1,5 20 0,063
Примечания.1. Диаметр трубки 19,6 мм. 2. Уменьшение объема вычислено
автором настоящей работы.
21
Таблица 1.2
Глина Количество воды, свя- зываемое 1 г глины,% Плотность бурового раствора, г/см3 Количество глины в 1 м3 раствора, кг Уменьшение объема 1 м3 бурового раствора
Л %
бентонит 20,0 1,06 106 4,9 0,49
Часовънрскэя 5,5 1,12 224 2,8 0,28
Хабльская 2,5 1.37 620 3,6 0,36
что объясняется тиксотропным структурообразованием при переходе
золя в гель.
Степень тиксотропности оценивается величиной статического напря-
жения сдвига. Следовательно, изменения как усадки, так и статического
напряжения сдвига отражают течение одного и того же процесса — тиксо-
тропного структурообразования.
Другой причиной уменьшения объема бурового раствора в скважине
является контракционный эффект в системе глина — вода. Контракция
свойственна многим твердым телам в водной среде и сопровождается со-
кращением суммарного объема смешиваемых веществ. Явление кон-
тракции в системе глина — вода обусловлено протеканием сорбционных
процессов и определяется свойствами адсорбционно связанной воды.
Часть воды при взаимодействии с глиной связывается на поверхности
глинистых частиц молекулярными силами и приобретает повышенную
плотность. Плотность воды в адсорбционном слое находится в пределах
1,3—2,4 г/см3. В результате адсорбирования части воды объем ее в систе-
ме, а следовательно, и общий объем системы уменьшаются.
При исследовании явления контракции было установлено, что умень-
шение суммарного объема системы вследствие перехода части свободной
воды в связанное состояние может быть значительным (табл. 1.2) [18].
При составлении таблицы плотность связанной воды принята минималь-
ной — 1,3 г/см3.
Явление контракции может происходить во время покоя и при дви-
жении жидкости, в то время как уменьшение объема раствора в связи со
структурообразованием наблюдается только в покоящейся жидкости.
Следует также иметь в виду, что контракция протекает в свежепри-
готовленных растворах или при добавлении свежей глины. Со стабилиза-
цией свойств бурового раствора явление контракции затухает. Время, не-
обходимое для стабилизации свойств бурового раствора после добавле-
ния в него глинопорошка, оценивается продолжительностью нескольких
циклов циркуляции, т.е. контракция является довольно длительным
процессом [25].
Контракционный эффект может наблюдаться и в приствольной части
22
свежеразбуренных глинистых отложений вследствие дополнительной ад-
сорбции воды из бурового раствора стенками скважины.
Процессы перехода золя в гель (контракция) не могут быть причи-
ной поступления газа в ствол бурящейся скважины, так как в результате
этого масса бурового раствора в скважине не изменяется, а следователь-
но, не меняется и статическое давление столба жидкости. Однако буро-
вой раствор как коллоидно-дисперсная система обладает свойством адге-
зии и имеет способность к структурообразованию. В скважине образова-
ние структуры происходит в пространстве, ограниченнЬм поверхностями
с очень большим отношением продольных размеров к поперечным. Свя-
зываясь адгезионными силами с ограничивающими поверхностями, обра-
зовавшаяся структура препятствует развитию деформаций сдвига в стол-
бе жидкости под действием сил тяжести в результате изменения ее объе-
ма. Происходит зависание [18] бурового раствора или разгрузка части
его массы.
Вследствие такой разгрузки возможны местные снижения давления
в стволе скважины до величин, достаточных для поступления газа при
пластовом давлении, меньшем, чем расчетное забойное. Если миграция
газа вверх по стволу скважины отсутствует, то приток продолжается до
выравнивания пластового и забойного давлений в данном проявляющем
интервале. Выравнивание давлений происходит вследствие сопротивле-
ния сил сдвига перемещению вышележащего столба структурированной
жидкости.
Величина разгрузки давления в скважине на ограничивающие по-
верхности
Др = 404/0, (1.8)
где 0 — статическое напряжение сдвига; L — глубина скважины; О —
диаметр скважины.
Тогда в кольцевом пространстве снижение давления
Др = 404/(0-</) (1.9)
(d — диаметр бурильных труб).
На снижение давления, буровых растворов, находящихся в покое,
значительно влияют граничные эффекты. С увеличением расстояния меж-
ду ограничивающими поверхностями (диаметр скважины, кольцевой за-
зор) граничные эффекты резко ослабевают.
Рассмотрим условия полной разгрузки давления бурового раствора
на ограничивающие поверхности. Для этого составим уравнения равнове-
сия сил тяжести и сдвига, действующих на некотором элементе высоты
столба жидкости:
для скважины
ТГО2 А 0 ТГО2
— рд = 4-------------
4 D 4
(1.Ю)
23
или
(1.11)
(1.12)
(1.13)
в = Dpg/4;
для кольцевого пространства
7Г (О2 — d2 ) . в Л (О2 - d2)
----------Р9 = 4-----------------
4 D-d 4
ИЛИ
в = (D - d) рд/4.
Расчеты показывают, что для полной разгрузки давления нужны вы-
сокие значения статического напряжения сдвига. Так, например, в сква-
жине диаметром 161 мм и плотности бурового раствора 1,32 г/см3 стати-
ческое напряжение сдвига должно составлять 530 Па. В кольцевом про-
странстве для случая, когда D = 161 мм, d = 89 мм, и той же плотности
раствора величина СНС должна быть равна 240 Па. Возрастание СНС до
таких значений и выше не исключено в глубокозалегающих интервалах
скважин вследствие действия глубинных факторов, а также фильтрации.
При этом становится возможным снижение давления раствора в данном
интервале. Однако в расположенных выше интервалах, особенно в об-
садной колонне, такая возможность отсутствует. Поэтому часть давления
будет передаваться в интервал, где давление снижено.
ФИЛЬТРАЦИЯ ДИСПЕРСИОННОЙ СРЕДЫ
В ОКРУЖАЮЩИЕ ПОРОДЫ
Фильтрация дисперсионной среды наблюдается во время покоя буро-
вого раствора и в процессе его циркуляции. С точки зрения анализа при-
чин газопроявлений интерес представляет первый случай.
При отфильтровывании свободной жидкой фазы в окружающие по-
роды уменьшается не только объем бурового раствора в скважине, но и
его масса. Наиболее значительная фильтрация происходит в интервале за-
легания проницаемых пород с хорошими коллекторскими свойствами.
Практически поступает вода в окружающие породы на всем протяжении
открытой части ствола скважины, не исключая и глинистые породы, о
чем свидетельствует их набухание с течением времени.
Если толщина глинистой корки изменяется со временем, то скорость
фильтрации бурового раствора в покое [20]
v=ati/2, (1.14)
где а — коэффициент, учитывающий свойства фильтрационной корки и
вязкость дисперсионной среды.
24
Т аблица 1.3
Влияние температуры и давления на статическое напряжение
сдвига буровых растворов
Номер бу- рового раствора Плотность, г/см3 Температу- ра, °C Давление, МПа СНС1 /10, Па
1 2,16 29 0,1 0/0
60 10 5,9/24
120 10 Несоизмери мое
2 1,93 25 0,1 2,2/8,9
80 10 20/52,1
100 10 104,6/200
3 1,85 23 0,1 7,3/23,9
84 10 28/48,9
129 10 130,6/131,1
4 2,2 26 0,1 2,2/2,2
102 10 14,2/14,8
126 10 27,3/38,1
150 10 102,6/несои эмери мое
Как показали многочисленные исследования, на интенсивность
фильтрационного потока существенно влияют свойства глинистой кор-
ки, зависящие в свою очередь от типа применяемого раствора, вида хи-
мических реагентов, давления, температуры и др. Обычно с течением вре-
мени в результате механической кольматации приствольной части пласта
фильтрация уменьшается.
Фильтрация дисперсионной среды уменьшает объем бурового раство-
ра в скважине, что приводит к структурообразованию и создает условия
для его зависания. Уменьшение объема раствора по стволу скважины в
этом случае в отличие от контракции и тиксотропной усадки будет не-
равномерным в соответствии с фильтрационными характеристиками
окружающих пород. В зонах залегания газоносных и других флюидона-
сыщенных пластов фильтрации, а следовательно, и снижение объема
раствора будут наибольшими.
Величина разгрузки давления на ограничивающие поверхности, как
следует из равенств (1.8) и (1.9), зависит, кроме глубины скважины, от
величины статического напряжения сдвига и поперечного геометрическо-
го размера. В глубоких скважинах в условиях высоких температур и
давлений статическое напряжение сдвига может достигать больших значе-
ний. В табл. 1.3 приведены результаты исследования некоторых буровых
растворов с бурящихся скважин в условиях, имитирующих забойные.
Как видно из приведенной таблицы, давление и температура способ-
ствуют значительному упрочнению структуры буровых растворов. Про-
25
цесс фильтрации приводит к общему загустеванию раствора и еще боль-
шему увеличению статического напряжения сдвига.
Глубокие скважины характеризуются еще, как правило, умень-
шенными значениями диаметров. Нередко диаметр долот с глубиной
уменьшается до 190 или даже 161 мм. В связи с этим представляет инте-
рес оценить возможное местное снижение давления в зоне фильтрации с
изменением диаметра долота. Если принять статическое напряжение
сдвига равным 100 Па, то снижение давления на каждые 1000 м выше
лежащего столба раствора можно рассчитать по формуле (1.8). Результа-
ты расчета приведены ниже.
Диаметр долота, мм........... 295 269 243 215,9 190 161
Снижение давления, МПа....... 1,36 1,48 1,64 1,85 2,10 2,48
Если фильтрация происходит на глубине 4000 м, то при диаметре
скважины 190мм давление упадет на 8,4 МПа. Это больше верхнего пре-
дела установленного запаса противодавления на пласты, обладающие
двукратным коэффициентом аномальности давления и требующие для
разбуривания применения бурового раствора плотностью 2,2 г/см3, не
говоря уже о пластах с менее значительной аномальностью.
ФИЛЬТРАЦИОННОЕ ЗАМЕЩЕНИЕ
Снижение давления в интервале залегания проницаемых газонасы-
щенных пород ниже пластового приводит к появлению притока газа из
пласта, так как одновременно вследствие фильтрации уменьшается и
объем жидкости в скважине. Приток газа при этом продолжается до вос-
полнения отфильтровавшегося объема жидкости, после чего давления в
пласте и в скважине выравниваются. Дальнейшая фильтрация в пласт вы-
зывает новое снижение давления в скважине и приток газа. Практически
оба эти процесса отфильтровывания и притока газа осуществляются не-
прерывно и одновременно. Происходит фильтрационное замещение неко-
торого объема дисперсионной среды бурового раствора в скважине
газом.
Упрощенно схему перетоков в системе пласт — скважина при фильт-
рационном замещении можно представить следующим образом. Каждый
пласт, вскрываемый скважиной, имеет неодинаковую фазовую проницае-
мость по мощности. На участках лучшей проницаемости наблюдается
преимущественное движение, т.е. переток в соответствующем направле-
нии. Так, на участке лучшей фазовой проницаемости для воды наблюда-
ется фильтрация дисперсионной среды в пласт. Там, где проницаемость
лучше для газа, происходит поступление его в скважину. Один из вариан-
тов механизма проникновения газа в скважину при фильтрации рассмот-
рен также в работе [18] при других исходных положениях.
26
Количество газа, поступающего в скважину при фильтрационном за-
мещении, может оказаться довольно значительным. Предположим, что
замещение происходит на глубине 4000 м в скважине диаметром 190 мм,
заполненной буровым раствором плотностью 1,72г/см3, а бурильные
трубы подняты. Если при этом замещается 10% объема бурового раство-
ра за счет фильтрации, то в скважину поступит 2,82 л газа на каждый
метр пласта. В кольцевом пространстве после спуска 114 мм бурильных
труб это количество газа образует цилиндр высотой 0,155 м. Столб раст-
вора, который может быть выброшен во время циркуляции этим газом,
можно определить по формуле [32]
/? =
Ря
(1.15)
где L j — высота столба газа на забое; £ — высота столба раствора над
газом, перед началом циркуляции; pQ — давление на устье скважины;
р — плотность бурового раствора.
По формуле (1.15) находим высоту выбрасываемого раствора —
приблизительно 20 м. Снижение уровня в скважине с учетом объема газа
составит 40 м, а снижение забойного давления около 0,7 МПа. При мощ-
ности пласта 10 м снижение давления на забое будет равно 7 МПа.
ОСМОТИЧЕСКИЕ ПЕРЕТОКИ
О возникновении осмотических перетоков в бурящихся скважинах
и использовании их в технологических целях известно давно. Так,
К.А. Аникиев в работе [1], ссылаясь на зарубежные источники, упоми-
нал, что механизм осмоса широко и успешно применяется компанией
"Бароид" при бурении на месторождениях с А8ПД для упрочнения обва-
ливающихся глин. В последнее время исследователи уделяют явлению
осмоса все большее внимание. Выдвигаются предположения о его влия-
нии на развитие и других осложнений в бурении.
Осмос представляет собой процесс самопроизвольного перехода
растворителя в раствор через разделяющую их полупроницаемую перего-
родку. При этом растворитель может проникать через такую перегород-
ку в обе стороны, но скорость его прохождения в раствор будет больше,
чем в обратном направлении. Переток чистого растворителя в раствор
продолжается до установления динамического равновесия, когда про-
цесс стабилизируется, т.е. скорости прохождения растворителя в обоих
направлениях выравниваются. В результате стабилизации процесса в
растворе возникает добавочное гидростатическое давление, называемое
осмотическим и служащее количественной характеристикой явления
осмоса.
27
Таблица 1.4
Растворимость метана в воде, м3/м3
Давление, МПа Температура, °C
60 100 150 200 250 300
5 0,9 0,8 1,0 1,2 — —
10 1,7 1,5 1,9 2.7 3,2 1,5
15 2,2 2,1 2,9 4,4 5,7 7,5
20 2,7 2,7 3,7 5,7 8,2 13
25 3,1 3,1 4,2 7,1 10,6 18,4
30 3,4 3,5 4,7 8,1 12,9 23,1
40 4,1 4,2 5,9 10,0 16,6 31,6
50 4,5 4,7 6,7 11,1 19,7 38,1
60 5,0 5,2 7,5 12,4 22,1 43,2
80 — — 9,0 15,0 26,4 52,4
100 — — 10,0 16,6 29,5 59,0
Величина осмотического давления изменяется прямо пропорциональ-
но концентрации растворенного вещества и абсолютной температуре:
p = cRT, (1.16)
где с — концентрация растворенного вещества в растворе; R — универ-
сальная газовая постоянная; Т — абсолютная температура.
Если полупроницаемая перегородка разделяет растворы с разной
концентрацией растворенного вещества, то результирующее осмотиче-
ское давление будет равно разности индивидуальных осмотических дав-
лений для каждого раствора. В условиях скважин полупроницаемой пе-
регородкой может служить глинистая корка на проницаемых породах
или граничные гидратированные пленки глинистых пород [25].
Более того, лабораторные и промысловые данные позволяют счи-
тать, что глины, глинистые сланцы и даже глинистые алевролиты [14]
также играют роль полупроницаемых мембран. В связи с этим осмотиче-
ские перетоки наблюдаются в интервалах залегания как непроницаемых
глин, содержащих поровую воду, так и проницаемых водоносных плас-
тов. Осмотические перетоки по своему действию на состояние системы
скважина — пласт аналогичны фильтрации дисперсионной среды, рас-
смотренной ранее. Так же как и фильтрация, осмос вызывает уменьше-
ние объема и массы покоящегося бурового раствора в скважине, его за-
густевание. Все это приводит к разгрузке определенной части гидростати-
ческого давления на ограничивающие поверхности и появлению притока
газа в результате местного снижения давления.
Осмос может стать и непосредственной причиной газопроявления,
если имеет место переток из водонасыщенного пласта в скважину. Пла-
стовые воды часто содержат растворенный газ. В табл. 1.4 приведена
28
растворимость метана в воде при различных давлениях и температу-
рах [17].
Газ, поступивший вместе с водой в скважину при снижении давления
в процессе циркуляции, переходит в свободное состояние и вызывает га-
зирование бурового раствора.
Кроме химического осмоса, возможно возникновение электроосмо-
тического массопереноса под влиянием естественного электрического
поля скважины. Исследованиями [25] установлено, что фильтрационный
поток дисперсионной среды под влиянием естественного электрического
поля, вызванного самопроизвольно возникающей ЭДС, может возрастать
или уменьшаться в 1,2—2 раза в зависимости от знака возникающего за-
ряда на разных сторонах глинистой корки.
ДИФФУЗИЯ ГАЗА
Диффузия, являясь одной из форм массопереноса, заключается в
проникновении молекул одного вещества в массу или через массу друго-
го вещества. В скважине процесс диффузии газа протекает в направлении
из пласта через глинистую корку в жидкость — буровой раствор, т.е. про-
исходит диффузия второго вида по схеме газ -» жидкость.
Этот процесс самопроизвольный и не зависит от давления контакти-
рующих веществ, поскольку основной его причиной является движение
молекул.
Диффузия в каком-либо направлении обусловлена наличием гради-
ента концентрации данного вещества в этом направлении. Если концент-
рация одного вещества в другом неодинакова, то диффузия молекул бу-
дет стремиться выравнить эту концентрацию. Количество вещества, диф-
фундирующего в направлении уменьшения его концентрации, определя-
ется первым законом Фика
de
dQ=-DS—dt, (1.17)
dx
где dQ — количество вещества, диффундирующего за время dr, D — ко-
эффициент диффузии; S — площадь поверхности-диффузии; dc/dx —
градиент концентрации по направлению х.
Для случая диффузии газа в жидкости уравнение (1.17) с учетом
физических особенностей протекания процесса преобразуется к виду
DSa(p - р )
а=------------- . (1.18)
Л
где Q — количество газа, диффундирующего в единицу времени; а —
коэффициент растворимости газа в данной жидкости; и р2 — давление
газа на границах слоя жидкости; h — толщина слоя жидкости.
29
Рассматривая интенсивность диффузионного потока газа в скважи-
ну, следует исходить из значений коэффициента диффузии газа через
глинистую корку, представляющую собой граничный слой между двумя
средами газ — жидкость, которые в настоящее время оцениваются при-
ближенно. В.А. Соколов и Ю.М. Юровский [36] считают, что для углево-
дородных газов коэффициенты диффузии через влажные глины и глини-
стые корки близки по значению.
Газ..............................
Коэффициент диффузии, 10"9 м2/с:
в воде ......................
во влажной глине................
Метан Этан Углекислый газ
2,2 1,6 1,6
0,1-0,4 0,1 -0,4 —
Существует мнение [25], что количество газа, поступающего в ре-
зультате диффузии в скважину, невелико и не приводит к серьезным по-
следствиям. Однако теоретические исследования были проведены для
условий неглубоких скважин. Представляет интерес оценка интенсивно-
сти диффузионного потока в современных глубоких скважинах, прово-
димых на площадях с АВПД.
Предположим, что глубина скважины равна 4000 м, диаметр ствола
215,9 мм, пластовое давление 75 МПа, толщина глинистой корки и загли-
низированного слоя породы составляет 5 мм, газ состоит из метана, пар-
циальное давление которого в буровом растворе в исходных условиях
практически равно нулю, а коэффициент диффузии равен среднему из
приведенных выше значений — 2- 10~’м2/с. В этом случае количество
газа, проникшего в скважину за определенный промежуток времени, и
соответствующая концентрация его в буровом растворе при перепаде
давления 1,5 МПа/см в зоне диффузии приведены ниже:
Время, ч..........................................
Количество метана, см3......................... . . .
Концентрация метана, см3/л........................
1 10 24
600 6000 14400
11,2 112 268
Как видно из полученных данных, в глубоких скважинах за счет
диффузии может скапливаться заметное количество газа. Так, через 10 ч,
т.е. время, приблизительно равное продолжительности одного спуско-
подъема при смене долота в данных условиях, концентрация газа в буро-
вом растворе в интервале диффузии составляет около 10%, а через сут-
ки простоя — более 20 %.
К более серьезным последствиям может привести диффузия при на-
личии в газе сероводорода и углекислого газа, что часто наблюдается в
залежах, вскрываемых глубокими скважинами. Растворимость серово-
дорода в воде, а следовательно, и в глинистом растворе в десятки раз вы-
ше, чем метана. Поэтому, согласно зависимости (1.18), во много раз бу-
дет выше и интенсивность диффузионного потока сероводорода в сква-
жину. Если даже диффузия сероводорода будет в пять — десять раз интен-
30
сивнее диффузии метана, то и через сутки концентрация газа в скважине
станет выбросоопасной. Однако следует помнить, что при возникновении
выброса имеет значение не только концентрация, но и общая масса га-
за [32].
Опасность диффузии сероводорода в буровой раствор даже в неболь-
ших количествах, как показывает отечественный и зарубежный опыт, за-
ключена в его токсических и коррозийных свойствах. Воздействие серо-
водорода на металл приводит к быстрому снижению его прочности, хлад-
ноломкости и авариям. Для устранения аварий и несчастных случаев
вследствие отравлений при бурении на месторождениях, содержащих се-
роводород в составе пластовых флюидов, как, например. Астраханское
газоконденсатное месторождение, проходка опасных в этом смысле ин-
тервалов осуществляется с обработкой бурового раствора реагентами-
нейтрализаторами. Тем не менее опасность как интоксикации персонала,
так и коррозии оборудования полностью не устраняется, что приводит к
необходимости использования индивидуальных средств защиты людей и
применения бурильных, обсадных труб из антикоррозийных сталей.
ДРУГИЕ ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ГАЗА В БУРОВОЙ РАСТВОР
Существует целый ряд факторов, способствующих поступлению в
тех или иных количествах в буровой раствор газов различного состава.
Это необходимо учитывать для получения более полного представления
о возможных путях газонасыщения промывочных жидкостей. Важней-
шими из таких факторов являются следующие.
1. Распад химических реагентов, вводимых в буровой раствор. В ре-
зультате распада химических реагентов под действием высокой темпера-
туры в скважине могут образоваться такие газы, как сероводород и уг-
лекислый газ. Выделение значительных количеств сероводорода и угле-
кислого газа наблюдается, например, в процессе разложения таких реа-
гентов, как модифицированные лигносульфонаты при температурах свы-
ше 200 °C [30].
2. Утяжеление бурового раствора. Значительная аэрация бурового
раствора происходит, как показано в [29], при вводе баритовых кон-
центратов, обработанных в процессе обогащения на горнодобывающих
предприятиях олеиновой кислотой. Объясняется это тем, что гидрофоб-
ная пленка флотореагента — олеиновой кислоты — на поверхности барита
прочно адсорбирует пузырьки газа, который, попадая в буровой раствор,
аэрирует его. Вместе с тем при утяжелении наблюдается и обильное цено-
образование, что также сопряжено с насыщением раствора воздухом.
3. Подсос атмосферного воздуха через неплотности в соединениях
бурового насоса. Количество воздуха, поступающего в поток бурового
раствора, в этом случае зависит от состояния насоса. Обычно наблюдает -
31
ся постоянное и равномерное газирование раствора в процессе бурения и
промывок. Подача насосов при этом падает, так как снижается коэффи-
циент его заполнения.
4. Отсоединение ведущей трубы. В процессе бурения периодически
наращивают колонну бурильных труб. Отсоединение ведущей трубы для
наращивания приводит к поступлению в бурильную колонну определен-
ного объема воздуха, который, диспергируясь, после восстановления
циркуляции распределяется в некотором объеме бурового раствора.
Влияние поступающего таким путем воздуха обычно незначительно, но
это следует учитывать в случаях выяснения причин насыщения бурового
раствора газом.
АНАЛИЗ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ
Анализ причин возникновения и ряда других важнейших характерис-
тик проявлений при бурении скважин представляет несомненный интерес
для обоснования мероприятий по их предупреждению. К сожалению, до-
статочно полные сведения по этому вопросу отсутствуют ввиду слабой
его изученности. Информация, изредка приводимая как в отечественной,
так и в зарубежной литературе, носит отрывочный характер и касается
отдельных регионов буровых работ. Причем различные публикации в
той или иной степени субъективны и часто не отличаются глубоким ана-
лизом.
В работе [32] отмечено, что по мнению одних авторов с подъемом
бурильной колонны связано до 40 % выбросов, а по мнению других —
количество выбросов по этой причине значительно выше и составляет от
50 до 70%.
Интересные сведения о выбросах приведены в статье А.Л. Подио,
М.Р. Фосдикка и А.К. Миллза. В этой статье авторы анализировали
409 случаев выбросов, происшедших за последние (до 1982 г.) годы в
юго-восточных районах США и Мексиканском заливе. Большинство
выбросов имели место в штатах Техас и Луизиана, что объясняется наи-
большим объемом буровых работ.
Анализ 228 случаев в штатах Техас и Луизиана показал следующее
распределение выбросов по видам проводившихся работ:
Во время спуско-подъемных операций................................ 101
Во время бурения............................................. 67
В процессе вымывания флюида........................................ 27
При цементировании.................................................. 9
Во время ОЗЦ....................................................... 11
При спуске обсадных колонн
При каротажных работах ....
В процессе ловильных работ.......................................... 1
При испытании скважин............................................... 1
00 со
32
Распределение выбросов по типу флюида, поступавшего в скважину,
для 218 из 228 случаев имеет вид:
Гез................................................................ 160
Нефть и газ......................................................... 15
Вода и газ.......................................................... 22
Вода................................................................ 13
Сероводород.......................................................... 4
Конденсат............................................................ 4
Распространено мнение, что вероятность возникновения и, следова-
тельно, частота выбросов в глубоких скважинах больше, чем в неглубо-
ких. Для юго-восточной части США, как показал анализ, глубина сква-
жин при выбросах менялась в широких пределах — от 120 до 5330 м.
Причем наиболее часто выбросы происходили на глубинах 150—1500 и
2280—3050 м. По мнению авторов, возникновение выбросов на скважи-
нах с глубиной менее 1500 м связано с неудовлетворительной организа-
цией работ, а в скважинах глубиной 2280—3050 м — с прохождением зон
АВПД. Следовательно, наличие высокого пластового давления в прохо-
димом разрезе не всегда может служить причиной проявлений.
Затраты, связанные с ликвидацией выбросов, менялись также в ши-
роких пределах. Для 72 % скважин эти затраты составили менее
500 тыс. долл., 17 % скважин потребовали при ликвидации выбросов от
1 до 5 млн. долл., или 2,7 млн. долл, в среднем, для остальных скважин
затраты превышали 5 млн. долл. Отмечено, что в некоторых случаях при
продолжительных выбросах стоимость их ликвидации превышала
20 млн.долл.
ГЛАВА 2
ОПЕРАТИВНОЕ ВЫЯВЛЕНИЕ ЗОН АВПД В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ОБ УСЛОВИЯХ ОБРАЗОВАНИЯ АВПД
Аномально высоким считается пластовое или поровое давление, пре-
вышающее на 30 % и более давление столба пресной воды на данной глу-
бине, т.е. условное гидростатическое давление [1]. Различие между плас-
товым и поровым давлениями определяется характером пород, содержа-
щих в своих порах флюид. В проницаемых породах-коллекторах давле-
ние флюида называется пластовым, в непроницаемых, например гли-
нах, — поровым.
В буровой и геологической практике распространено понятие ано-
мальности пластового давления, под которой подразумевается отноше-
ние величины пластового (порового) давления к условному гидростати-
3-4366
33
ческому. Аномальность пластового давления обычно не превышает относи-
тельное среднее геостатическое давление, принимаемое равным 2.3. Отме-
чены, однако, случаи, когда аномальность оказывалась выше этого значе-
ния. На локальных участках известны значения градиентов поровых дав-
лений, на 40 % превышающих градиент давления вышележащих пород.
Бурение глубоких скважин показало, что АВПД весьма широко рас-
пространены и встречаются в продуктивных отложениях всех стратигра-
фических систем от четвертичной до кембрийской. Большинство прояв-
лений АВПД приурочено к современным геосинклинальным поясам —
альпийскому, тихоокеанскому, а также к платформенным областям,
охваченным интенсивными современными тектоническими процессами.
В пределах СССР АВПД распространены в Предкарпатье, Предкав-
казье, Азербайджане, Туркмении, Таджикистане — регионах альпийского
геосинклинального пояса. Кроме того, сверхвысокие пластовые давле-
ния встречены и в недрах солянокупольных структур на востоке Турк-
мении, в Прикаспийской низменности и др.
Существуют различные представления.о причинах образования ано-
мально высоких пластовых давлений, основанные на анализе данных для
какого-либо геологического района или региона. По В.М. Добрынину и
В.А. Серебрякову [9] основные гипотезы сводятся к тому, что АВПД
образовались: 1) в процессе гравитационного уплотнения пород; 2) под
действием тектонических напряжений и деформации глубинных резер-
вуаров; 3) в гидродинамически замкнутых резервуарах вследствие вер-
тикальной миграции высоконапорных глубинных флюидов; 4) под воз-
действием различных локальных геологических факторов.
Природа аномальных давлений весьма многообразна и в связи с этим
в последнее время высказываются мнения о комбинированном воздейст-
вии ряда факторов на их возникновение. Так, У.Х, Фертль [30] считает,
что причиной аномальных давлений поровых флюидов могут быть не-
сколько, а часто и множество факторов. Причем эти факторы связаны с
геологическими, геохимическими, физическими и механическими про-
цессами. Нередко бывает трудно или даже невозможно выяснить роль
каждого фактора в конкретном геологическом районе.
Обобщенная схема строения месторождения с АВПД, по К.А. Ани-
киеву, приведена на рис. 8. Залежь углеводородов здесь экранируется
мощной глинистой покрышкой. Важнейший геологический элемент мо-
дели — ореол вторжения, образующийся вследствие интенсивного про-
никновения в глинистую покрышку высоконапорных флюидов из зале-
жи. В ореоле вторжения наблюдаются сильная загазованность, перенасы-
щенность рассеянной водой и нефтью. Вторгающиеся флюиды порождают
аномально высокое давление как в порах глин, так и в разного рода мел-
ких песчаных образованиях: линзах, пропластках, а также в трещинах.
Возникающие мелкие скопления высоконапорных флюидов представля-
ют собой сателлиты, т.е. предвестники основной залежи.
34
Высокие давления в порах, увеличивая их объем, приводят к разбу-
ханию, разуплотнению глин. Плотность и механическая прочность таких
глин снижаются, вследствие чего уменьшаются их устойчивость и сопро-
тивление разрушающему действию долота.
Кроме разуплотнения глин в зонах ореола вторжения, наблюдаются
следующие характерные явления: интенсивное прогревание пород нефте-
газовыми скоплениями, новообразование монтмориллонита, появление
опресненных вод, образование известково-кремнистых литологических
барьеров и др.
Литологический барьер, сложенный плотными труднопроницаемыми
породами, обычно окаймляет верхнюю часть массива разуплотненных
глин ореола вторжения и препятствует дальнейшей вертикальной мигра-
ции пластовых флюидов. Иногда отмечается серия из нескольких мало-
мощных барьеров, залегающих внутри этого ореола. В ряде случаев лито-
логический барьер обнаруживался почти непосредственно над залежью,
исключая развитие заметного ореола вторжения.
Происхождение литологических барьеров приписывается процессам
выщелачивания из глин и переотложения карбонатных и кремнистых ми-
нералов внутри толщ-покрышек.
В интервале расположения ореола вторжения резко возрастают гра-
диенты давления поровых флюидов (см. рис. 8). Обычно здесь отмечает-
ся наивысшая степень аномальности порового давления. Причиной этого
К.А. Аникиев считает вертикальную миграцию флюидов. В.М. Добрынин
и В.А. Серебряков допускают при этом возможность действия несколь-
ких механизмов нарастания давления, важнейший из которых уплотне-
ние глин. С углублением в залежь градиенты давления круто снижаются
и аномальность давления в залежи от кровли к подошве падает, уравни-
ваясь по законам гидростатики с напором законтурных вод. Основную
роль при этом играет разность плотностей флюида и воды.
Аномальность давления убывает также и от свода залежи к ее пери-
ферии по тем же законам гидростатики. Вследствие этого выделение уг-
леводородов из залежи наиболее интенсивно в своде, а к периферии за-
метно ослабевает. Отсутствие аномальности давления за пределами кон-
тура газонефтеносности неоднократно отмечалось при бурении скважин.
Типичным примером глинистой покрышки с разуплотненным орео-
лом вторжения над крупной продуктивной залежью может служить тол-
ща майкопских глин на месторождениях Восточного Предкавказья.
Иногда между глинистой изолирующей покрышкой и залежью распола-
гается мощный комплекс отложений, представленный различными сла-
бопроницаемыми породами. В состав такого комплекса входят толщи
трещиноватых аргиллитов, алевролитов, глинистых сланцев и др. Эти
породы не удерживают флюиды и обычно не содержат их скоплений
вследствие плохих изолирующих свойств. Подобные отложения по
фильтрационным свойствам являются промежуточными между кол-
35
лекторами и изолирующими покрышками и поэтому получили название
промежуточного комплекса.
Аргиллиты и сланцы промежуточного комплекса не разуплотнены и
обладают более высокой устойчивостью, чем породы глинистой покрыш-
ки и особенно ореола вторжения. К промежуточному комплексу отно-
сятся хадумские и фораминиферовые отложения ряда месторождений
Восточного Предкавказья. Физические, геохимические, геологические,
гидродинамические особенности ореолов вторжения создают предпосыл-
ки для выявления и оценки АВПД на основании взаимосвязи между эти-
ми особенностями и данными каротажа или бурения. В настоящей главе
рассматривается только выявление зон АВПД в процессе бурения мето-
дами, не требующими особой подготовки обслуживающего персонала и
сложной аппаратуры, поданным, которые легко могут быть получены на
буровой.
Чтобы избежать ошибок, необходимо одновременно применять не
менее трех методов для выявления повышенных давлений. Тогда можно
будет проверять полученные результаты и более надежно интерпретиро-
вать имеющуюся информацию. Необходимость проведения взаимопро-
верки по нескольким методам возникает, во-первых, вследствие отсутст-
вия функциональной и однозначной связи между давлениями и анализи-
руемыми данными, во-вторых, разрез месторождений с АВПД часто бы-
вает сложнее рассмотренной выше модели. Разрез может содержать не
одну, а несколько запечатывающих покрышек и литологических барье-
ров, мощность ореола вторжения также бывает различной. Особенно
усложняется ситуация при наличии сбросов, делящих месторождения на
отдельные тектонические блоки с различными условиями существования
АВПД. Результаты выявления высоких пластовых давлений зависят и от
изменения литологических характеристик глин. Так, увеличение песчани-
стости или карбонатности глин существенно искажает результаты при ис-
пользовании ряда методов.
МЕХАНИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Существует определенная взаимосвязь между механической скоро-
стью бурения и величиной дифференциального давления на забое скважи-
ны, представляющей собой разность забойного и пластового или порово-
го давлений. Специальные экспериментальные и промысловые исследова-
ния [33, 37] показывают, что с увеличением забойного давления ско-
рость бурения уменьшается.
В общем виде влияние дифференциального давления на скорость
проходки отражается уравнением Комбза [41]
v»=Rfy ---И.(Ш, (Др), (2.1)
M 1 о 2 з Dd 4 5
36
где R — коэффициент; G — осевая нагрузка; D, d — соответственно диа-
метр долота и насадки; п — частота вращения долота; Q — подача насо-
сов; Т — износ рабочей поверхности долота; Др — перепад давления на
забое.
С углублением в литологически однородные глинистые отложения
зон АВПД дифференциальное давление на забое скважины снижается
вследствие роста порового давления, что влечет за собой увеличение ме-
ханической скорости.
Рост скорости проходки объясняется прежде всего улучшением
условий очистки забоя от выбуренной породы [4,30]. При снижении
дифференциального давления ослабевает действие сил, прижимающих
отколотые долотом частицы породы к забою, степень очистки забоя
увеличивается.
Наряду с улучшением очистки небольшой перепад давления способ-
ствует облегчению процесса разрушения горной породы вследствие более
благоприятного распределения напряжений на забое. При этом наблюда-
ется рост касательных напряжений, что приводит к снижению усилий на
долоте, необходимых для разрушения породы. Наибольшего значения
касательные напряжения на забое достигают при отсутствии гидростати-
ческого давления, т.е. при отсутствии в скважине промывочной жидко-
сти. В этом случае
^ax = -°-75V <2-2>
где рг — геостатическое давление.
При плотности бурового раствора, равной средней плотности выше-
лежащих пород, касательные напряжения на забое становятся равными
нулю и возникает условие всестороннего равномерного сжатия — наибо-
лее неблагоприятное для разрушения породы.
Говоря о причинах увеличения механической скорости в глинистых
породах зон АВПД, следует помнить также и то, что глины здесь разу-
плотнены, обладают повышенной пористостью. Поскольку поры пред-
ставляют собой механические дефекты, то увеличение пористости также,
способствует снижению сопротивления разрушающему действию долота.
Наиболее существенное увеличение механической скорости бурения
в глинистых сланцах при углублении в зону АВПД наблюдается, по све-
дениям ряда авторов [1,4, 30], после того, как перепад давления на за-
бое становится меньше 3,5 МПа. Если давление в скважине значительно
превышает поровое, что часто бывает при очень высокой плотности буро-
вого раствора, то изменение скорости проходки может быть незамет-
ным, т.е. признаки АВПД подавляются.
Таким образом, если свойства бурового раствора, подача насосов и
другие режимные параметры не меняются, то самопроизвольное увели-
чение скорости бурения в глинистых породах может служить прямым
указанием на повышение порового давления в проходимом интервале и,
37
возможно, на существование неуравновешенности давлений, т.е. на не-
достаточность давления столба бурового раствора.
Механическая скорость проходки может увеличиваться и в результа-
те изменения литологии проходимых пород, например, при переходе от
глины к слабым песчаникам. В зарубежной практике этот момент рас-
сматривается как весьма трудный при определении давления. В таких
случаях, когда возникает неопределенность, рекомендуется привлекать
другие источники информации о причинах роста механической скорости.
Рассмотрим изменение скорости бурения с глубиной в глинистой по-
крышке для одной из скважин с АВПД [30] (см. рис. 9). До глубины
3433 м наблюдается тенденция к уменьшению механической скорости,
что дает основание судить о нормальном поровом давлении в проходи-
мых породах. Колебания кривой обусловлены литологическими изме-
нениями, а также износом долота. На графике отчетливо выделяется ли-
тологический барьер. Устойчивое увеличение скорости бурения ниже ли-
тологического барьера обусловлено высокими поровыми давлениями.
Как показывает зарубежный опыт [4, 30], для своевременного вы-
явления зон АВПД в процессе бурения необходимо проводить механиче-
ский каротаж, лучше с помощью специального регистратора скорости
проходки. Данные следует наносить на график через 1,5—3,0 м в трудно
разбуриваемых и через 9—15 м в легко разбуриваемых интервалах.
Очень большое количество точек усложняет построение и расшифровку
графика. Кроме того, важно выбрать удобный масштаб графика, кото-
рый бы отражал влияние существенных факторов и нивелировал случай-
ные мелкие колебания, например, от небольших изменений в литологии
маломощных пластов. Считается удобным построение кривой в мас-
штабе: 1 см соответствует 10—15 м, когда хорошо фиксируются литоло-
гические барьеры, начало зоны АВПД и другие особенности геологиче-
ского разреза.
НОРМАЛИЗОВАННАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Механическая скорость бурения однозначно отражает изменения по-
рового давления в глинистых породах только в том случае, когда режим-
ные параметры и плотность бурового раствора остаются постоянными.
На практике режим бурения в разных районах обычно изменяется. До-
статочно отметить, что осевая нагрузка, например, меняется в пределах
нескольких десятков килоньютонов, а плотность бурового раствора из-
меняется с течением времени постепенно или скачкообразно.
Изменение режимных параметров, а также плотности бурового раст-
вора может быть скомпенсировано путем нормализации механической
скорости, заключающейся в получении для нее некоторого безразмерно-
го выражения, не зависящего от режима бурения. Впервые нормализа-
38
цию механической скорости осуществили Иордан и Ширли в 1966 г.,
предложившие способ «/-экспоненты, которая представляет собой пока-
затель степени в эмпирическом уравнении механической скорости буре-
ния Бингхэма:
v ы/п = a (G/D) d, (2.3)
где и — механическая скорость бурения, м/ч; л — частота вращения до-
лота, об/мин; G — осевая нагрузка, кН; D — диаметр долота, см.
Как показал опыт, d-экспонента в значительной мере, хотя и не пол-
ностью, компенсировала влияние режимных параметров, благодаря чему
методика выявления зон АВПД получила существенное усовершенство-
вание. Однако «/-экспонента не учитывала влияние плотности бурового
раствора и это обстоятельство в некоторых случаях приводило к иска-
жениям полученных результатов. Впоследствии влияние плотности было
устранено в модифицированной (скомпенсированной) «/с-экспоненте,
посредством введения в «/-экспоненту поправочного соотношения сле-
дующим образом;
</=«/—, (2.4)
С Р
где a — градиент нормального гидростатического давления; р — факти-
ческая плотность бурового раствора.
В работе [33] нами на основании теории подобия получено матема-
тически обоснованное выражение экспоненты механической скорости,
названное а-экспонентой:
I g ( v /60л)
а = ---------г- . (2.5)
lg(G/pSD2)
Показатель а-экспоненты, как и «/-экспоненты, — критерий буримо-
сти проходимых горных пород, причем очень чувствительный к измене-
нию их прочностных свойств и условий работы долота. Именно благода-
ря этому и обнаруживаются недоступные другим критериям буримости
повышения сопротивления проникновению долота в зоне нормального
уплотнения глин и участки разуплотненное™ в зонах АВПД. Определе-
ние буримости по механической скорости — более грубый метод. Особен-
но это относится к средней за рейс скорости, не позволяющей заметить
локальных изменений и своевременно фиксировать нарастающие откло-
нения в механических свойствах проходимых пород.
В зонах нормального уплотнения пород (нормального порового дав-
ления) графики «z-экспоненты имеют тенденцию увеличения ее с глубиной.
В зонах повышенных поровых давлений значения д-экспоненты отклоня-
ются в сторону более низких величин по сравнению с нормальными. В
39
a - экспонента
V
100
Рис. 10. Зависимость а-экспоиеи-
ты от глубины для скважины
Кошехабльской площади:
7 — нормальное поровое давле-
ние; 2 — высокое поровое дав-
ление
Рис. 11. Номограмма для опреде-
ления а-акспоненты
so
40
30
го
10 -
я-
6 -
4 -
J-
Z-
п
гоо-г
iso -
юо -
-Б0--
30-
20-
io
1 -
09'
0.7-
0.5-
0,4~
G
Г2
-200
Ч воп
Л-ЮО
.1000
900
-700
|- 40
г 30
Lg-S-
V/ 60п
Припер:
и = !0н1ч
п*ВОой/нин
р=1г/снЗ
0= 20 сп
5*200кН
и
Т™ о
-40 Г
30 1,
20 15-
-,5'г-
' *400
-300 ±!0 3±
некоторых случаях, когда градиент порового давления изменяется уме-
ренно, начало аномальности отмечается на графиках стабилизацией зна-
чений экспоненты после возрастания на участке нормального уплот-
нения.
Износ долота к концу рейса приводит к снижению скорости бурения,
и значение экспоненты несколько возрастает. В связи с этим начинать по-
строение графика рекомендуется не менее чем за два рейса до предпола-
гаемой зоны с аномальным давлением, чтобы успеть установить влияние
износа долота на показатель экспоненты. В тех случаях, когда кроме ка-
40
явственного выделения зон АВПД намечается проведение и количествен-
ных определений порового давления, построение кривой нужно начинать
сразу после выхода из-под кондуктора для установления интервала нор-
мального уплотнения глин и нормальной тенденции изменения экспо-
ненты.
Г рафик а-зкспоненты для одной из скважин Кошехабльской площа-
ди построен по значениям средней механической скорости за рейс
(рис. 10). Начало аномальности здесь отмечается на глубине около
1500 м. Темп нарастания порового давления спокойный. Градиент поро-
вого давления невелик и изменяется довольно плавно.
С целью облегчения расчетов значений а-экспоненты в полевых усло-
виях построена номограмма (рис. 11), позволяющая графическим спосо-
бом при наличии соответствующих исходных данных быстро найти ре-
зультат решения по уравнению (2.5). Эта задача значительно облегчается
использованием электронных счетных машинок и портативных компью-
теров.
Значения показателя компоненты рекомендуется наносить на
график с такой же частотой, как и для механической скорости бурения,
т.е. через каждые 1,5—3,0 м. В быстро разбуриваемых породах интервал
отбора показаний может быть увеличен до 10—15 или даже до 30 м.
Иногда графики зависимости экспоненты от глубины строятся в полуло-
гарифмических координатах для более четкого выделения начала зоны
АВПД. Шкала экспоненты при этом — логарифмическая, а шкала глу-
бин — обычная.
Метод а-экспоненты благодаря своему глубокому содержанию мо-
жет использоваться и в других случаях, как, например, для оценки бури-
мости горных пород, при разделении разреза на пачки равной буримости,
а также для определения степени износа долот во время бурения.
ВРАЩАЮЩИЙ МОМЕНТ НА РОТОРЕ
С уменьшением дифференциального давления по мере углубления в
зону АВПД напряженное состояние вокруг скважины непрерывно меня-
ется и в связи с этим в некоторый момент могут возникнуть пластиче-
ские деформации глин в приствольной части горного массива.
Возникновение пластических или упругопластических деформаций
ведет к перемещению контура ствола скважины в направлении ее оси.
Скорость перемещения контура можно определить из выражения [32]
(1 + V) дг
Аг = ----------- , (2.6)
• с Е
где v — коэффициент Пуассона; р — горное давление; гс — радиус сква-
жины; Е — модуль Юнга для данных пород.
41
Разуплотненные глины ореолов вторжения обычно характеризуются
повышенными пластическими свойствами. При определенном соотноше-
нии давления в скважине и порового начинаются пластические деформа-
ции на некотором расстоянии от оси скважины. Если перепад давления
направлен в сторону скважины, то наблюдается довольно интенсивное
выжимание глин в ее ствол, приводя к образованию сужений. Иногда
ствол скважины заполнен пробками выжатой глины.
Уменьшение диаметра скважины может быть установлено по увели-
чению крутящего момента на роторе при фиксированном значении на-
грузки на долото и частоте вращения долота. Увеличение вращающего
момента при возникновении сужения ствола более заметно, если в ком-
поновке низа бурильной колонны есть центраторы или калибраторы.
Возникновение сужений свидетельствует, как правило, уже о наличии
превышений порового давления над давлением в скважине, т.е. о насту-
пившей недоуравновешенности забойного давления. Этот способ, как
правило, не имеет самостоятельного значения и рекомендуется для под-
тверждения и проверки выводов о вхождении в зону АВПД, полученных
другими методами, т.е. представляет собой дополнительный индикатор
давления. Это важный признак при высоком поровом давлении в разре-
зе. Согласно сведениям В.Д. Борела и Р.Л. Люиса [4], увеличение вра-
щающего момента на роторе становится хорошо заметным уже при пере-
паде давлений между пластом и скважиной, равном примерно 0,12 г/см3
эквивалентной плотности бурового раствора. При меньших значениях пе-
репада давления пластические деформации глин в призабойной зоне мо-
гут не оказывать заметного влияния на величину вращающего момента
на роторе и его изменение может остаться незамеченным.
ВЕС НА КРЮКЕ
Сужение ствола скважины, обусловленное пластическим течением
разуплотненных глин, помимо увеличения крутящего момента будут вы-
зывать увеличение веса на крюке при подъеме бурильной колонны. Уве-
личение веса на крюке может отмечаться, если перепады давления мень-
ше, чем увеличение крутящего момента, особенно при продолжительном
бурении. Это объясняется тем, что сужения, достаточные для заклинива-
ния долота, могут образоваться при меньшей скорости деформации из-за
продолжительности времени от вскрытия интервала до подъема долота.
С другой стороны, и величина сужения в этом случае может быть
меньшей.
Авторы работы [4] считают, исходя из собственного опыта, что уве-
личение веса инструмента на 150 кН свидетельствует о повышении поро-
вого давления над давлением в скважине. Следовательно, увеличение ве-
са на крюке может дополнительно подтвердить аномальность давления.
Необходимо иметь в виду, что затяжки бурильного инструмента мо-
42
гут быть вызваны и множеством других причин: образованием сальника
на долоте, желобом в стволе скважины, дифференциальным прихватом
и др. В связи с этим следует тщательно анализировать причины увеличе-
ния веса на крюке, чтобы установить, действительно ли это вызвано
сужениями ствола скважины, которые могут быть выделены из других
ситуаций с аналогичными внешними признаками.
КОЛИЧЕСТВО И СВОЙСТВО ШЛАМА НА ВИБРОСИТЕ
Увеличение механической скорости бурения в переходных зонах
АВПД, обусловленное уменьшением или даже изменением знака диффе-
ренциального давления, приводит к заметному росту содержания шлама,
выносимого промывочным раствором на поверхность и отделяемого из
его потока на виброситах. С уменьшением перепада давлений на забое,
как известно, улучшаются условия очистки призабойной зоны от частиц
шлама. При этом облегчается отделение выбуренных частиц от массива
породы и значительно снижается возможность их вторичного перемалы-
вания. В результате роста количества выбуренной породы на вибросите
наблюдается увеличение размера выбуренных глинистых частиц.
В случае превышения порового давления над давлением столба буро-
вого раствора в скважине содержание шлама в потоке увеличивается
также и за счет откалывания крупных частиц глины со стенок выше зоны
работы долота. Несомненно, что разуплотненность глин в переходных зо-
нах и наличие высокого порового давления — факторы, снижающие проч-
ностные характеристики пород приствольной части скважины.
Вопросам устойчивости стенок скважины посвящено значительное
число работ. Напряженное состояние в породах горного массива вокруг
скважины рассматривалось Б.В. Байдюком, Л.А. Шрейнером, А.А. Шам-
сиевым и другими исследователями. Установлено, что напряжения, дей-
ствующие в горном массиве, достигают максимальных значений на кон-
туре скважины.
Задачу о напряженном состоянии пористой горной породы, заполнен-
ной флюидом под определенным пластовым или поровым давлением,
рассмотрели Б.В. Байдюк и Л.А. Шрейнер. При коэффициенте бокового
распора, равном единице, напряженное состояние насыщенной пористой
породы на внутренней стенке скважины описывается выражениями
a2=Pn^-7?pH,
Од = 2рпдг - ррдг - Т)рн., (2.7)
ог =Ppgz-HPH ,
где о2, вд, ог - соответственно нормальное вертикальное, тангенциаль-
ное и радиальное напряжения; рп, рр — соответственно плотность сред-
няя объемная горных пород и бурового раствора; z — глубина рассмат-
43
риваемого сечения; т? — коэффициент передачи давления; дн — давление
насыщающей жидкости.
В общем случае коэффициент передачи давления т] зависит от пори-
стости и проницаемости породы. Эксперименты показали, что величина
его изменяется в пределах от нуля до единицы.
Устойчивость стенок скважины, как следует из анализа приведенных
формул, определяется соотношением горного давления Pngt и давления
столба промывочной жидкости р gt. Разрушение их происходит главным
образом под действием максимального касательного напряжения ттах,
действующего в плоскости наименьшего и наибольшего нормального на-
пряжения и вызывающего сдвиг породы. Давление в порах уменьшает
нормальные напряжения на величину т)рн.
Однако касательные напряжения, как считают Б.В. Байдюк и
Л.А. Шрейнер, остаются неизменными, что и является главной причиной
снижения прочности породы. Приведенные Б.В. Байдюком и Л.А. Шрей-
нером расчеты свидетельствуют о возможности значительного снижения
устойчивости стенок скважин под влиянием порового давления как для
коллекторов, так и для глинистых пород. Установлено, что устойчивость
стенок снижается даже при превышении забойного давления над пласто-
вым. С появлением перепада давлений, направленного в сторону скважи-
ны, радиальная составляющая напряжения аг может поменять знак и не-
устойчивость еще более усилится.
В этом случае разрушение стенок скважины обусловлено главным
образом механическими причинами, вызывающими изменение напряжен-
ного состояния. Об этом свидетельствуют размер и форма отколовших-
ся частиц. Заметного разбухания породы при этом обычно не обнаружи-
вается.
Если величина противодавления столба промывочной жидкости на
вскрытые породы оказывается менее необходимой, то касательные на-
пряжения ттах на стенке скважины достигают критического значения и
вокруг ствола скважины образуется ослабленная зона, в которой возни-
кают упругопластические деформации. Порода разделяется трещинами
на отдельные куски, которые могут скользить относительно друг друга
или оказывать давление. Перемещаясь к оси скважины, кусочки отделя-
ются от массива породы и обрушиваются я скважину. Зона ослабления
или нарушений распространяется до двух радиусов от оси ствола
скважины.
Частицы глины, откалывающиеся со стенки скважины в условиях не-
достаточного порового давления, обычно имеют характерную удлинен-
ную остроскольчатую форму. Следовательно, если увеличение содержания
шлама на вибросите говорит о постоянном уменьшении величины диффе-
ренциального давления на забое, то появление в шламе характерных
удлиненных с острыми гранями частиц глины — признак превышения по-
ровогр давления над забойным.
44
ПЛОТНОСТЬ ГЛИНИСТОГО ШЛАМА
Глинистые породы, содержащие поровые флюиды под высоким дав-
лением, обладают в условиях естественного залегания, вследствие своей
разуплотненности, пониженной плотностью. Это позволяет выделять до-
вольно четко зоны АВПД по результатам измерения плотности глинисто-
го шлама на поверхности. Г рафики зависимости плотности шлама от глу-
бины его отбора, в зонах нормального порового давления будут отра-
жать нормальную тенденцию уплотнения глин, т.е. будут показывать уве-
личение их плотности с глубиной. Отклонение от нормальной свидетель-
ствует о наличии в разрезе недоуплотненных пластов и, следовательно,
аномальных давлений.
Отбор проб шлама производится на вибросите или в желобах перед
виброситом специальными пробоотборниками. В зависимости от харак-
тера разбуриваемых пород интервал отбора проб устанавливается рав-
ным 5—10 м и больше в легкобуримых породах.
Отобранный шлам промывается чистой водой до полного удаления с
поверхности частиц слоя глинистого раствора. Затем производится высу-
шивание шлама на воздухе. Для сохранения естественной влажности
шлама высушивание длится до тех пор, пока поверхность его не приоб-
ретет матовый оттенок. Шлам, как правило, состоит из частиц различно-
го размера, которые могут двигаться в восходящем потоке с разными
скоростями и потому принадлежать разным интервалам глубин. Кроме
того, в порции шлама, кроме выбуренных частиц, могут присутствовать
обломки, осыпавшиеся со стенок скважины из вышерасположенных ин-
тервалов.
Для получения возможно более представительных измерений из про-
бы шлама рекомендуется выбирать частицы размером 5—10 мм. Считает-
ся, что частицы такого размера обладают наиболее однородными гидрав-
лическими характеристиками обтекания и практически одинаковыми
скоростями подъема. Необходимо также удалить из отобранной пробы и
чужеродные частицы осыпавшейся породы. Эту работу целесообразно
проводить под наблюдением или при консультации геолога.
Глубина привязки пробы шлама, т.е. та истинная глубина, на кото-
рой осуществлялось его выбуривание, определяется соотношением
Н = н- v t , (2.8)
0 мп
где НQ — глубина скважины в момент отбора пробы; — механическая
скорость бурения; Г — время подъема шлама с глубины Н.
Наиболее сложный вопрос, возникающий при привязке шлама к глу-
бине отбора, т.е. выбуривания, - определение скорости его подъема.
Скорость подъема шлама, как известно, равна
45
где икп — скорость движения бурового раствора в кольцевом простран-
стве; «оп — скорость падения (опускания) шлама в потоке бурового
раствора.
Скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом про-
странстве определяется зависимостью
uKn = O/F, (2.10)
где Q — расход бурового раствора; F — площадь поперечного сечения
кольцевого пространства.
На скорость падения частиц шлама в буровом растворе ы сущест-
венно влияют величина кольцевого зазора, форма и размер частиц, ред-
логические свойства бурового раствора, режим его движения в кольце-
вом пространстве, частота вращения бурильной колонны. Специальными
исследованиями установлено, что при турбулентном режиме вынос поро-
ды происходит наиболее эффективно. При структурном режиме течения
вынос осложняется еще и изменением скорости движения эффективной
вязкости по сечению потока, вследствие чего скорости осаждения даже
для одинаковых частиц будут также изменяться в направлении, нормаль-
ном к скорости потока. Более того, отдельные частицы могут совершать
колебательные движения, поднимаясь в центральной части потока и
опускаясь по мере оттеснения их в периферийную, где скорость течения
уменьшается.
Для определения скорости падения частиц шлама в восходящем
турбулентном потоке вертикальной скважины с учетом вращения бу-
рильных труб в работе [22] предлагается формула
d
и =[38(0,58 + 61-35 —------------
оп D-d
с к
где 6 — коэффициент сплюснутости частицы, равный отношению ее тол-
щины к эквивалентному диаметру; d — эквивалентный диаметр час-
тиц; D — диаметр скважины; d* — наружный диаметр бурильных труб;
п — частота вращения бурильной колонны; рп, — соответственно
плотность породы шлама и бурового раствора.
Рекомендуется скорость подъема частиц шлама определять по номо-
грамме (рис. 12). Для определения по номограмме величины ип на вер-
тикальной оси отмечают значение плотности бурового раствора. Затем от
найденной точки проводят прямую, параллельную горизонтальной оси,
до пересечения с линией, соответствующей примерному значению плотно-
46
сти шлама. Абсцисса точки пересечения и представляет величину скоро-
сти подъема частиц.
Установив скорость подъема шлама, нетрудно найти время его дви-
жения до устья скважины:
Г =Н/и . (2.12)
Л п
С учетом (2.12) выражение (2.8) приобретает вид
Н=Н -v — , (2.13)
от м и
п
или после преобразований
Н=Н —--------------. (2.14)
от и + к
Плотность подготовленных проб шлама определяют различными спо-
собами, в основе которых лежит, как правило, пикнометрический
способ.
Сущность измерения плотности шлама с помощью пикнометра за-
ключается в следующем. На аналитических или других достаточно точ-
ных весах взвешивается мензурка, наполненная до определенного преде-
ла дистиллированной водой. После этого в мензурку засыпается порция
Рис. 12. Номограмма для
определения скорости паде-
ния частиц шлама в восходя-
щем потоке бурового раство-
ра при плотности шлама,
г/см3:
Рис. 13. График изменения плотности
глинистых сланцев от глубины скважи-
ны
1 - 2,3; 2 - 2,6
47
шлама, производится повторное взвешивание и фиксируется приращение
объема воды. Плотность шлама определяется по формуле
Рш= IG*-GJ/AV, (2.15)
где G , G2 — соответственно масса мензурки при первом и втором взве-
шивании; Д V — объем порции шлама.
Данные измерений плотности проб шлама наносятся на график, на
котором выделяют зоны разуплотненных глинистых пород, сравнивая их
с нормальной тенденцией уплотнения глин. Пример выделения зоны
АВПД по данным плотности глин для одной из скважин [30] приведен
на рис. 13.
Как отмечают В.М. Добрынин и В.А. Серебряков [9], для прогнози-
рования аномально высоких давлений в процессе бурения можно исполь-
зовать шлам. Теоретически этот метод обеспечивает получение достовер-
ных результатов при выявлении АВПД по сравнению со всеми сущест-
вующими. Однако метод имеет недостатки, которые могут снизить точ-
ность его показаний или исказить их. В.Д. Борел и Р.П. Люис [4] указы-
вают, например, на следующие недостатки:
до измерения плотности шлам должен быть вынесен на поверхность
циркулирующим буровым раствором, в процессе чего возможно попада-
ние в пробу посторонних частиц;
плотность частиц снижается из-за разбухания при длительном кон-
такте с буровым раствором на водной основе;
наличие в глине примесей песка и других минералов влияет на вели-
чину плотности глин;
наличие в глине газа снижает плотность частиц шлама.
Достоверность данных о плотности шлама зависит от тщательности,
с которой отбираются пробы на вибросите, и от точности, с которой про-
водятся дальнейшие исследования [30]. Несмотря на имеющиеся недо-
статки, графики плотности шлама успешно применяются для контроля
давления в различных районах мира при условии, что ограничения и не-
достатки учитываются немедленно или не приводят к значительным
искажениям конечных результатов.
СКОРОСТЬ ФИЛЬТРАЦИИ
Как показывают специальные исследования, глинистые породы по
мере приближения к зонам АВПД претерпевают ряд.геохимических из-
менений. Изменяются соотношение глины и песка в выбуренных части-
цах, тип присутствующей глины, степень ее карбонатности, концентрация
в глинах водородных ионов (pH), концентрация электролита в порах,
структура глин и др.
Отмеченные факторы влияют на скорость водоотдачи пульпы, приго-
48
товленной из выбуренного глинистого
шлама и дистиллированной воды.
Поскольку о приближении к зоне
АВПД судят по относительному изме-
нению скорости водоотдачи пульпы
с углублением скважины, допустимо
применение также обычной воды.
Однако в этом случае состав воды
при построении кривой для данной
скважины не должен меняться. При
приготовлении пульпы пробу шлама
постоянного, выбранного заранее веса
размешивают с водой в мешалке в
течение заданного периода времени.
Затем определяется время, необходи-
мое для получения 50 см3 фильтра-
Рис. 14. График изменения ско-
рости фильтрации пульпы шлама
по мере приближения к зоне
высокого давления
та под давлением 0,24 МПа.
В интервалах, характеризующихся нормальным поровым давлением,
время водоотдачи остается примерно постоянным. Перед входом в зону
высокого давления время фильтрации заметно уменьшается. Самая ма-
лая величина фильтрации совпадает графически с четко выраженными от-
клонениями в зоне высокого давления, которые имеют место при ис-
пользовании других способов выявления АВПД.
Изменение скорости фильтрации пульпы, содержащей разбуренный
сланец, взятый из морской скважины в штате Луизиана, показано на
рис. 14. Наибольшая скорость водоотдачи в данном случае совпадает с
началом зоны АВПД. Однако отклонения от нормальной тенденции обна-
ружились ранее. Как полагают авторы [37], в связи с этим данный спо-
соб может предупреждать о зонах высокого давления еще до вхождения
в них долота, т.е. прежде чем они будут вскрыты бурением.
ПОКАЗАТЕЛЬ ВЛАЖНОСТИ
Имеются сведения об использовании в качестве индикатора АВПД
показателя влажности выбуренного глинистого шлама. Влажность глини-
стого шлама находится в прямой зависимости от его пористости, кото-
рая в свою очередь непосредственно влияет на плотность породы. Эффек-
тивность метода выявления зон АВПД и определения поровых давлений
по плотности шлама не вызывает сомнений. Этот метод применяется с
успехом в различных геологических условиях.
Показатель влажности шлама глинистых сланцев, по сведениям фир-
мы "Коноко Ойл", может быть легко определен в условиях буровой на
основании измерения разности в массах влажного и сухого образцов.
Для этого требуются лишь горячая плита (пластина) и весы. Можно так-
49
4-6366
же с этой целью использовать выпускаемые анализаторы влажности. Осо-
бо подчеркивается, что перед измерением шлам должен быть отсортиро-
ван, очищен от примесей, и вода, находящаяся на поверхности, удалена.
Дж. Тимко и В. Фертль считают, что метод показателя влажности не
зависит от свойств бурового раствора и дает хорошие результаты при ис-
пользовании растворов на нефтяной основе, нефтеэмульсионных и на
водной основе. Это — серьезное преимущество данного метода.
ТЕМПЕРАТУРА БУРОВОГО РАСТВОРА
В интервале разуплотненных глинистых пород зон АВПД с возраста-
нием пористости наблюдается снижение теплопроводности и соответст-
вующее увеличение геотермического градиента. Отмеченная особенность
может быть связана только с теплофизическими свойствами насыщаю-
щих флюидов, оказывающих влияние на общую теплопроводность гор-
ной породы. В результате теплопроводность пористых пород является
сложной функцией составляющих их фаз. Теплопроводность [Вт/(м • К) ]
некоторых пород и флюидов [17,39] приведена ниже.
Газ................................................................
Вода.......................................................
Нефть......................................................
Глинистые сланцы...........................................
Песчаники..................................................
Известняки.................................................
0,040
0,580
0,128
0,154-0,218
0,181-5,56
0,184-0,210
Теплопроводность воды примерно в три раза больше теплопроводно-
сти глинистых уплотненных пород (в сухом состоянии). Теплопровод-
ность газа намного меньше теплопроводности воды. Увлажнение пори-
стых пород приводит сначала к увеличению их теплопроводности. Одна-
ко далее с увеличением пористости отмечается снижение общей тепло-
проводности породы, насыщенной как жидким, так и газообразным
флюидом.
Таким образом, разуплотненные глинистые пласты, перекрывая кол-
лекторы с аномально высоким давлением, обусловливают уменьшение
теплового потока в вышележащих отложениях и способствуют, следова-
тельно, аккумуляции тепла в нижележащих. Поэтому сильнопористые
глины в зонах АВПД могут рассматриваться как своеобразные тепловые
барьеры.
Влияние поровых флюидов на общую теплопроводность отложений
становится существенным только при высоком значении пористости. Ес-
ли же пористость пород невелика или умеренна, то это влияние оказыва-
ется несущественным.
Увеличение геотермического градиента разбуриваемых пород отра-
жается в соответствии с законам,- попередачи на температуре цирку-
50
пирующего бурового раствора, при-
водя к ее росту. В связи с этим при
вхождении скважины в зону высо-
кого давления поровых флюидов,
характеризующуюся и высокой по-
ристостью глин, температура раст-
вора на выходе скачкообразно уве-
личивается (рис. 15). Как сообщает
У.Х. Фертль [30], изменение темпе-
ратурного градиента выходящего
бурового раствора может достигать
18,2 °C на 100 м проходки.
Практические наблюдения по-
казывают, что устьевая температура
бурового раствора при определен-
ной глубине забоя зависит от подачи
Рис. 15. Г рафик изменения темпера-
туры бурового раствора на выходе
из скважины с глубиной
насосов, частоты вращения буриль-
ной колонны, вязкости раствора, кольцевого зазора, времени промывки
и др. Большинство этих факторов обычно в процессе проходки ограни-
ченных интервало глинистой покрышки остаются постоянными и не
влияют на вид кривых.
Основное значение в этих условиях приобретает время замеров тем-
пературы с начала восстановления циркуляции. Если скважина не углуб-
ляется, то с восстановлением циркуляции температура выходящего
раствора повышается, доходит до определенного предела, после чего
почти не меняется до конца промывки, т.е. стабилизируется. При углуб-
лении скважины на повышение температуры раствора, связанное с увели-
чением геотермического градиента, будет влиять повышение температу-
ры в связи со стабилизацией теплового режима промывки. В связи с
этим важно, чтобы измерения не проводились в период, соответствую-
щий стабилизации температуры,
Время стабилизации температурного режима промывки определить
довольно сложно. На практике используют простое правило: измерение
температуры выходящего бурового раствора начинают после того, как ее
значение станет таким же, как и в конце бурения предыдущим долотом.
Полученные таким способом кривые наносят на график, после чего стро-
ят вторичный график с совмещением концов кривых для интервалов ра-
боты отдельных долот.
ГАЗИРОВАНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА
Бурение скважин в зоне разуплотненных глин ореолов вторжения
может сопровождаться газированием циркулирующего бурового раство-
ра, если поровое пространство заполнено газом или другими флюидами.
51
содержащими газ в растворенном виде. Газ при этом может поступать
как из выбуренной породы, так и из приствольного массива, особенно
если имеются пропластки с повышенной песчанистостью. Признаком по-
ступления газа из окружающих пород и, следовательно, неуравновешен-
ности давлений в скважине является увеличение газосодержания раство-
ра после наращиваний. Объясняется это, во-первых, снижением давления
настенки скважины в результате прекращения циркуляции и, во-вторых,
увеличением времени нахождения части раствора в интервале залегания
газосодержащих пород.
8 некоторых случаях [4] газ может поступать в скважину из слабо-
проницаемых непродуктивных коллекторов, представляющих собой
линзы, "карманы" и т.д. В таких случаях газосодержание раствора может
стать более высоким, вплоть до выбросоопасного. В мировой практике
проводки скважин через глинистые покрышки такие коллекторы часто
разряжают без утяжеления бурового раствора. Обычно же по мере при-
ближения к продуктивному коллектору наблюдается устойчивая общая
тенденция возрастания газосодержания раствора, отражающая рост пори-
стости и порового давления в глинах в результате вертикальной мигра-
ции газа в пределах ореолов вторжения и ореолов рассеяния.
При бурении в зонах разуплотненных глин с высоким поровым дав-
лением насыщающих флюидов рекомендуется непрерывно следить за со-
держанием газа в буровом растворе.
Существующие ручные средства для измерения количества газа в бу-
ровых растворах весьма громоздки и не обеспечивают должную частоту
замеров, необходимую для непрерывного контроля интенсивности по-
ступления газа в скважину. С целью упрощения и сокращения времени
замеров до пределов, позволяющих оперативно контролировать измене-
ние газосодержания, автором сконструирован простой прибор для поле-
вого контроля содержания газа в буровых растворах (рис. 16). Прибор
состоит из двух частей: цилиндра 1 и крышки 2 с градуированной труб-
кой 3, соединяемых быстросвинчиваемой резьбой. Цилиндр и крышку
выполняют из пластмассы или легкого металла, а мерную трубку из про-
зрачного материала крепят неподвижно к крышке.
У верхнего края стенок цилиндра 1 объемом 200 см3 нанесена на-
ружная быстросвинчиваемая резьба. Крышка 2 имеет внутреннюю быст-
росвинчиваемую резьбу у нижнего торца стенок для соединения с ци-
линдром. На градуированной трубке 3 нанесены деления в процентах со-
держания газа в буровом растворе.
Измерения содержания газа производятся следующим образом. Ци-
линдром из желоба (после ротора) отбирается порция бурового раствора
вровень с верхним обрезом. Затем на цилиндр навинчивается крышка с
градуированной трубкой. В трубку заливают 200 см3 чистой воды и за-
крывают ее пробкой 4. После чего весь прибор несколько раз перевора-
чивают и встряхивают. При отсутствии газа уровень взмученной жидко-
52
сти будет находиться у нуля. В случае наличия газа ко-
личество его в процентах от объема бурового раствора
определяется отметкой деления, соответствующего
уровню жидкости в трубке. Длительность производст-
ва замера не превышает 1 — 1,5 мин.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПОРОВОГО ДАВЛЕНИЯ
Количественную оценку порового давления по
данным бурения проводят с помощью метода экви-
валентных глубин в основе которого лежит предпо-
ложение, что эффективные напряжения в глинах, за-
легающих на разных глубинах, будут равны, если
О *
5
Ю
«
25-.
30^
354
50-.
равны значения их некоторых физических параметров.
В качестве физических параметров могут быть приня-
ты сопротивление разрушению, плотность, пористость,
удельное электрическое сопротивление и др. Из дан-
ных, получаемых непосредственно в процессе бурения, аяя KOHypon„
для определеия порового давления используют пока- содержания га-
затель экспоненты уравнения механической скорости за в буровых
проходки или плотность гилинистого шлама на поверх- растворах
ности. Наиболее удобным при оперативном анализе
условий считается показатель экспоненты. Благодаря своей простоте и
высокой надежности этот показатель получил широкое распространение
в качестве исходного параметра при расчетах порового давления.
Уравнение для расчета порового давления по методу эквивалентных
глубин имеет вид
ра =а£1 - Дэ (аэ - г?).
(2.16)
где а — средний градиент геостатического давления на глубине L ; L —
глубина определения порового давления; L з — эквивалентная глубина в
зоне нормального уплотнения глин; аз — средний градиент геостатиче-
ского давления на глубине L з; г) — градиент нормального гидростатиче-
ского давления.
В практических расчетах часто в интервалах залегания осадочных
терригенных пород принимают величину градиента геостатического дав-
ления равной 0,023 МПа/м, градиента нормального гидростатического
давления — 0,0105 МПа/м.
Величины и £э находят из графика изменения экспоненты или
плотности шлама с глубиной методом геометрических построений. Для
этого из точки на кривой графика, соответствующей выбранной глубине
определения порового давления, восставляют перпендикуляр до пересе-
чения с этой же кривой в интервале нормального уплотнения глин. Точка
53
a. - экспонента
пересечения тогда будет соответст-
вовать искомой эквивалентной глу-
бине (рис. 17).
Наиболее трудно при определе-
нии поровых давлений выделить ин-
тервал и провести линии нормаль-
ного уплотнения глин. Обычно это
делается визуально, особенно при
оперативных расчетах на буровой.
Если наблюдается устойчивая тен-
денция роста параметра с глубиной
в некоторых интервалах бурения,
то такие интервалы относят к зоне
нормального уплотнения хотя это и
не всегда строго соответствует
действительности. Прямая линия,
проведенная через имеющиеся точ-
ки с возможно меньшим суммар-
ным отклонением от них, будет
линией нормального уплотнения.
Рис. 17. Схема определения эквива-
лентной глубины:
? — интервал нормального уплотне-
ния глин; 2 — зона АВПД
Построение линии нормального уп-
лотнения и применение метода эквивалентных глубин существенно ус-
ложняется при наличии в разрезе размыва или тектонических наруше-
ний. Высоту размыва учитывают, прибавляя ее к фактической глубине
залегания кровли размытого горизонта. Высоту размыва оценивают по
геологическому профильному разрезу площади путем интерполяции
мощности размытого горизонта.
Существующие методы машинной обработки информации для по-
строения линий нормального уплотнения и расчета порового давления
[9] разработаны применительно к данным, полученным средствами гео-
физики. Ускорение процесса определения порового давления по данным
бурения (а-экспоненты и плотности шлама) может быть достигнуто пу-
тем применения специальных палеток, выполненных на прозрачной бума-
ге. Накладывая палетку на график изменения параметра с глубиной,
определяют градиент порового давления для различных глубин скважи-
ны. Затем по величине градиента давления легко найти величину дав-
ления.
Метод экспоненты уравнения механической скорости бурения, как
уже было отмечено, менее трудоемок с точки зрения получения исход-
ных данных. При надлежащей тщательности отбора и обработки инфор-
мации результаты расчетов по этому методу и по геофизическим данным
совпадают. Исследования порового давления, приведенные в ряде сква-
жин Лабинской и Кошехабльской площади с использованием кривой
а-экспоненты и данных геофизики, показали хорошую сходимость ре-
54
зультатов в том и другом случае [33]. Представление о степени сходимо-
сти вычисленных значений давления можно получить из графика (см.
рис. 1), выполненного для одной из названных скважин.
Мнение о хорошей сходимости результатов расчета в обоих случаях
высказывается и другими специалистами. Так, Б.Г. Дональд, изучавший
поровое давление в скважинах различных районов мира, сообщает, что
точность расчетов по кривой (/-экспоненты не только не ниже, а в некото-
рых случаях и выше точности расчетов по геофизическим данным.
ГЛАВА 3
РАННЕЕ ОБНАРУЖЕНИЕ ПРИТОКА ГАЗА В СКВАЖИНУ
КОНТРОЛЬ УРОВНЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ПРИЕМНЫХ ЕМКОСТЯХ
Циркуляционная система буровой — замкнутая гидравлическая си-
стема, и поступление флюидов в ствол скважины соответственно отража-
ется на положении уровня бурового раствора в приемных емкостях. В
связи с этим проявление флюида может быть обнаружено еще до его вы-
хода в процессе промывки на поверхность.
Контроль уровня бурового раствора в приемных емкостях наиболее
эффективно осуществляется с помощью специальных устройств — уров-
немеров. По линии дистанционной связи уровнемеры передают показа-
ния на пульт бурильщика, где изменения уровня в емкостях отображают-
ся регистрирующим или показывающим прибором. Согласно существую-
щим требованиям, уровнемер должен быть снабжен звуковым сигналом,
включающимся, когда изменение в положении уровня достигает приня-
того критического значения, и сигнализирующим о возникновении про-
явления.
Отечественной промышленностью серийно выпускается уровнемер
УП11М. Прибор выполняет непрерывное измерение и регистрацию уров-
ня циркулирующей среды в первой или второй приемных емкостях цир-
куляционной системы буровой. Кроме того, предусмотрена подача свето-
вого и звукового сигнала в случае недопустимого отклонения текущего
значения уровня от заданного.
Техническая характеристика уровнемера УП11М
Диапазон изменения контролируемого уровня, мм.............. 0—900
Основная приведенная погрешность измерения, %.............. ±6
Предел настройки контактов аварийной сигнализации от крайних
значений диапазона измерения, мм........................... 0—300
Абсолютная погрешность выдачи аварийного сигнала, мм....... ±50
Абсолютная погрешность хода диаграммы за 24 ч работы, мин ... ±3
55
Питание.................................................. Переменный
однофазный
ток
Напряжение, В............................................ 220
Потребляемая мощность, Вт.................................. 100
Срок службы, годы........................................ 6
Габариты, мм:
датчик................................................... 254x357x1638
регистратор.......................................... 245x416x520
переключатель........................................... 100x190x200
Масса, кг................................................ 260
Потенциал зарождающегося выброса определяется в основном коли-
чеством газа, поступившего в ствол скважины. Следовательно, возмож-
ная его интенсивность существенно зависит от того, насколько рано об-
наружен приток флюида.
Минимальное количество флюида, вторгшееся в ствол скважины, ко-
торое может быть зафиксировано устройством измерения положения
уровня, можно определить из равенства
Д1/ = е$,
mm
(3.1)
где ДУт.п — минимальная величина увеличения объема в емкости,
фиксируемая с помощью уровнемера в соответствии с его разрешающей
способностью; е — чувствительность уровнемера, влияющая на точность
его реакции при изменении уровня; S — площадь поверхности бурового
раствора в приемных емкостях.
Таким образом, возможность предельного сокращения срока по-
ступления сигнала о начавшемся проявлении зависит от точности реак-
ции уровнемера и от величины площади уровня жидкости в емкостях.
При больших значениях площади поверхности бурового раствора в при-
емных емкостях даже высокая чувствительность уровнемера будет мало-
эффективной. В зарубежной практике бурения глубоких скважин при-
держиваются следующих рекомендуемых размеров приемных емкостей:
Диаметр ствола скважины, мм . . 295
Диаметр бурильных труб, мм . .. 141
Площадь сечения емкостей в
плане, м2................... 64—96
295 243-295 190-214 161 161
127-141 114-141 114-141 89 89
64-96 64 32 16 16
Время обнаружения проявления уровнемером при прочих равных
условиях зависит, естественно, от чувствительности применяемого при-
бора. Кроме того, на время обнаружения проявления влияет и интенсив-
ность проявления. На рис. 18 представлена кривая, характеризующая
время обнаружения притока газа в ствол скважины в зависимости от ве-
личины aQ, которая представляет собой отношение расхода газа к расхо-
ду бурового раствора при атмосферном давлении. Чувствительность
уровнемера, согласно характеристике УП11М, принята равной 5 см, пло-
56
щадь уровня в емкостях — 30 м2,
ДУппп ПРИ этом составляет 1,5 м3.
Увеличение интенсивности проявле-
ния, выражающееся в увеличении а ,
ведет к уменьшению времени сра-
батывания сигнала уровнемера. Это
объясняется только тем, что при более
интенсивном притоке флюида для
выявления в скважине одного и того
же объема AVmin требуется меньше
времени.
Рис. 18. Зависимость времени
обнаружения проявления от а
(Z. = 4000 м, О = 30 л/с, О =
= 243 мм, d = 141 мм)
КОНТРОЛЬ РАСХОДА БУРОВОГО РАСТВОРА НА ВЫХОДЕ
ИЗ СКВАЖИНЫ
Приток пластового флюида в скважину влияет на основные гидрав-
лические характеристики потока жидкости в кольцевом пространстве и
поэтому может быть обнаружен с помощью расходомера, установленно-
го на устье в начале желобной системы. Признаком проявления в этом
случае будет увеличение расхода бурового раствора, выходящего из
скважины при постоянной подаче насосов.
Наиболее точно разность объемных скоростей потока бурового
раствора на входе в скважину и выходе из нее определяется с помощью
дифференциального расходомера. Отечественная промышленность осваи-
вает выпуск таких расходомеров и устройств. Прошли промышленные
испытания образцы дифференциального расходомера, принцип действия
которого основан на измерении скорости изменения уровня бурового
раствора в приемной емкости [3]. Андижанским СП К Б объединения
"Союзнефтеавтоматика" разработан желобной расходомер, названный
сигнализатором потока промывочной жидкости (СПЖ-1). Прибор пред-
назначен для непрерывного контроля изменения интенсивности потока
промывочной жидкости на выходе из скважины. Сигнализатор может
входить в состав комплекса приборов для проверки параметров бурово-
го раствора, долива скважины и прогнозирования флюидопроявлений.
Изменение расхода жидкости определяется по шкале прибора в относи-
тельных единицах (процентах от первоначального значения).
Бугульминский опытный завод "Нефтеавтоматика" является заво-
дом-изготовителем индикатора дифференциального расхода промывоч-
ной жидкости ИДР-1, который предназначен для измерения дифференци-
ального расхода бурового раствора и уровня жидкости в приемных ем-
костях, а также для сигнализации аварийных состояний. Устройство
ИДР-1 позволяет в процессе бурения скважины определять момент нача-
57
ла поступления пластового флюида в скважину или поглощения бурово-
го раствора, а также установить изменение интенсивности поглощения
или притока и момент окончания разбуривания проницаемых пластов.
Техническая характеристика ИДР-1
Диапазон индикации дифференциального расхода, л/с ("плюс" —
проявления, "минус" — поглощения)............................ О— ±5
Диапазон индикации уровня, см................................ 0--50;
0+100
Чувствительность индикатора к изменению расхода, л/с......... 0 — +5 ± 1
Информация о дифференциальном расходе и уровне............... Дискретная-
Питание от сети переменного тока:
напряжение, В............................................ 220
частота, Гц............................................. 50
Потребляемая мощность, Вт.................................... < 200
Температура окружающей среды, °C............................. ±50
Контролируемая среда — вода или глинистый раствор:
плотность, кг/м3.............................................. 900—2600
вязкость, с (по СПВ-5).................................. 15—100
электропроводность. Ом м.............................. 0,03—12
температура, °C......................................... +2 — +80
статическое напряжение сдвига, Па....................... 0—1500
За рубежом выпускают различные расходомеры для измерения диф-
ференциального расхода и объемной скорости бурового раствора в жело-
бах циркуляционной системы.
Фирма "Геосервис" выпускает измерительное устройство, которое
состоит из двух расходомеров, измеряющих расход промывочной жидко-
сти на входе и выходе из скважины, и дифференциального расходомера,
измеряющего разность между двумя измерениями. Датчики расходоме-
ров электромагнитные, без каких-либо подвижных элементов. Техниче-
ская характеристика измерительного устройства приведена ниже:
Измеряемый расход, л/мин:
на входе и выходе........................................... 0—4000
дифференциальный....................................... ±1000
Точность замера (в %) при скорости бурового раствора 1 м/с:
от нижней шкалы........................................... ±1
от полной шкалы........................................ ±2
Время реакции, с........................................... 10
Рабочее сопротивление бурового раствора, МОм/см............ 0,5
Рабочая температура датчика, °C............................ —10 — +60
Напряжение питания, В...................................... 220 ± 15 %
На рис. 19 показана схема установки датчика расходомера фирмы
"Мартин — Диккер", устанавливаемого в желобе [21]. Датчик состоит из
лопасти 1, реагирующей на изменение скорости потока изменением угла
отклонения от вертикали, и измерительного цилиндра 2, в котором уста-
новлен проволочный потенциометр. Отклонение силой потока лопасти 1
преобразуется в электрический сигнал, передаваемый на показывающие
приборы по кабелю 3. Расходомер снабжен устройством звуковой сигна-
58
лизации, включающимся при отклонении
показаний прибора от установленных
пределов. Показания прибора опреде-
ляют изменение расхода бурового раст-
вора в желобах в процентах от первона-
чального значения.
Увеличение расхода буровго раство-
ра на выходе из скважины является наи-
более ранней реакцией циркуляционной
системы на поступление в кольцевое
пространство посторонних флюидов. Спе-
циальные исследования [32] показали.
Рис. 19. Схема установки
датчика жалобного расходо-
мера
что при довольно умеренных значениях отношения a Q в пределах
10 — 20 приток газа на забое дифференциальными расходомерами
обнаруживается практически сразу. Расходомеры, установленные
в желобе, при классе точности 2,5 позволяют сразу обнаружить про-
явление уже в диапазоне величин ао примерно от 30 до 60.
С помощью дифференциальных и желобных расходомеров можно
обнаружить наиболее опасные газопроявления на ранней стадии их воз-
никновения. Быстрота фиксирования газопроявления этими расходоме-
рами зависит от подачи насосов [33]. С увеличением подачи время, тре-
буемое для обнаружения проявления при прочих равных условиях, со-
кращается. Это объясняется тем, что при большей подаче насосов каждое
сечение, в том числе и верхняя граница газа, пройдет один и тот же путь
за меньший промежуток времени, но объем газа получит одинаковое
приращение при любой скорости. Следовательно, приращение скорости
верхней границы газа будет увеличиваться при большей подаче насосов.
ДАВЛЕНИЕ В НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ ЛИНИИ НАСОСОВ
Если в кольцевое пространство бурящейся скважины вторгается не-
которое количество пластового флюида с плотностью, меньшей, чем
плотность циркулирующего бурового раствора, то давление в нагнета-
тельной линии насосов снижается в соответствии с законами гидро-
статики.
В обычных условиях бурения давление на стояке
Рн =Рт.б + Рт.к+Ру- (3.2)
где рт 6, Рт к - соответственно потери давления в бурильной колонне и
кольцевом пространстве; — давление на устье.
В случае появления в восходящем потоке бурового раствора столба
пластового флюида по закону сообщающихся сосудов получаем следую-
щее условие равновесия жидкости в трубах и затрубном пространстве:
59
рн + pgL - рт б = ру + pg (L - /) + р^д! + Рт к, (3.3)
где р, р& — соответственно плотность бурового раствора и флюида; L —
глубина скважины; / — высота столба флюида.
Из формулы (3.3) имеем
Рн=Рт.б+Рт.К+Ру-1{™- (3'4)
Сравнивая выражения (3.2) и (3.4), видим, что при прочих равных
условиях промывки скважины давление на стояке, а следовательно, и
на выкиде насосов, в случае движения в кольцевом пространстве столба
флюида, уменьшается на величину
Др = / (рд - рфд) . (3.5)
Снижение давления насосов в связи с проявлением определяется, та-
ким образом, количеством находящегося в скважине флюида и разно-
стью значений плотности бурового раствора и флюида.
При высоком пластовом давлении и большой продуктивности
вскрытого флюидосодержащего пласта в бурильных трубах можно
наблюдать не снижение, а повышение давления за счет быстрого измене-
ния забойных условий. Повышение давления на стояке обычно сопро-
вождается увеличением расхода бурового раствора на устье в кольце-
вом пространстве. Подобный случай был в скв. 615 Ново-Дмитриевская
(б. объединение "Кубаньгазпром") перед началом выброса при глубине
забоя 4816 м. Связь увеличения давления на стояке с большой интенсив-
ностью проявления отмечали В.Д. Борел и Р.А. Люис [17].
Если давление на насосах в процессе промывки падает, то это еще не
признак малой интенсивности проявления. Снижение давления на стояке
может быть обусловлено движением пачки газа, поступившего в скважи-
ну во время подъема бурильной колонны в связи с проявлением эффек-
та свабирования и по другим причинам. Причем развитие таких ситуаций
нередко приводит к сильным проявлениям.
КОНТРОЛЬ УСЛОВИЙ ПОДЪЕМА БУРИЛЬНОЙ колонны
Снижение давления на забой скважины во время подъема колонны
бурильных труб — распространенная причина возникновения проявлений
и выбросов.
Многие специалисты считают, что большинство выбросов так или
иначе связано с подъемом бурильного инструмента. По мнению авторов
[3], количество выбросов по этой причине составляет не более 70 %.
Давление на забой при подъеме бурильных труб уменьшается в ре-
зультате снижения уровня бурового раствора в скважине и вследствие
60
колебаний гидродинамического давления, обусловленных движением
труб в ограниченном пространстве, заполненном жидкостью. В этих
условиях приток флюида из пласта может быть своевременно обнаружен
посредством контроля за положением уровня промывочной жидкости в
скважине и количеством жидкости, расходуемой на ее заполнение с уче-
том объема поднятых труб.
Число свечей бурильной колонны, поднимаемое без долива, или без-
опасное снижение уровня жидкости следует определять некоторой допу-
стимой величиной падения статического давления. Тогда допустимое сни-
жение уровня промывочной жидкости
Д£=Дрст/р^, (3.6)
где р — плотность промывочной жидкости в скважине.
Кроме того, снижение уровня промывочной жидкости в скважине
при подъеме бурильной колонны
Д£ = 4nV/n [D2 - (d2H - d2) ] ,
(3.7)
где n — число извлеченных свечей; V — объем тела одной свечи; Dc —
диаметр ствола скважины у устья (внутренний диаметр обсадной колон-
ны) ; dH, d — соответственно наружный и внутренний диаметры буриль-
ных труб.
Приравнивая правые части равенств (3.6) и (3.7), получаем
Др n,v
ст = 4 _____£________________
Р9 7Г[О2 - (d2 - d2) ]
где пд — допустимое число свечей, поднимаемых без долива.
Из последнего равенства находим
п [р2 - (d2 - d2)&p I
L с н в ст1
4pgV
(3.8)
(3.9)
Допустимое статическое снижение давления в скважине представля-
ет собой часть общего допустимого снижения Др ,
д
Дрд<Рст-Рпл, (З.Ю)
где рст — статическое давление столба промывочной жидкости в
скважине.
При подсчете значения Др следует учитывать также и изменение
гидродинамического давления Дрдин во время подъема бурильной ко-
лонны, так что
^д = Дрст + Дрдин ' (3.1D
61
Если считать, что величина противодавления на вскрытые пласты
должна компенсировать гидродинамическое снижение давления при
подъеме, то
Др = Др (3.12)
*д ^дин
и
Др = 0. (3.13)
ст
В этом случае допустимое число свечей, поднимаемых без долива, со-
гласно (3.9), оказывается также равным нулю, т.е. необходим непрерыв-
ный долив скважины. На практике величина противодавления устанавли-
вается для глубоких скважин в пределах 5—10% пластового давления.
Так как в глубоких скважинах величина Дрдин редко превышает 5%
гидростатического давления столба раствора, то при запасе противодав-
ления, равном 5 % практикуемый непрерывный долив вполне целесо-
образен.
При запасе противодавления, равном 10%, возможен подъем с пе-
риодическим доливом. Падение уровня промывочной жидкости при
подъеме десяти свечей для различных сочетаний диаметров бурильных
труб в наихудшем случае не превышает 40 м, что с учетом применяемых
плотностей растворов составит около 0,45—0,88 МПа (рис. 20). Вместе с
тем дополнительные 5 % пластового давления, на которые можно рассчи-
тывать после компенсации Дрдин при 7—10% величине запаса противо-
давления, будут заведомо выше приведенных значений. Таким образом,
запас противодавления, равный 0,1 Рпп< позволяет безопасно доливать
скважину через 10 свечей.
Контроль уровня жидкости в скважине в процессе подъема труб бу-
Рис. 20. Зависимость снижения уровня бурового раствора от диаметра скважины
при подъеме десяти свечей бурильных труб диаметром, мм:
1- 73; 2-80; 3—114; 4-141; 5-168
62
Таблица 3.1
Диаметр труб, мм Толщина стенки труб, мм Объем тела свечи (в м3) длиной, м
25 37
140 8 0,0960 0,1392
9. 0,1055 0,1537
10 0,1165 0,1720
11 0,1275 0,1852
127 7 0,0743 0,1074
8 0,0861 0,1249
9 0,1098 0,1594
10 0,1138 0,1654
114 7 0,0666 0,0965
8 0,0716 0,1082
9 0,0799 0,1165
10 0,0963 0,1315
11 0,0981 0,1435
89 8 0,0551 —
9 0,0608 —
11 0,0702 —
73 7 0,0411 —
9 0,0486 —
дет неполным, если при доливе не замерять объем доливаемой жидкости.
В районах, опасных в отношении газопроявлений, во время подъема бу-
рильных труб происходит свабирование, когда в ствол скважины посту-
пает то или иное количество газа и создается реальная угроза выброса.
В этих условиях для определения наличия поршневания в некоторых
случаях применяют метод контрольного подъема колонны. Такой метод
требует затраты большого количества времени и энергии.
Своевременную информацию о притоке газа в скважину вследствие
снижения гидродинамического давления можно получить, сравнивая
объем тела поднятых труб и объем жидкости, израсходованной на за-
полнение скважины. Также при этом есть возможность оценить и интен-
сивность свабирования.
В табл. 3.1 приведены теоретические значения объема тела свечей
диаметром 140 и 114 мм, исходя из того, что свечи составлены из труб
длиной 11,7 м. Для свечей диаметром 89 и 73 мм приняты трубы длиной
6 м. Замки во всех случаях приняты типа ЗШ.
Интенсивность свабирования оценивается коэффициентом заполне-
ния скважины
т = <Чап/и>100%' (3.14)
где Чап “ °бъем жидкости, израсходованный на заполнение скважины;
V' — объем тела поднятых труб.
63
При 100%-ном заполнении эффект свабирования отсутствует. Про-
цент заполнения меньше 100% указывает на то, что часть объема подня-
тых труб компенсируется доливом и в скважине находится флюид.
Бугульминский опытный завод "Нефтеавтоматика" выпускает ав-
томатические системы САД-1 П1ВЗ, предназначенные для поддержания
уровня бурового раствора в скважине при спуско-подъемных операциях
и других возможных перерывах циркуляции в процессе бурения. Уро-
вень поддерживается периодическим доливом до места установки инди-
катора через задаваемые интервалы времени, значение которых опреде-
ляется конкретными условиями бурения: проходимым разрезом, глуби-
ной скважины, скоростью подъема бурильных труб и др.
Система САД-1 П1ВЗ состоит из индикатора уровня, блока сигнали-
зации и управления, блока питания воздухом, дроссельно-запорного
устройства, сигнальной сирены, электрических и пневматических связей.
Устанавливается САД-1 П1ВЗ на циркуляционных системах, оборудован-
ных доливочными емкостями, и буровых установках универсальной
монтажеспособности.
Техническая характеристика САД-1 П1ВЗ
Высота столба воды, необходимая для срабатывания индикатора, мм 150—250
Время задержки блока управления и сигнализации:
на исполнение команды, мин..................................... 5,10,15, 20
на включение аварийного сигнала после любой временной за-
держки, мин............................................... 5
абсолютная погрешность временных задержек на исполнение
команд и включение аварийного сигнала, с.................. ±45
Аварийная сигнализация........................................ Световая и
звуковая
Питание от сети переменного тока:
напряжение, В.................................................. 220 _^д
частота, Гц............................................... 50 ±1
Давление пневмосистемы сжатого воздуха, кПа................... 600
Колебания давления, %......................................... ±10
Температура окружающего воздуха, °C........................... ±50
Относительная влажность воздуха, %............................. 30—80
Масса, кг..................................................... 150
Системы автоматического поддержания уровня в скважине САД-1
П1ВЗ применялись на буровых объединения "Азнефть".
ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ОБНАРУЖЕНИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ
Требования, предъявляемые к приборам и системам раннего обнару-
жения предвыбросовых ситуаций, связаны с понятием критического
объема проявления. Под критическим объемом проявления понимается
максимальный объем газа, поступившего в скважину, который не приве-
64
дет к гидравлическому разрыву пласта или нарушению прочности обсад-
ной колонны при увеличении давления в процессе глушения проявлений.
Средства обнаружения назревающего выброса должны сигнализиро-
вать о притоке газа в скважину как можно раньше. Однако должно вы-
полняться и граничное условие, заключающееся в том, чтобы количество
газа в скважине после герметизации устья V не превышало критический
объем проявления, т.е.
I/ < V (3.15)
1 кр.
В этом случае обеспечивается безопасное глушение проявляющей
скважины одним из рациональных методов.
Значение критического объема проявления зависит от величины до-
пустимого давления на устье скважины или в некотором опасном сече-
нии, глубины расположения опасного сечения, пластового давления,
плотности бурового раствора и ряда других факторов. Более подробно
этот вопрос будет рассмотрен в следующей главе.
Расходомеры реагируют непосредственно на приток флюида в ствол
скважины и фиксируют абсолютную и относительную его интенсивность.
В работе [43] показано, что на ранней стадии проявления интенсивность
притока газа можно приближенно выразить следующим уравнением:
Д<7 = At, (3.16)
где А — коэффициент интенсивности притока, зависящий от проницаемо-
сти пласта, перепада давления на забое и скорости йурения.
Коэффициент А может колебаться от 0,001 до 0,15 л/с2 и более. Так,
при проницаемости пласта,равной 0,05 мкм2, перепад давления на забое
составляет величину, эквивалентную 0,06 г/см3 плотности бурового
раствора, а скорость проходки равнялась 6 м/ч, А = 0,01 л/с2. С увели-
чением проницаемости пласта до 0,2 мкм2, а перепада давления до
0,24 г/см3 эквивалентной плотности значение А возросло до 0,1 л/с2.
Согласно зависимости (3.16), увеличение объема бурового раствора
в приемной емкости за время Г проявления
г
ДУ = J Atdt. (3.17)
о
После интегрирования
Ди = ЛГ2/2. (3.18)
*
Предположим теперь, что прибор (расходомер) обладает чувстви-
тельностью, равной Д </', и при достижении именно этой величины прира-
щения расхода бурового раствора в желобах подает сигнал о наличии
проявления в скважине. Тогда, согласно уравнению (3.16), проявление
5-6366 65
обнаруживается в момент времени г' с начала притока газа. Значение
времени обнаружения притока равно
г'=(Д»')М. (3.19)
Прибавление объема бурового раствора в приемных емкостях в мо-
мент подачи расходомером сигнала о проявлении, согласно зависимости
(3.18), составит
ДУ'= (До')2/2Д. (3.20)
Интенсивность газопроявления и чувствительность расходомера
влияют на время обнаружения проявления, т.е. время от начала притока
до его фиксирования прибором (рис. 21,а). С увеличением интенсивно-
сти время, требуемое для обнаружения проявления, сокращается. При
малой интенсивности это время увеличивается во много раз. Вместе с
тем оказывается, что при интенсивных проявлениях время их обнаруже-
ния практически не зависит от чувствительности расходомера. Чувстви-
тельность прибора существенно влияет только при слабых проявлениях.
Интенсивные проявления обнаруживаются при весьма малых прира-
щениях объема раствора в приемных емкостях (рис. 21, б). Для слабых
же проявлений увеличение объема может оказаться довольно существен-
ным. Влияние чувствительности прибора обнаруживается, как и в преды-
дущем случае (см. рис. 21,а), при слабых притоках газа. В области сла-
бых притоков объемы избыточного раствора в емкостях, в зависимости
от точности реакции прибора, различаются кратно. Однако по сравнению
с реакцией уровнемера объем обнаруживаемого проявления оказывается
относительно небольшим.
Исходя из анализа графиков рис. 21, можно сделать вывод, что в ши-
роком диапазоне продуктивности проявляющих объектов вполне доста-
точна чувствительность расходомеров 2—3 л/с. При названной степени
чувствительности прибора обеспечивается довольно эффективное обна-
ружение притока газа в ствол скважины и остается достаточно времени
для герметизации скважины и принятия необходимых мер по пресечению
и ликвидации проявления.
В зарубежной практике [43] считается, что чувствительность расхо-
домера в пределах 1,5—3 л/с достаточна.
Точность реакции уровнемера на увеличение объема бурового раст-
вора в приемных емкостях, как это следует из равенства (3.1), сущест-
венно зависит от площади, занимаемой раствором. Изменяя площадь,
можно менять минимальный регистрируемый объем проявления и, сле-
довательно, время его обнаружения (рис. 22).
Кривые на рис. 22 учитывают применение в циркуляционной системе
стандартных блоков площадью 20 м2 в каждой емкости. Выключение из
активной циркуляции отдельных приемных емкостей равносильно уве-
66
Рис. 21. Зависимость времени обнаружении проявлении (а) и избыточного объема
раствора в емкостях в момент обнаружения проявления (б) от интенсивности
притока газа и чувствительности расходомера, л/с:
1 - 1; 2 — 2; 3-3
личению чувствительности уровнемера. Переключение блоков площадью
40 м2 на блоки 20 м2 (выключение одной из двух используемых емко-
стей) равноценно увеличению чувствительности реакции устройства в
2 раза. Отключение одной из трех используемых емкостей (уменьшение
площади с 60 до 40 м2) эквивалентно росту чувствительности уровнеме-
ра в 1,5 раза и тд. С увеличением числа используемых емкостей эффек-
тивность при отключении одной из них снижается.
Влияние чувствительности системы уровнемера и емкостей на^ремя
обнаружения проявления можно оценить с помощью зависимости (3.18).
Если данная система обладает такой чувствительностью прибора и пло-
щадью поверхности уровня раствора в емкостях, при которой обнаружи-
вается минимальное приращение объема Д V, то время обнаружения
равно
t = 72ДУ/Д . (3.21)
Зависимость времени обнаружения проявления уровнемером от ин-
тенсивности притока для разных значений минимального фиксируемого
объема Д V показана на рис. 23. Как и при использовании расходомера,
время обнаружения существенно сокращается с увеличением интенсив-
ности проявления. Для проявлений небольшой интенсивности это время
возрастает в несколько раз. В области высокой интенсивности притока
различие в сроках обнаружения проявлений для разных значений чувст-
67
Рис. 22. Влияние площади уровня
и чувствительности уровнемера на
положение верхней границы газа в
момент его обнаружения —
= 4000 м; D = 215,9 мм; d ~ 114 мм;
р = 1,48г/см3; У1=0,75м3)
Рис. 23. Зависимость времени обнару-
жения проявления уровнемером от
интенсивности притока газа для зна-
чений Ди, м3 системы уровнемер-
приемные емкости:
1 -0,5; 2 — 1; 3- 1,5; 4-2
вительности системы невелика. В то же время для проявлений малой ин-
тенсивности это различие становится существенным.
Следует отметить, что в случае применения уровнемеров наибольшее
внимание сейчас уделяется величине минимально обнаруживаемого объе-
ма, оправданного только в диапазоне сравнительно слабых проявлений
(рис. 23). В диапазоне сильных проявлений чувствительность устройства
практически теряет свое значение, так как различие в сроках их обнару-
жения весьма невелико. Следовательно, слабо будет различаться и время
поступления сигнала о проявлении, что незначительно влияет на срок гер-
метизации устья скважины. Количество поступившего в скважину флюи-
да будет при этом зависеть не от чувствительности уровнемера, а от про-
дуктивности проявляющего пласта, т.е. окажется во всех случаях одина-
ковым.
Надежный критерий определения проявлений в глубоких скважи-
нах — превышение объема в емкостях не более чем на 1,5 м3 [43]. Это
значение представляет, к тому же, в настоящее время предел разрешаю-
щей способности применяемых уровнемеров в совокупности с характе-
ристиками желобной системы. Следует также помнить, что расходомеры
показывают лучшие результаты при обнаружении притоков газа, особен-
68
но слабых, возникающих во время циркуляции промывочной жидкости.
Уровнемеры более эффективны для определения проявлений, возникаю-
щих в перерывах между циркуляцией бурового раствора, например при
спуско-подъемных операциях. Кроме того, уровнемеры позволяют опре-
делять избыточное значение объема раствора в емкостях после гермети-
зации скважины, что необходимо для производства технологических рас-
четов при глушении проявлений. В случае внедрения в скважину значи-
тельных масс газа различие в эффективности уровнемеров и расходоме-
ров уменьшается.
ЗАПАЗДЫВАНИЕ СИГНАЛА О ПРОЯВЛЕНИИ
(3.22)
Внедрение в поток бурового раствора пластового флюида представ-
ляет собой слияние двух потоков. Общий расход основного и присоеди-
ненного потоков после возникновения проявления для любого типа
флюида можно представить в виде суммы
о = о +о. ,
р ф
где Qp, Оф — соответственно расход бурового раствора и флюида.
Заметим, что в глубоких скважинах расширение газа в первое время
несущественно и может не приниматься во внимание.
В соответствии с уравнением неразрывности потока повышение рас-
хода в каком-либо его сечении за счет присоединенной массы вызывает
увеличение скорости потока и в остальной его части, находящейся впере-
ди по направлению движения жидкости. Следовательно, при внедрении
флюида в поток бурового раствора в зоне проявления повышается рас-
ход по всему столбу раствора, движущемуся выше вплоть до устья
скважины.
Однако увеличение расхода распространяется по направлению движе-
ния жидкости не мгновенно, а с некоторой конечной скоростью, опреде-
ляемой физическими свойствами текущей впереди жидкости, геометри-
ческими характеристиками гидравлического канала, упругими свойства-
ми ограничивающих поверхностей. Как нетрудно заметить, эта скорость
равна скорости распространения волны давления в данных условиях.
С физической точки зрения рассматриваемое явление принадлежит к
классу малых возмущений, возникающих в жидкостях или газах. Одна-
ко из гидромеханики [21] известию, что малые возмущения в потоках
жидкости и газа распространяются со скоростью звука. Таким образом,
скорость распространения малых возмущений в трубе с учетом ее дефор-
мации можно определить по известной формуле
А =
(3.23)
d
8е
69
где р - плотность жидкости; d — диаметр трубы; Е, Ес — модуль упру-
гости, соответственно, жидкости и материала трубы; 3 — толщина стенки
трубы.
Скорость распространения звука в буровых растворах исследована
слабо. В кольцевом пространстве скважины, особенно при АВПД, су-
ществуют условия, влияющие на скорость распространения возмущения.
Значительная часть ствола скважины при бурении необсажена. Следова-
тельно, необходимо принимать во внимание модуль упругости горных
пород, подверженных на контуре скважины воздействию бурового раст-
вора. Вследствие непрерывной изменчивости свойств пород этот модуль
также будет непрерывно меняться вдоль ствола скважины.
Неопределенной остается и толщина слоя горных пород, принимаю-
щая участие в упругих деформациях при распространении волны давле-
ния. Наличие свободного газа в жидкости сильно снижает скорость рас-
пространения в ней малых возмущений, поскольку способствует сниже-
нию модуля ее упругости. Учитывая названные факторы, следует ожи-
дать существенного уменьшения реальных величин а в скважинах по
сравнению с теоретической, определяемой зависимостью (3.23).
Запаздывание реакции манометра стояка при изменении сечения ре-
гулируемого штуцера во время ликвидации проявлений составляет в
среднем около 1 с на каждые 300 м расстояния между ними. Это запаз-
дывание обусловлено скоростью распространения волны давления (ма-
лых возмущений) в данных конкретных условиях.
Несомненно, что скорость малых возмущений, обусловленных при-
соединением к потоку бурового раствора потока флюида, в тех же усло-
виях будет та же. Поскольку условия в обоих случаях близки, в первом
приближении можно считать время запаздывания сигнала о проявлении
равным приведенному выше значению для запаздывания реакции мано-
метра, т.е. 1 с на 300 м пути волны давления.
Время запаздывания сигнала о проявлении касается только тех при-
боров, которые измеряют расход потока бурового раствора на выходе
из скважины, т.е. различного вида расходомеров. Это следует учитывать
при выявлении особенностей раннего обнаружения проявлений даже та-
кими устройствами.
ВЛИЯНИЕ ПРИМЕСЕЙ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
НА ВРЕМЯ ОБНАРУЖЕНИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ
Газ, поступающий в процессе проявлений из пласта в скважину, неиз-
бежно смешивается с буровым раствором и частично в нем растворяется.
При этом растворимость сероводорода H?S и углекислого газа СО? в де-
сятки раз превышает растворимость углеводородов. Вместе с тем серо-
водород имеет критическую температуру, равную 100,4 °C. Это значит
70
что при более низких температурах циркулирующего бурового раствора
и давлении, превышающем упругость паров сероводорода, газ может
превращаться в жидкость. Критическая температура углекислого газа
равна 31,1 °C и поэтому сжижение его в условиях глубоких скважин ма-
ло вероятно.
Растворение хорошо растворяющихся компонентов, кроме того, по-
вышает процентное содержание в газовой смеси малорастворимых угле-
водородных газов. Вследствие этого парциальное давление углеводород-
ных компонентов возрастает, что, в свою очередь, ведет к соответствую-
щему уменьшению их объема за счет дополнительного сжатия. Существу-
ют заметные различия и в термодинамическом поведении H2S и С02 по
сравнению с поведением метана [30].
В результате влияния отмеченных особенностей имеют место анома-
лии в расширении газовой смеси, содержащей сероводород и углекислый
газ, тем более значительные, чем выше содержание в ней указанных
примесей.
В связи с этим У.Х. Фертль [30] отмечает, что интенсивное расшире-
ние H2S и СО2 происходит при низких давлениях, т.е. недалеко от устья
скважины, и выбросы при этом возникают неожиданно или выявляются
слишком поздно. По его сведениям содержание сероводорода в газах мо-
жет достигать до 50 % их объема.
При поступлении в скважину большой массы газа приборы обнару-
живают выбросоопасную ситуацию достаточно рано. Однако если коли-
чество поступившего или поступающего газа сопоставимо с разрешаю-
щей способностью приборов, то возможны внезапные выбросы без
предупреждающих сигналов от устройств обнаружения проявлений.
Растворимость многокомпонентных газовых смесей представляет
сложное явление области фазовых превращений. При установившемся
фазовом равновесии содержание растворенных в воде компонентов газа
в мольных долях определяется равенством [17]
Л/;. = л./^ , (3.24)
где п. — объемная доля компонента в газовой смеси; к. — константа
равновесия данного компонента, находится из графиков. Зная величину
N., можно определить содержание растворенных в воде компонентов
газа при нормальных условиях:
Ь. = (ЛЛ/0,804) 103. (3.25)
Анализ процесса растворимости при газопроявлениях в глубоких
скважинах показывает, что при мкксимальных концентрациях (20—
25 %) сероводород растворяется практически весь, даже если поступив-
71
Как известно, Фурье-образ Н (у, t) функции H(t, т) является комплек-
сной функцией, которая может быть представлена как
H(y,t) = \Н(у, t) | exp \ур{у, г)],
где \Н (у, t) | — амплитудно-частотная характеристика; <у(у, [) — фазочас-
тотная характеристика.
Как будет показано ниже, для вычисления преобразования Фурье на
ЭВМ разработаны алгоритмы быстрого преобразования Фурье (БПФ),
которые обусловливают предпочтительное применение преобразования
Фурье для анализа линейных звеньев при автоматизированном проекти-
ровании. Если подходить формально, то преобразование Фурье может
быть получено из преобразования Лапласа заменой в формуле (61) пере-
менной р на /2тп>. Но при этом следует помнить, что в отличие от преобра-
зования Лапласа, преобразование Фурье существует для функций, кото-
рые удовлетворяют условию ограниченности [см. формулу (62)] лишь
при показателе роста функции а < С. В связи с этим преобразование Фу-
рье для ряда функций, не удовлетворяющих сформулированному усло-
вию ограниченности, может быть вычислено при замене самой функции
предельным соотношением вида
Uj (т) = Нт и (т) ехр (— ост).
а~>0
При вычислении преобразования Фурье для функций, не удовлетворя-
ющих условию ограниченности, следует выбирать а таким, чтобы обеспе-
чивалась необходимая точность вычищения.
Анализ стационарных линейных звеньев и систем. Рассмотрим линей-
ные звенья, параметры которых не меняются во времени. Если для прове-
дения анализа достаточно получить решение относительно одной функции
gj-g, то система уравнений (59) сводится к одному уравнению
dng d g dmu du
an + ... + ax — + aog-bm--T-- + ... + + hoU- (63)
t” at CL t at
В соответствии с общим определением импульсный отклик //(7, т)
рассматриваемой системы является решением уравнения (63) при нуле-
вых начальных условиях для случая воздействия в виде 5-функции. Таким
образом, импульсный отклик определяется из уравнения
+ "+а1У7 + aoH=bm~^+ - + bi^- +йо5. (64)
d t dt а '
Ввиду стационарности импульсн яй отклик не зависит от момента при-
ложения воздействия (H(f, т)= Н(, т)) и является функцией одной пе-
ременной. Кроме того, импульсный отклик должен удовлетворять усло-
вию физической реализуемости, или условию причинности
Н (t) = 0 при t < О
и условию устойчивости
J |H(t) Idt < оо.
о
72
Как отмечалось выше, для линейных звеньев справедлив принцип су-
перпозиции, который для стационарных ззеньев описывается интегралом
свертки
g(t) = I u(t-r)H(r)dT. (65)
— оо
Выполнив преобразование Фурье для выражения (65) и учитывая,
что преобразование Фурье от свертки двух функций равно произведению
Фурье-образов этих функций, получим
g(v) = ff(v$(v), (66)
где передаточная функция рассматриваемого линейного стационарного
звена
Н (р) = J H(t) exp (— j'2nvr)Оt,
— ОО
a g(p) и u(v) — Фурье-образы сигналов соответственно на выходе и входе
звена.
Выражение (66) можно получить непосредственно из дифференциаль-
ного уравнения (63). Выполнив преобразование Фурье для выражения
(63) и учитывая, что преобразование Фурье от производной некоторой
функции u(t) равно Фурье-образу этой функции, умноженному на j2m>
при нулевых начальных условиях, получим
[ап (j2m)n + ... + ai (j2m) + л0 £(р) =
= [bm (j2Trv)m+ ... + б, (j2m) + b0 Ju (р) . (67)
Проделав аналогичные операции с урав пением (64), запишем
bm(j2nv)m +... + Ь^Зтгр) + b0
ап (jlirv)n + ... + (/2 ЯР) + а0
Подставим в уравнение (67) выражение (68) и после несложных
преобразований получим формулу (66), которая играет важнейшую роль
при анализе линейных звеньев. Важность :того соотношения заключается
в том, что оно дает довольно простой способ нахождения реакции на вы-
ходе стационарных звеньев при любом вхсдном воздействии, не прибегая
к решению системы дифференциальных уравнений, описывающей работу
устройства. С вычислительной точки зрения это означает, что при извест-
ной передаточной функции задача анализа сводится к нахождению преоб-
разования Фурье от функции, описывающей входное воздействие, умноже-
нию его на передаточную функцию и вычислению обратного преобразова-
ния Фурье от полученного произведения. Применение для вычисления
БПФ позволяет выполнить эти операции при использовании сравнительно
небольших ресурсов ЭВМ и малых затратах машинного времени.
Передаточную функцию, являющуюся определяющей динамической
характеристикой линейной системы, мояно довольно просто выразить
через параметры линейного звена, входящие как коэффициенты в диф-
ференциальное уравнение, описывающее его рабсту. Элекфснный такх
и содержащиеся в приборе сервоприводы дрсдсдавчяют. >-nfi--к с>т,,«уп-.
ность звеньев, образующих иногда довольно сложную систему. Если зве-
нья рассматриваемой системы линейны, то система также линейна. Если
система образована совокупностью последовательно подключенных один
к другому линейных звеньев, то нетрудно убедиться, что результирующая
передаточная функция равна произведению передаточных функций, сос-
тавляющих систему звеньев, и по-прежнему может быть представлена вы-
ражением (68).
Введем в выражение (68) новую переменную р = /2т, тогда переда-
точную функцию системы можно записать следующим образом [14]:
)^ьт(Р-У1)(р-УгУ -
W лп(Р-М)(Р-\2)
(69)
где у, и \ — корни числителя и знаменателя.
Пусть знаменатель выражения (59) имеет к нулевых корней. Тогда
если преобразовать сомножители числителя и знаменателя, соответствую-
щие действительным и комплексным корням, то выражение (69) можно
представить в виде
км л , , ,
П к, П а’2яи7,+1) П (1 + Mir^.Tdf - 4тг2ргт^)
H(v)=i=l ---------------------,
(jlm)K П П rk.-4n2v2r£ )
i=l i=l ' '
где
= J_______ t - ai
>k‘ WuT *'
T, = 1
а коэффициенты а, и /3,- являются действительными и мнимыми частями
комплексных корней.
В соответствии с этой формой записи передаточной функции, содер-
жащей шесть видов сомножителей, электронную систему можно рассмат-
ривать. в общем случае как последовательное соединение шести типов эле-
ментарных структурных звеньев. Звенья, описываемые передаточными
флуктуациями, соответствующими трем видам сомножителей, входящих
в знаменатель, называются соответс гвенно интегрирующими, апериодичес-
кими и колебательными. Звенья, имеющие передаточные функции, соот-
ветствующие трем видам сомножителей, входящих в числитель, называют-
ся усилительными, дифференцирующими первого порядка и дифферен-
цирующими второго порядка.
Такое представление результирующей передаточной функции через
произведение передаточных функций перечисленных выше типовых звень-
ев оказывается особенно удобным для решения задачи синтеза одномер-
ных подсистем тракта ОЭП на системотехническом уровне, так как коэф-
фициенты, входящие в выражения для передаточных функций звеньев,
связаны с их конструктивными иар:1метрами.
74
4. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ И ДИСКРЕТНОЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЕ
МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОПТИКО-ЭЛЕ! СТРОЙНОГО ТРАКТА
Выбор ядра проблемного математического обеспечения САПР ОЭП.
Как известно, для обеспечения единства проблемного математического
обеспечения при моделировании ОЭП удобно использовать интегральные
уравнения. В этом случае ядром проблемного математического обеспече-
ния САПР является преобразование Фурье. Реализация такого аппарата на
ЭВМ имеет ряд особенностей.
Спектральный анализ на базе аналитических методов вычисления пре-
образования Фурье нашел широкое применение во многих областях сов-
ременной науки и техники: в автоматике, радиотехнике, оптике и др.
Преобразование Фурье позволяет представить любую функцию, опи-
сывающую физически реализуемый процесс, через ее проекции на базис,
образованный некоторой системой ортогональных функций. При анали-
тических исследованиях в качестве такого базиса, как правило, использу-
ют гармонические функции.
Использование ЭВМ во многом определило практическую ценность
и эффективность анализа Фурье при моделировании ОЭП: для описания
волновых процессов, для решения дифференциальных уравнений, кото-
рые с помощью преобразования Фурье переводятся в алгебраические урав-
нения.
При автоматизации проектирования и исследования ОЭП возникает
необходимость представления сигналов в дискретной форме. Поэтому
проведение спектрального анализа на б; зе цифровой аппаратуры органи-
чески связано с такими понятиями, как ,щскретизация и квантование сиг-
налов и процессов, дискретное преобразование Фурье (ДПФ), разновид-
ностью которого является Б ПФ.
Рассмотрим вопросы дискретного 1 редставления сигналов и общие
принципы построения алгоритмов дискретного и быстрого преобразова-
ний Фурье.
Дискретное представление сигналов. Практическое использование
ЭВМ при анализе и синтезе ОЭП требует преобразования характерных для
ОЭП функций, описывающих непрерывные сигналы, в дискретные, при-
годные для обработки на ЭВМ. Работа ЭЕ М связана с числами (числовыми
последовательностями), т. е. дискретными величинами.
Представление непрерывных сигналов в дискретной форме осуществ-
ляется с помощью дискретизации, т. е. представлением сигнала в форме
конечного числа ординат N. Обычно отсчеты выбирают на оси аргументов
равномерно, г* = £Дс
Процесс дискретизации непрерывных сигналов состоит из дискрети-
зации по аргументу и по уровню (квантование). Сущность квантования
заключается в выражении истинного значения сигнала округленными
значениями в соответствии с выбранной точностью, при этом возможна
определенная погрешность.
Сигнал, дискретизированный по аргументу и по уровню, называется
цифровым, сигнал, дискретизированный только по аргументу - диск-
ретным.
75
Чем меньше интервал дискретизации, тем выше точность преобразо-
вания. Однако чрезмерное уменьшение интервала приводит к неоправдан-
ному увеличению затрат времени на процесс обработки сигнала. Недопус-
тимое увеличение интервала дискретизщии может привести к существен-
ным погрешностям вычисления.
Интервал дискретизации выбирают по теореме Котельникова, в соот-
ветствии с которой непрерывный сигнал п(0> не содержащий в спектре
частот выше vB, полностью описывается выборочными значениями f(kT),
взятыми через интервал времени Дг Реальные сигналы имеют ко-
нечную длительность, что порождает неограниченность их спектра. Даже
сколь угодно малый интервал дискретизации вызывает некоторую пог-
решность. При правильно выбранной v3 погрешностью можно пренебречь,
а сигналы можно описать конечным числом выборочных значений.
Представление сигнала в виде u(t) или i(r)> т. е. функции аргумента
времени t, обычно носит название сигнала электрического. Оптический
сигнал описывается функциями, которые устанавливают соответствие
между величинами, характеризующими оптическое излучение (яркость,
освещенность и др.) и координатами (пространственными или времен-
ными).
Оптические и электрические сигналы разделяют на детерминирован-
ные и случайные. При рассмотрении основ дискретизации ограничимся
одномерными детерминированными сигналами. Процедуру дискретиза-
ции можно интерпретировать как умножение непрерывного сигнала, в
частности, электрического, выраженного непрерывной функцией u(t),
на периодическую последовательность тактовых импульсов в виде 5-фун-
кций:
сошЬф= Б 6(r/T-fc).
Г к=—°°
Дискретизированный сигнал аналитически можно представить в виде
uT(t)=T Б u(kT)8(t-kT). (70)
к=-°°
Таким образом, дискретные значения и(кТ) сигнала u(t) являются
весовыми коэффициентами 5-функций в выражении (70).
Дискретная форма ряда Фурье и преобразования Фурье. В соответст
вии с теорией рядов Фурье периодическую функцию периода Тг, удовлет
воряющую условиям Дирихле, можно представить бесконечным число*
дискретных гармоник основной частоты 1/7>. Ряд Фурье представляете»
в виде
u(t)=— + Б[ал cos^ttPjnt) + b4 sin(27n>iwr)],
2 n=f
2 Г'
где а0 = I “(0^;
тг 0
2 г
ап~— J u(t)cw(T.Tn>rnt\df,
Т? о
76
2 *r
bn = T J U (0sin (2mrnt) at;
Tr о
pr = l/Tr; n = 1, 2,...,
и носит название ряда Фурье в тригонометрической форме.
Более компактная запись ряда Фурье представляется в комплексной
форме:
и(0 = S С„ехр0'2я^-Г),
Л=-О0 1Г
1 г'/2
где Сп = — J и (Г) ехр (- /2я — t)a t.
Tr - Tr/2 Tr
Особый интерес представляет возможность применения теории рядов
Фурье к непериодическим функциям, удовлетворяющим условиям Ди-
рихле. Если функция и (г) непериодическая, но определена на всей число-
вой оси, имеет конечное число точек разрыва на каждом конечном отрез-
ке и абсолютно интегрируема на интервале (- °°, + °°), то такую функцию
можно представить в виде совокупности бесконечного числа гармоник с
непрерывной последовательностью часто р:
u(f)= f С (v) exp (/2mt) a t.
Функция С (p) называется прямым npeof разованием Фурье функции и (t).
Для непериодических оптических сигналов, в общем случае представ-
ляемых функциями нескольких переменных и удовлетворяющих услови-
ям Дирихле, преобразование Фурье запис ывается в виде:
а) для функции двух переменных прямое преобразование Фурье
F{f(x, у)} =7 (рх. Vy) = Jf f(x, j') ехр [-j2tt(pxx + pyy)]dxcfy,
где x, у — пространственные координаты; рх, ру — пространственные час-
тоты, соответственно равные \[ТХ, \!Ту; обратное преобразование Фурье
1 [7<УХ, vy)} = f(x, у) = f ff(yx, vy) ехр [/2тт(vxx + iyv)] X
x a vxavy;
б) для функции трех переменных прнмое преобразование Фурье
F[f(x, у, г)} =7Ox. vy. vt) =Ш/(х у, Г)ехр [-/2я(рхх +
+ руу + ptf)]dxdydt;
обратное преобразование Фурье
{ f(vx, Ру, Pt)} = f(x,y, t) = fjs7'(yx. vy, pt)exp[/2ir(pxx +
+ pyy + Ptt)]dvxdPydPt.
77
Теперь рассмотрим преобразование Фурье функций, заданных диск-
ретно. Реальные сигналы можно представить выборками как во времен-
ной, так и в спектральной области (рис. 12).
Зная спектр С (у) исходного непрерывного сигнала u(t) (рис. 12, а)
и шаг взятия выборок Т, можно определить спектр амплитуд функций
ит(0 (рис- 12,в).
~ +°° t
Ст(у) = J w(f)comb(—-)ехр(--/~лЩ)6/. (71)
1 — сю 1
Периодическую последовательноетъ тактовых импульсов представим
в виде ряда Фурье (рис. 12,6):
comb(^)= S ехр(/2я-^-0 (72)
Подставив рад (72) в выражение (71) , получим
?г(р)= S С(у ~п~). (73)
«--со /
Спектр ?г(р) дискретного сигнала представляет собой последователь-
ность спектров С (у) исходного сигнала н(1“), сдвинутых один относитель-
но другого на величину 1/7’. Если нет выборок Т < выбран в соот-
^vm
ветствии с теоремой Котельникова, то отдельные спектры во всей после-
довательности не перекрываются (ри:. 13). Приведенная методика опре-
деления спектра дискретного сигнала хотя и наглядна, но не рациональна,
поскольку по дискретному сигналу необходимо восстановить непрерыв-
ный сигнал, далее найти спектр непрорывного сигнала, используя преоб-
разование Фурье, затем его дискретизировать. ~
Желательно иметь формулу, позюляющую определять Ст(у) непос-
редственно по заданным временным выборкам дискретного сигнала без
обращения к спектру С (р) исходного непрерывного сигнала.
Рис. -2 Дискретное представление непрерывно-
го сил ала
Рис. 13. Спектры сигналов:
а - непрерывного; б - дискретного
Учитывая, что реальный сигнал аппроксимируется конечным числом
отсчетов на отрезке [ О, Тг], определим сонечное преобразование Фурье
в виде
Тг
Ст (v) = J«r(0exp(- j2m>t)dt. (74)
г О
Поскольку сигнал подвергнут дискретизации и представлен, например,
Nвыборками с интервалом дискретности Т, то и* = и(кТ), к = 0, 1, 2,...,.
N—1 и для произвольных значений v с учетом выражения (71) преобразо-
вание (74) примет вид
~ Л-1
CT(vm)=T 2 п*ехр(-/2ярт7).
г к=0
При расчете Ст (р) выбирают дискретные значения частоты, соответ-
ствующие дискретным отсчетам сигнала:
vm = mITr = ml (NT) , m = 0,1,2, ...,tV-1.
Преобразованная последовательность дает на этих частотах составляю-
щие спектра Фурье
Л-1
Cm=CT(pm)=T Z ukexp(-f2imik/N). (75)
r к=0
Это выражение называется ДПФ. Связь между дискретным сигналом
и его ДПФ всегда носит взаимно однозначный характер, и формулы пря-
мого и обратного преобразования являются строгими при любом числе
дискретных значений. Поэтому алгоритм ДПФ имеет самостоятельное зна-
чение и применим к любым числовым последовательностям. Однако при
применении ДПФ к числовым последовательностям необходимо выраже-
ние (75) корректировать, так как для числовых последовательностей
понятия интервала дискретизации Т и длительности сигнала Тг не имеют
смысла. Применительно к числовым последовательностям в этой формуле
Т перед суммой опускают, получая
IV-1
Cm = 2 ик exp (- jmkTn/N) ,
fc=0
т = 0, 1,2,...,Af-l.
Для ДПФ характерна периодичноеъ дискретного преобразования
Фурье, которую и будем использовать в дальнейшем. Определим значение
Ст для т = т0 + Д/V, где Д - целое числе:
Л— 1 2 тг
Ст = 2 ufcexp[-/£(ra0— + Д2я)] =
*=1 н
Л-I
= S ик ехр(- jkm02ir/N) = Ст (76)
ft = l °
При выводе соотношения (76) учитывалось, что ехр (—/7:Д2тг) - 1 при к и
Д, равных любому целому числу.
Полученный результат подтверждает, что ДПФ является периодичес-
79
кой функцией частоты с периодом N. Это важное свойство аналогично
свойству периодичности спектра дискретизированных сигналов.
Быстрое преобразование Фурье. Изыскание путей сокращения вре-
мени вычислений — это актуальная задача, решению которой способству-
ет создание эффективных алгоритмов преобразований. К таким алгорит-
мам относится БПФ.
Быстрыми называют алгоритмы, реализующие ДПФ, обеспечивая зна-
чительную экономию вычислительных операций за счет частичного сокра-
щения наиболее сложных (в данном < лучае комплексного умножения).
Заметим, что при реализации ДПФ в соответствии с выражением (75)
требуется произвести № операций умножения и № операций сложения
комплексных чисел, т. е. требуется в целом 8N2 арифметических опера-
ций, поскольку сложение комплексных чисел эквивалентно двум опера-
циям арифметического сложения, а каждое комплексное умножение при-
равнивается к двум сложениям и четырем умножениям.
Идея создания алгоритмов БПФ основана на представлении парамет-
ра Nв виде сомножителей и осуществлении обычного ДПФ для более ко-
ротких последовательностей, определяемых представленными сомножи-
телями.
Сокращение времени вычисленит ДПФ базируется на свойствах сим-
метрии гармонических функций и их периодичности.
Если рассматривать N как числое ую последовательность и представить
ее в виде произведения, состоящего из Р сомножителей, являющихся це-
лыми числами, большими единицы, r.e.TV- г, = гхг2... Гр, то в итераци-
1= 1
онной схеме вычисления ДПФ число операций сокращается с № до
A^(ri + г2 + ... + Гр) операций.
При использовании БПФ ускорение вычислений, характеризуемое
коэффициентом ускорения вычислений, определяется соотношением
„ _ № _ *
лУ-в р р
N S г, S Г[
i=l i=l
Существует несколько видов алгоритмов БПФ, построенных в зави-
симости от того, на какие множители разложено число выборок N.
Принцип сокращения вычислительных операций можно пояснить на
примере алгоритма БПФ для случая, когда /Уявляется целочисленной сте-
пенью основания два: N=2n. Допустим, необходимо вычислить ДПФ чис-
ловой последовательности Х^. Разоэьем Х^ на две последовательности:
Х2к = Хчь и Х^к+ 1) = ^нчЛ, число членов которых вдвое меньше числа
последовательности Хр (рис. 14).
По формуле ДПФ (76) произведем преобразование образованных
последовательностей Х2к и Х2к+ i, каждая из которых содержит по N/2
членов:
АГ/2-1 , ,
Счт= S X4kexp[-j2irmk!(N'2)]-,
к=0
N/2-X , ,
Снчт = S Х^к exp [- j2irmkl (N/2)].
ял к=0
Рис. 14. Алгоритм ДПФ:
а - способ выборки; б — способ преобразования выборок
Обозначив W = ехр (— j2it/N), найдем
к=0
с ,w2mk-
'-'нчт ь лнчЛку >
*=0
У-1 т1г
ст= s хкМ”к,
к = 0
где Хк — комплексные числа; Ст - zn-ая составляющая спектра ДПФ.
Поскольку члены последовательности Хцк и Хтк составляют после-
довательность Хк, то ДПФ последовательности Хк представим в виде
Ст = Счт +
Это выражение справедливо только для т < N/1 — 1, поскольку Счт и
Стт не определены для значений т ^N)2. Используя свойство периодич-
ности ДПФ, значения Ст можно вычислит? для т N/2.
Полученные значения Счт и в предположении четного 7Vявляют-
ся однозначными для значений т = 0, 1,2,..., (7V/2) - 1.
Это обосновывается следующим. Обычно предполагают соответствие
N выборок дискретного сигнала 7V значениям частот, отстоящих одна от
другой на l/T’. При этом частоте Найквиста соответствует, как известно,
значение т = N]2. Воспользовавшись свойством периодичности ДПФ, мож-
но написать
Ст = Ст + ту/2 = Счт+ N/2 + ^т + ^^('тт+ N/2-
Учитывая, что WmJrN!’1 =WmWNl2 = - Wn , получим при т > N/2 оконча-
тельную формулу расчета:
Ст = СЧт ~ Gw т •
81
Разбиение на подпоследовательности производится п = log27V раз до тех
пор, пока в каждой из них не останется по одному члену.
Общее число операций комплексного умножения в данном алгоритме
БПФ определяется выражением п — = 0,5 log2TV, а коэффициент ускорения
вычислений 2
*у.в =№/(0,5yVlog2A9 = 2/V/(log2 V).
Представленный алгоритм БПФ требует выполнения № + 3NI2 опера-
ций сложения и умножения комплексных чисел, т. е. меньше 2№ опера-
ций, необходимых для выполнения о зычного ДПФ. С возрастанием N эф-
фект сокращения числа операций возрастает значительно.
Рассмотрим принцип построения алгоритма БПФ для более распрост-
раненного случая, когда N представим о в виде обычных сомножителей.
Допустим, требуется вычислить ДПФ массива чисел Хк - X (£Д) при
Л = 0, 1,2, 1. В этом случае мотаю написать
N— 1 2тг
Cm = S Xkexp[-i^mk],
к=0 N
где т = 0,1,2, 1; Л = 0,1,2, . ,;V—1, или
N- 1
Ст= Z **&''"*. (77)
к=0
Из выражения (77) нетрудно определить, что для вычисления ДПФ
требуется произвести N2 операций комплексного сложения и умножения.
Представим число выборок в вид: произведения двух сомножителей:
Лг=г1г2.
В таком случае индексы т и к можно выразить через г\ и г2. Так как
т -'О, 1,2,...,ЛМ,Л=0,1,2....ЛМ, то
т = .*и1г1 + т0,
где =0, 1, ...,г2 - 1; т0 = 0,1, - 1;
& = r2 + ,
где kt = 0, 1, ..., Fl—1; к0 = 0, 1, ..., г2-1. В этих обозначениях формула
(77) примет вид
С(т0, w1) = f2S1 \ 1 X(ki, k0)W + '"оХ^Иг + *о)
Ло кх
Поскольку И'п+ к = Vя ИЛ, то
Л/ОИ1Г1+ moX^>ir2+^o)= ц>т1г1к<1 ц/токо
Здесь сомножитель Wmiriktri = 1; так как ^г2 =N. Тогда
гт-lrj-l
C(m0,mt)= S S X(k k wm»ko =
k0 kt
r2~l , t ГГ1 ,
= S ц/'л1г1Ло ц/токо s X(k И/'”»*]'':
kQ k^
82
Внутренняя сумма по к2 зависит только or токо и может быть определе-
на как новая последовательность
C,(wo.*o) = V X(kt,ko)Wmok^ .
С учетом изложенного выражение (77) принимает вид
Г2—1
С(т0, ml)= S Ci(m1,k0)W('nir' + .
ко
Для вычисления последовательности С (т0, к0), состоящей из тог2 =
= N элементов, необходимо выполнить Nrt операций комплексного умно-
жения и сложения. Для вычисления последовательности С(т0, т{), сос-
тоящей из (т^! + т0) = т = N элементов, необходимо произвести Nr2
операций комплексного сложения и умножения.
Общий алгоритм вычисления С(т0, mt) требует Л'г, + Л>2 = N(r\ +
Р
+ г2) операций комплексного сложения и умножения. Если N = П г,,
/=1
определение коэффициентов Фурье требует выполнения /V(rt + г2 +
+ ... + гр) операций комплексного сложения и умножения, что приводит к
значительному сокращению числа операций и времени счета.
Практика построения вычислительного процесса с использованием
алгоритмов БПФ. Рассмотрим структуру вычислительного процесса с ис-
пользованием алгоритмов Б ПФ при расче е спектральных плотностей ис-
следуемых сигналов.
Примеры построения алгоритмов БПФ показывают, что для прове-
дения расчета дискретных амплитуд сигнала число выборок N может быть
произвольным. Для обеспечения наибольшей эффективности алгоритма
БПФ желательно иметь размерность массива N= 2Р, поскольку при этом
коэффициент ускорения вычислений наивысший. Практическое обеспе-
чение этого соотношения возможно путем сокращения или дополнения
нулями объема выборочных значений дискретных сигналов.
Дополнение нулями вызывает побочные эффекты, которые нежелатель-
ным образом могут влиять на конечный результат.
Действительно, при определении функции С(р, Т) в соответствии с
выражением (73) на дискретных частотах частотный интервал составляет
Др = \/Tr= l/(NT).
При расчете спектральной плотности диссретного сигнала с использова-
нием алгоритмов БПФ при дополнении нулями частотный интервал изме-
няется:
Др' = 1 /(NT + NpT),
где - число дополнительных нулей.
Для частного случая 7УД = N частотный интервал сокращается вдвое
и при данной длине дискретного сигнала число оценок спектральной плот-
ности удваивается.
Подобный эффект может существенно уменьшить разрешающую спо-
собность спектрального анализа. Появление дополнительных спектраль-
83
ных составляющих может усилить нежелательное влияние боковых лепест-
ков спектра, следствием которого является в конечном итоге уменьшение
энергии в спектре исследуемого сигнала. Эффект влияния боковых ле-
пестков поясним следующим образом.
В целях универсальности алгоритма расчета и упрощения анализа при-
нимают, что сигнал задан в интервале (— 77/2, Тг/2), а не в интервале
(О, Тг). Тогда формулу (74), определяющую преобразование Фурье на
конечном интервале, можно рассматривать как преобразование Фурье
на бесконечном интервале задания сигнала и (г), умноженное на прямо-
угольную функцию rect(r/Tz), не равную нулю только на интервале
(~ТГ12,ТГ12):
€ (У, Tr)= J и (г) rect (-Ц ехр (- j2m>t) tf t.
— ОО ly
Преобразование Фурье от прямоугольной функции имеет вид
F ( rect ^7 )} = sinc ^rvT^
Функция smc(m»Tr) обращается в нуль при v = ± \/Тг и имеет боковые
лепестки переменного знака, уменьшающиеся по площади при v ± 00.
Функция sine (тглТ,-) в данном интегральном преобразовании выполняет
роль несглаженного фильтра (рис. 15).
К недостаткам этого фильтра относится возможность пропускания
части энергии посредством боковых лепестков. Использование фильтра
в алгоритме БПФ может привести к появлению ложных составляющих в
спектре исследуемого сигнала. В целях уменьшения этого нежелательного
эффекта применяют фильтры другой формы.
Распространенным фильтром, используемым в алгоритмах БПФ, яв-
ляется фильтр косинусоидальной формы (рис. 16,а), заданный на интер-
вале, длина которого составляет 1/10 длительности сигнала. Из сравнения
фильтров, приведенных на рис. 15 и 16,6, следует, что ширина главного
лепестка последнего фильтра больше, в то время как пропускание боко-
вых лепестков значительно меньше.
I’hc. 15. Частотная характеристика вос-
станавливающего фильтра
I’hc. 16. Формы фильтрующей функции:
*' - во временной области; б - в частот-
ной области
84
Дискретное преобразование Лапласа. При анализе математических мо-
делей ОЭП используют и преобразование Лапласа. Поскольку обычному
преобразованию Фурье, как показано выше, соответствует ДПФ, то, при-
держиваясь аналогии, вводят понятие дискретного преобразования Лап-
ласа.
Известно преобразование Лапласа для непрерывных сигналов вида
f(p)= S /(0 ехр (- pt)dt,
о
где р = а + jb, которое справедливо для сигналов, равных нулю при t < 0.
Выразим преобразование Лапласа для дискретного сигнала с помощью
последовательности тактовых импульсов
мт(г)= S и(кТ)8 (г-кТ)-,
к=0
f(p)= Zu(kT)e*p(-pkT). (79)
*=0
Выражение (79) представляет собой дискретное преобразование Лапла-
са. Часто используют упрощенную запись, положив -г. Полученную фор-
мулу называют /-преобразованием:
7(z) = S и(кГр-к, (80)
fc=0
где /-преобразование - модификация дискретного преобразования Лапла-
са. Часто используют упрощенную запись, положив efт=г. Полученную фор-
ледовательностям.
Видоизменив формулу (80), с учетом изложенных особенностей чис-
ловых последовательностей запишем
7(Z)= S fnz~n.
п=0
Дискретная свертка. При анализе тракта ОЭП важное значение имеет
операция свертки. По определению, свертка двух функций представляет
собой интегральное выражение вида
f(x) =А (х) ®f2 (х) = f fi (u)f2 (x-u >du = J fi (x-u)f, (u)du,
— oo — oo
где x — аргумент свертки; и — переменная интегрирования.
Преобразование Фурье от свертки двух непрерывных функций равно
произведению преобразований Фурье указанных функций:
7 [fl (х) ® А (х)} =71 (v)f2 О') •
> Для дискретных сигналов /j (х^) = ft (АТ) и f2 (xfc) = f2 (AcT) существу-
ет также понятие свертки, называемое диск ретной сверткой:
m m ‘
f(m&x) = S fi(kT)f2(mT-kT)= S (mT -kT)f2 (kT).
fc=0 -0
85
ДПФ свертки дискретных сигналов Л (кТ) и /2 (кТ) имеет вид
7(уХк)=Т S S /ifc/2/texp(--/27n»Xfcmr), (81)
m=0 k = Q
где vXk = к Av.
Преобразуем формулу (81), представив ее в виде
f(yXk)=T S S fikfim-k е <Р (— ]2т™ХккТ) X
X exp [- /2т>хк (т-к) Т].
Если обозначить т-к = п, то
7<Рхк)=Т S SW2„X
п—~кk=Q
X ехр (- /2т>ХккГ) exp (- j2m>Xk пТ). ( 82)
Так как в силу принципа физической реализуемости при t < 0 сигналы
равны нулю, то в формуле (82) шккний предел п = - к можно заменить на
и=0. Тогда
7 (уХк)=7i (уХк)72 (vxk) >
т. е. получили полную аналогию с операцией свертки для непрерывных
сигналов.
Свертку в частотной области можно вычислять, применяя ДПФ с ис-
пользованием алгоритмов БПФ. Подобный алгоритм весьма эффективен
и часто носит название высокоскоростной свертки. Сначала находят ДПФ
последовательностей Л (кТ) и f2 (кГ), затем их перемножают и вычисляют
обратное ДПФ от их произведения Высокая скорость вычисления данно-
го метода обеспечивается использованием для выполнения всех ДПФ ал-
горитма БПФ (рис. 17).
Преобразование Уолша. Функции Уолша служат базисом для постро-
ения рядов функций Уолша, являющихся цифровыми аналогами рядов
Фурье и обладающих многими свойствами этих рядов.
Структура построения рядов Уолша идентична структуре рядов Фу-
рье и определяется для разложения периодических функций зависимостя-
ми вида
g(Qx) = а0 + S [ак cal (к, Qx)+ Ьк sal (к, £*)],
к = 1
где
1/2
а°=
1/2
ал= / g(Qx)cal(k,Qx)dQx;
1/2
bk = J g{Qx)^{k,Qx)ClQx.
(83)
86
В этих формулах функция cal
является четной функцией Уол-
ша по аналогии с косинусои-
дальной функцией.
Расчет коэффициентов ряда
Уолша ак и Ьк для функции
g(Qx) значительно проще рас-
чета коэффициентов Фурье, по-
Тг(*Ц
Прямое
6ГФ
'О
Обратное У(кТ)
6ПФ
Рис. 17. Алгоритм быстрой свертки
скольку они принимают одно из двух значений: +1,-1. Следовательно,
при их расчете определяющим является изменение знака. Выражение (83)
справедливо для представления функции Qx рядом Уолша, если функция
непрерывная периодическая. Если же функция g(Qx) не является перио-
дической, то она представима не рядом, г. интегральным преобразованием
Уолша в виде
g(Qx) = a0(v)+ J [n(p)cal(p, Q )+ Z>(n)sal(p, Q )]tfp,
А _ QQ Л Л
где
а0О) = J g(Qx)CtQ ,
— оо Л
a(t') = _1оо^(СЛ)са1(р, Qx)aQx',
Ь = -L 8Sal
Это выражение в определенной степени также аналогично выражению ин-
теграла Фурье.
Величину v называют частотой, представляющей собой нормирован-
ную обобщенную частоту, которая равна половине среднего числа пересе-
чений нулевого уровня за период.
Учитывая свойство ортогональности функций Уолша, коэффициенты
з(р) и Ь(р) заменяются на один коэффициент вида
G (р) = а (р) + b (р).
Тогда интегральное преобразование Уолша имеет вид прямого преобразо-
вания
g(Qx) = G(p)[cal (р, + sal (р, Qx )Jdv,
i обратное преобразование Уолша
G(»)= 7 g(QxXcal(Д Q) + sal(р, Q )]dQ.
По мере внедрения ЭВМ в процессы проектирования для решения
задач анализа и синтеза технических систзм проводятся изыскания путей,
/прощающих вычислительный процесс. Одним из направлений таких
87
HOd(h,k]
,paL (p, <)
Walfm.k}
h-0
h-2
h‘3
Рис. 18. Функции Уолша-Адамара [had(A, fc) ], Уолша-Пэли [pal (p, £)] и Уолша-
Уолша [wal (co, k) ]
попыток является создание алгоритмов спектрального анализа сигналов с
использованием функций Уолша-Адамара, которые принимают только
два значения: + 1 и — 1 (с различной частотой перемены знака) и вычисля-
ются с использованием двоичных чисел. Дискретные функции Уол-
ша—Адам^ра в определенной степени аналогичны дискретным гармоникам
Фурье.
Возможность перенумераций функций Уолша—Адамара породила
создание подкласса дискретных функ ций с соответствующими обозначе-
ниями, например функция Уолша-Пэли [ра1(р, Л)], Уолша-Адамара
[ had (Л, к) ], Уолша — Уолша [ wal (са, /:) ] (рис. 18).
Отметим некоторые свойства функций Уолша-Адамара, которые ха-
рактерны для всего подкласса этих дискретных функций. Вне зависимос-
ти от нумерации, вводя обобщенный порядок функций т, функции Уол-
ша—Адамара называют обобщенными функциями Уолша wal (т, к). Для
функций wal(m, к) одной и той же системы N= 2” характерна взаимоор-
тогональность.
Матрица дискретных функций Уэлша является симметричной и ор-
тогональной:
llwal (т, к) II = IIwal (m, й)11т,
llwal (m, Й)И llwal (т, й)11 = N1,
где I — единичная матрица порядка N, в которой все элементы — нули,
кроме элементов на главной диагонали, которые равны единице.
88
Результатом умножения двух функций Уолша является также функ-
ция Уолша:
wal (т, £)wal (/, к) = wal (р, к) = wal (/ ® и, к).
Для выполнения операции сложения в двоичном коде ф требуется I
и т выразить двоичным кодом и сложить их, исключив перенос в старший
разряд, а результат перевести из двоичного кода в десятичный.
Пример./ = 3, к =5,1®к вычисляется как
^0011 3
®0.0. ,
1 0 0 0~*8
wal (3, к) wal (5, к) = wal (6, к).
Отмеченные свойства позволяют при пенить дискретные преобразо-
вания Уолша (ДПУ) к последовательности вещественных чисел ук (к -
= 0, 1,2, ...,ЛМ):
У-1
g = 2 wal(m,k)yk.
т к=о К
Используя матричное представление в виде векторов-столбцов g - l|g II,
у = это выражение можно представить в виде прямого преобразова-
ния Уолша
g= llwal (т, к) Пу.
Умножив последнее равенство на матрицу llwal (w, к) II и используя свой-
ства функций Уолша, нетрудно получить выражение для обратного преоб-
разования Уолша: *
у= llwal (т, fc)lig//V.
Следуя аналогии построения алгоритмов БПФ, т. е. используя метод
факторизации преобразующей матрицы llwal(т, к)\\, можно создать алго-
ритмы быстрого преобразования Уолша (БПУ).
При факторизации используются свойства матрицы Адамара, свойства
кронекеровских (прямых) степеней квадратных матриц как результат
кронекеровского умножения одинаковых матриц и т. д. Использование
факторизации матриц, т. е. представление треобразующей матрицы в ви-
де сомножителей со слабо заполненными элементами, приводит к сокра-
щению арифметических операций и к существенному сокращению време-
ни вычислений.
Рассмотренные в гл. 3 математические модели ОЭП построены в ли-
нейном приближении. Такой подход к модельному представлению подсис-
тем ОЭП и прибора в целом позволяет с единых методических позиций
описывать подсистемы разной физической природы; разработать и реали-
зовать на ЭВМ конечное и ограниченное число алгоритмов для моделиро-
вания ОЭП; эффективно использовать ресурсы ЭВМ и возможности про-
ектантов при анализе, синтезе и параметрической оптимизации объекта
проектирования.
6-145
89
к
Глава 4. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ СИСТЕМОТЕХНИЧЕСКОГО
УРОВНЯ ТРАКТА ОЭП С НЕЛИНЕЙНЫМИ ЗВЕНЬЯМИ
Действие многомерной части от ико-электронного тракта, в которую
входят слой пространства, оптически система, анализатор изображения,
описывается линейными операторами. Однако в таких подсистемах, как
приемник лучистой энергии, электр энный тракт, а также в изменяемой
части ОЭП можно выделить звенья, действие которых описывается нели-
нейными операторами. К таким элементам можно отнести различные
функциональные преобразователи, элементы гидро- и пневмоавтоматики
и т.п.
1. МЕТОДЫ АНАЛИЗА ТРАКТА ОЭП, СОДЕРЖАЩЕГО
НЕЛИНЕЙНЫЕ ЗВЕНЬЯ
Решение задачи анализа и оптимизации предполагает наличие матема-
тической модели оптикоэлектронного тракта прибора. Математическое
моделирование линейных систем основано на принципе суперпозиции. Для
нелинейных систем не применим этот принцип, поэтому нереально пола-
гать, что можно найти метод анализа, который был бы наилучшим для
всех систем. Существуют две возможности анализа нелинейных систем.
Во-первых, можно взять какое-либо конкретное нелинейное устройство
или класс устройств и проводить их детальный анализ. Но методы, кото-
рые при этом будут развиты, могут оказаться неприменимыми к анализу
других нелинейных систем. Очевидно, что такой подход не годится для
построения системы автоматизированного проектирования.
Второй подход заключается в выборе некоторого общего метода ана-
лиза, не относящегося к какой-либо конкретной системе, но позволяюще-
го проводить анализ и синтез широкого класса систем. Для частной задачи
общий подход может оказаться более сложным, чем метод, предназначен-
ный специально для конкретной задачи. Но если ресурсы ЭВМ позволяют
реализовать этот общий метод, то для целей САПР это будет вполне оп-
равдано.
Методы анализа нелинейных си лем в достаточной мере развиты в тео-
рии автоматического управления Поскольку средн ОЭП существует
широкий класс приборов, которые являются частью систем автоматичес-
кого управления, то некоторые из этих методов можно использовать для
анализа электронного тракта ОЭП. При этом следует помнить, что в трак-
те ОЭП, как правило, решается задача выделения полезного сообщения,
которое может представляться реглизапией случайного процесса на фоне
помех, действующих либо на вход:, либо в самом тракте прибора. Поэто-
му в любом случае тракт ОЭП выполняет функцию фильтрации.
В связи с этим методы,.преднашаченные для исследования динамичес-
ких свойств нелинейных систем, пкие как метод малого параметра, гар-
монического баланса, гармонической линеаризации, частотный и др. [ 14],
не могут быть использованы для анализа работы ОЭП, содержащего не-
линейные элементы.
Существуют точные и приближенные методы исследования нелиней-
ных систем при случайных воздейс твиях. Точные методы позволяют отыс-
90
кать характеристики сигналов, определяющие их полностью в статисти-
ческом смысле, а именно: «-мерные функции распределения плотности
вероятности выходных сигналов или моменты высших порядков. Среди
точных методов анализа нелинейных систем следует отметить [15] метод,
основанный на интегрировании уравнений Фоккера - Планка - Колмого-
рова, метод преобразования моментных функций с использованием ря-
дов Вольтерра, метод канонических разложений и метод Винера. Однако
не все перечисленные методы являютс г универсальными. Например, пу-
тем интегрирования уравнений в частных производных Фоккера — План-
ка - Колмогорова удается получить лишь одномерные функции плотнос-
ти распределения вероятности. Для применения метода канонических раз-
ложений необходимо, чтобы уравнения описывающие системы автомати-
ческого регулирования, содержали непрерывные нелинейные функции от-
носительно величин, характеризующих состояние системы.
Среди приближенных методов наибзлыиее распространение получили
методы статистической линеаризации, эквивалентной передаточной функ-
ции и совместной статистической и гармонической линеаризации [15].
Но эти методы дают удовлетворительнее результаты лишь при нормаль-
ном законе распределения случайного сигнала на входе нелинейного эле-
мента, что ограничивает возможности применения указанных методов.
Поскольку речь идет о выборе метода исследования нелинейных сис-
тем, удобного для реализации на ЭВМ, го логично потребовать, чтобы ма-
тематический аппарат, лежащий в основе этого метода, был аналогичен
аппарату, используемому для анализа линейных систем. Известно, что для
расчета линейных систем наиболее прие1ллемым с точки зрения САПР яв-
ляется спектральный метод, в основе применения которого лежат алгорит-
мы БПФ.
С этой точки зрения особого вниматия заслуживает метод исследова-
ния нелинейных систем с помощью функциональных рядов Вольтерра.
Как будет показано ниже, этот метод обеспечивает наперед заданную точ-
ность и применим для рассматриваемого класса систем как при детерми-
нированных, так и при случайных сиги шах. Принципиально любое нели-
нейное устройство можно представить >:ерез композицию линейных и не-
линейных звеньев. Под нелинейным звеном в дальнейшем будем понимать
некоторое безынерционное устройство, на выходе которого мгновенное
значение сигнала определяется соотношением
g(r) = F[u(r)].
Чтобы пояснить метод описания работы нелинейных систем с помо-
щью функциональных рядов Вольтерра, рассмотрим простейшую нелиней-
ную систему, образованную последовательным соединением стационарно-
го линейного звена с импульсным откликом Н(т) и нелинейного звена
в виде квадратора (рис. 19). Так как
w(t)= f Нх (84)
— ею
(85)
91
Рис. 19. Простейшая нелинейная
система
то, подставив интеграл (84) в выражение
(85),получим
g(r)=7 (Т1)н(г-т1)а'г! 7 Я,(т2)Х
- ОО
Xu(t-T2)CtT2= П Н2 (Т1, T2)u(r-T1)u(r-T2)tfr1tfr2.
— ОО
Функционирование всей системы можно выразить двойной сверткой
входного сигнала и двумерного ядра А 2 (т2, т2), которое в данном случае
определяется произведением импульсных откликов линейной части сис-
X темы
Н2 (т1,т2) = Н1 (т^Н, (т2),
т. е. является сепарабельным [12].
Полученное выражение можно рассматривать как регулярный одно-
родный функционал второй степени, значения которого зависят от пара-
метра t, принадлежащего области [г0, Ц ]. При описании более сложных не-
линейных динамических систем применяют полиномы Вольтерра, состав-
ленные из регулярных однородных функционалов вида
£„[UW, t]= ) ... J Hn{t, Ti.т„)к(т1)... и{тп)атА ... tfr„. (86)
fo >0
Регулярность этих функционалов понимается как симметричность
ядер Hn(t, ть..., тп) относительно переменных Tj, ..., тл,т. е. значения
функционалов не меняются при произвольной их перестановке. Если па-
раметр Г в выражении (86) рассматривать как переменную, изменяющую-
ся в пределах от г0 до г,, то полином Вэльтерра
Fjv[«(t), f]= 2 2nl«(7j. d
л = 0
задает оператор, действующий из пространства функций и(т) в простран-
ство функций g(r) = Fyyfu (т), г] [12].
Работу системы, состоящей из линейного и нелинейного звеньев вида
g = wn, можно описать оператором #п[м(т), г], который в явном виде за-
дается выражением (86).
Пусть теперь нелинейное звено описывается произвольной непрерыв-
ной функцией <^(w). Если входной сигнал и(т) ограничен, а ядро, описы-
вающее линейное преобразование, устойчиво, т. е.
7 \Н2 (т) | ат < «,
— ОО
то сигнал на выходе линейного звена также ограничен.
Из теоремы Вейерштрасса [ 12] известно, что существует последова-
тельность полиномов, всюду сходящихся к -p(w), причем для ограничен-
ных полиномов это влечет за собой схсдимость в среднем. Таким образом,
<p(w) можно аппроксимировать функцией
<fiN(z) = a0 + atw+ a2w2 + ... +
92
Существуют различные способы аппроксимации: соответствующие
критериям наименьших квадратов, по Чебышеву и др., причем в каждом
случае, задаваясь оценкой приближение можно определить степень ап-
проксимирующего полинома.
Аналогично рассмотренному случае, когда нелинейное звено опи-
сывалось функцией вида g = w2, аппроксимирующую систему при нели-
нейности более сложного вида можно представить функциональным поли-
номом, образованным суммой регуляриях функционалов:
Sn (0 = o0N + aiN J Hi (r)'u(t-T)di +
— oo
+ fllvf 1^2 (Tj, T1)u(t-T2)ll(t-T2)dridT2 + ...+
yv — oo
+ ",V.V _L.............- arN =
N i
=^oN+ S at J Hiiji.....tn) П u(z- >)tfvT, (87)
!~1 ? r = l
где dvT = dri ... dTj, знак J обозначает /-кратный интеграл в пределах от
Е1
_ оо до оо.
Чем точнее аппроксимация функции у>(и’), тем точнее функциональ-
ное представление нелинейной системы.
Если функция y?(w) аналитична в текоторой области, то ее можно
представить в виде степенного ряда [12]
<^(w) - b0 + bi и’ + />2н’2 + ...
и дать оценку ошибки разложения.
В этом случае сигнал на выходе нелинейной системы может быть опи-
сан функциональным степенным рядом вида
g(f) = b0 + ^b, J Н,(т2...п) П u(t-Tr)dvT. (88)
1 = 1 £z r=1
Нелинейные системы, которые могут быть представлены функцио-
нальными степенными рядами, называются аналитическими. Применение
функциональных полиномов (или рядов) Вольтерра для описания систем,
содержащих нелинейные звенья, позволяет в явном виде получить связь
между входным и выходным сигналами. Кроме того, поскольку ядра
функциональных полиномов, как будет показано ниже, выражаются че-
рез импульсные отклики линейных звеньев системы, то такой подход,
как и в случае линейных систем, в принципе позволяет решать задачу син-
теза и оптимизации звеньев электронного тракта и сервоприводов ОЭП.
Из соотношений (87) и (88) также следует, что математические вы-
ражения, описывающие работу линейных систем, являются частным слу-
чаем функциональных полиномов Вольтерра, когда все коэффициенты,
кроме <71Л-, равны нулю. В связи с этим все результаты, которые будут по-
лучены ниже, для нелинейных систем можно обобщить на случай, когда
тракт прибора содержит только линейные звенья.
93
1 ПРИМЕНЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ДЛЯ АНАЛИЗА РАБОТЫ
ОДНОМЕРНЫХ СИСТЕМ ТРАКТА ОЭП
При анализе систем, содержащих нелинейные звенья, методом рядов и
полиномов Вольтерра большое удобство дает графический способ
представления сложных систем в виде совокупности нелинейных
подсистем. Каждая подсистема, описываемая некоторым оператором
F[u(t), г], изображается так, как это показано на рис. 20. Для образова-
ния соединений между подсистемами зводятся элементарные системы —
сумматор и умножитель.
Сумматором называется безынерционная система, имеющая п входов
и1( .... ип и один выход и описываемая соотношением
п
g= S ам, д( = ± 1.
1=1
Если и > 2, то сумматор изображается так, как показано на рис. 21,а.
При л = 2 сумматор имеет вид, изображенный на рис. 21,5:д1= + 1;а2 =
= +1, и вид, изображенный на рис. 2 ,в : а, = +1, д2 = — 1. В последнем
случае сумматор называют также устрс йством сравнения.
Умножителем называется безынерционная система, имеющая п входов
iq...ип и один выход и описываемая формулой
п
g = П и/.
Графически умножитель для случая ;вух входов изображается так, как
показано на рис. 21, г.
Взаимодействие простых подсистем, образующих сложную систему,
можно охарактеризовать через алгебр: ические действия с системами [ 12].
Сумма J + F систем, действие г оторых описывается операторами J
и F, определяется следующим образом:
(J+ F)[h(0] = J[u(0]+ F[h 01-
Сумма систем имеет коммутативное свойство J + F - F + J и ассоциатив-
ное свойство F + (D + J)= (F + D) + J. Сумме двух систем соответствует
параллельное соединение (рис. 22)
Рис. 20. Графическое изображение нелинейной подсистемы
Рис. 21. Элемеи rapi гьге системы одномерного тракта ОЭП
а — сумматор с п числом входов; б — сумматор на два вхо-
да; в - элемент сравнения; г — умножитель
94
Рис. 23. Последовательное соединение
двух нелинейных систем
Рис. 22. Параллельное соединение двух
нелинейных систем
Рис. 24. Произведение двух нелинейных
систем
Рис. 25. Нелинейная система с обратной
СВЯЗ >Ю
Композиция J ♦ F систем J и F определяется соотношением
(J *F)[u(0] = J[F[«(0]].
Эта операция ассоциативна, т. е. F * (D * F) = (F * D) * J, но в общем слу-
чае не коммутативна J * F Ф F * J. Композиции соответствует последова-
тельное соединение систем (рис. 23).
Произведение систем J и F может быть определено как
(J.F)[M(0] = J[«(0]F[h(0].
Определенное таким образом произведение ассоциативно и коммута-
тивно (рис. 24).
Если соединение систем с обратной связью (рис. 25) образовано с
помощью устройства сравнения, то вид оэратного соединения называется
отрицательной обратной связью. Если соединение образовано сумматором,
изображенным на рис. 21,6, то обратное соединение называется положи-
тельной обратной связью. Если оператор D, описывающий действие уст-
ройства, установленного в цепи обратной связи, является единичным, т. е.
D= 1, то обратная связь называется жесткой, если D=/= 1, то гибкой.
Преимущество рассмотренных структурных схем заключается в их
наглядности при описании сложных сис тем, содержащих как линейные,
так и нелинейные звенья.
3. АНАЛИЗ НЕЛИНЕЙНЫХ НЕСТАЦИОНАРНЬ X СИСТЕМ ВО ВРЕМЕННОЙ
ОБЛАСТИ
Рассмотрим нелинейную систему (рис. 26), образованную последова-
тельным соединением линейного нестационарного и стационарного безы-
нерционного нелинейного звеньев. Характеристика такого нелинейного
звена описывается полиномом степени N. В соответствии с изложенным
выше сигналы на выходе линейного и не тинейного звеньев определяются
выражениями
w(z) = J 7/(д т)м(т)СГт; (89)
Е1
95
Рис. 26. Последовательное соедине-
ние линейного н нелинейного звеньев
Рис. 27. Последовательно; соединение линей-
ных звеньев, разделенных безынерционной
нелинейностью
N
^(r) = F[H’(r)] = a0 + S ajw'fj). (90)
i = l
Тогда соотношение между входным и выходным сигналами можно опре-
делить, подставив выражение (89) в (90):
^(r) = F[j H(t,T)U(T)dT] =
е'
= а0+ Е а([ J И (t, т)и(т)(1т]' =
1 = 1 Е1
= aQ+ S a, J П [H(t,T)u(r)](’vT. (91)
'=1 £'
Если обозначить П H(t, ту) = Н;Ч, т}..т,), то выражение (91) бу-
дет иметь вид полинома Вольтерра
g(t) = a0+ X a, J ....7,) П u(Tj)dvT. (92)
'=1 £' ' = '
Если линейная система стационарна, то полином (92) можно переписать
как
N ।
£(T) = a0+ 2 a, / //((Т1.г,) II a(f-r)z/vT,
/=1 Е, С 1
где ядра полинома (92) сепарабельны
Если ядра сепарабельны, то это существенно упрощает расчет систем.
Но, к сожалению, ядра такого типа встречаются далеко не всегда. Рассмот-
рим, например, часто встречающийся случай, когда система образована
последовательным соединением двух линейных инерционных систем, раз-
деленных безынерционной нелинейностью (рис. 27). Сигнал на выходе та-
кой системы
^(f)=J W(l, r)F[ J Н(т, a)u (o)tfo]ar =
£> £*
NN i
= a0 J W(1,t)&t + E a, E a, _[ 6,(z, O], а,) II u(a)dvg,
E\ 1=1 1=1 y.l r=l
где
O],o,)= J W(t, т) II //(•., Oj___Oi)dT. (93)
£' r = 1
Выражение (93) определяет неразделимые ядра Вольтерра.
96
Рассмотренные примеры нелинейных систем являются иллюстрацией
к общему положению, согласно которому любую функциональную нели-
нейную систему без обратной связи, образованную соединением инерци-
онных линейных систем и аналитических безынерционных нелинейностей,
можно описать полиномом Вольтерра.
Предположим, что описания систем в виде рядов или полиномов
Вольтерра уже получены. Выведем выражения, описывающие ядра Воль-
терра при различном соединении нелинейных систем. Пусть имеются две
функциональные полиномиальные системы Jn и Fm с ядрами ///(Л,
Т|...г,), i = 1,..., ии IVy(r, Т].ту) ,j: = 0,1,..., т соответственно. Сумма
таких систем соответствует их параллельному соединению (см. рис. 22).
По определению
N I
g(t) = (Jn + (0] = а0 + b0 Е J Gi(r, ........г,) П и (Tr)dvT,
,=1e r=1
где TV < max [n, mJ , а ядра Вольтерра определяются формулой
G, (t.Ti..т,) = ajHi(t,Ti.....г;) + Ь, V, (r, r,.rf).
Ядра Вольтерра и сигнал на выходе системы, образованной произведением
двух нелинейных систем (см. рис. 24), можно определить из выражения
g(t) = (Jnfm)[u(t)] = aobo + Е J [Л(ЛWi(t, Ti.Ti) +
‘-lEl •
+ boaiHj(t,Ti....т,)] nu(rr)tfvT+ E E ajbj J H^t, Tt.......tz) X
r=l 1 = 1/=1 f, + T
i+i
x Wj{t, Ti+ i,...,Ti+j) П u(rr)tfvT,
r=l
где TV< m + n.
Теперь рассмотрим последовательное соединение систем Jn и Fm (см.
рис. 23). При таком соединении сигнал нг выходе
g(t) = (Fzn * J»)[w(0] = b0 + S J biWj(t, t,.....г,) П [д0 +
i = l Ei 1=1
n /
+ E J ajHjtji, ob .... ay) П u(ar)rfv0]tfvT =
i=lEi '=1
N i
= G0(r) + E f Gi(t, Ot..a,) nM(or)tfva,
i=lEi r=l
где TVC n - m.
Анализ выражений для ядер полинома Вольтерра, приведенных в п. 1
прил. I, показывает, что задача определения сигнала на выходе нестацио-
нарных нелинейных систем методом полиномов Вольтерра сводится к вы-
числению /V-мерных интегралов, зависящих от 7V+ 1 параметра.
Рассмотрим нелинейную систему с жесткой отрицательной обратной
связью, структурная схема которой представлена на рис. 28. Нетрудно за-
97
u(t)
Jn
g(f) Рис. 28. Нелинейная система с жесткой обратной свя-
--зью
метить, что соотношения между сигналом и (г) на входе системы, сигна-
лом ошибки e(t) и сигналом g(t) на выходе имеют вид
f(Z) = JM(e(O]; (94)
e(t) = u(t)- g(t), (95)
где Jn — полином Вольтерра степени к с ядрами Hi(t, rt,.... 77). Для упро-
щения выкладок считаем, что а0 = 0, г коэффициенты полинома а, входят
в выражение ядер Hj(t, 74,.... 77). Подставив в выражение (95) уравнение
(94), получим
e(t) = u(t) - J„[e(0]
или
Ы(0 = е(0+J„[e(f)]. (96)
Выражение (96) представляет собой нелинейное интегральное урав-
нение Вольтерра второго рода и можег быть представлено в виде полино-
ма Вольтерра Fn:
«(O = F„[e(r)J,
у которого все ядра, кроме ядра первого цорядка, совпадают с ядрами
полинома Jn, а ядро первого порядка имеет вид
Я*7?(Г,т) = 8(г-т)+ (97)
Решение уравнения (96) будем ис<ать в виде ряда Вольтерра:
е (f) = D[u (Г)] = 2 / (г, п.г,) П и (тг)с(ут.
'-1Г=1
Можно показать [ 12], что ядро первого порядка выражения, определяю-
щего сигнал ошибки,
W^t, т) = 8(г-т) -Г(Г, т), (98)
и получается как решение линейного интегрального уравнения вида
8 (Г-т) = (t, т) + / Я1 (t, a)W! (о, т)Ла. (99)
а
В формуле (98) Г (г, г) — резольвента (разрешающее ядро) интегрально-
го уравнения (99), которая может Сыть определена в виде ряда Лиуви-
ля—Неймана или числовыми методами.
Формулы, определяющие ядра высших порядков для этого случая,
приведены в п. 2 прил. I.
Чтобы определить ядра рассмотренной системы с обратной связью
относительно выходного сигнала, подставим в уравнение (95) выражение
(97) для сигнала ошибки. Тогда
g(r) = u(0 -D[u(r)] = u(r)- S j Wi(t,Tt,...,rl-)X
X П w(rr)<?vT.
г=1
(100)
98
Отсюда следует, что ядро системы по выходному сигналу имеет вид
8 (г-т) - (t, т) = Г(г, т) ,
т. е. равно резольвенте линейного уравнения (99), а все остальные ядра
равны ядрам той же самой системы по сигналу ошибки, но взятым с про-
тивоположным знаком.
Для вычисления сигнала на выходе нелинейной системы с жесткой
отрицательной обратной связью во временной области необходимо решить
интегральное уравнение (99) относительно Wj (г, т), вычислить ядра Воль-
терра и затем сам сигнал, естественно, ограничиваясь числом членов ряда
Вольтерра в выражении (100), исходя из гребуемой точности. При этом,
чем выше требуется точность, тем выше должна быть размерность поли-
нома Вольтерра.
Если обозначить т — число интервале в, на которые разбивается об-
ласть интегрирования по одной переменне й, то можно показать, что при
выполнении расчетов с использованием алгоритмов интегрирования, нап-
ример по методу квадратур Гаусса, необходимо выполнить порядка
/и2(ЛГ+1) операций.
Нетрудно убедиться, что трудоемкость анализа нестационарных и
стационарных систем во временной области будет примерно одинаковой.
4. СПЕКТРАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ АНАЛИЗА НЕЛИНЕЙНЫХ СИСТЕМ
ПРИ ДЕТЕРМИНИРОВАННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЯХ
Применение преобразования Фурье и Лапласа упрощает анализ не
только линейных систем, но и нелинейных
Преимущества при анализе структурных схем стационарных нелиней-
ных полиномиальных систем дает применение многомерного преобразо-
вания Фурье. Но в этом случае есть существенное отличие, заключающе-
еся в том, что однородный регулярный футкционал Вольтерра степени i
g(j)= f Hi(r....т,) П u(r-Tr)flvr (101)
Е1 '^1
не является многомерной сверткой, имеющей вид
g(tt,.... ti)= J W(Ti.г,) П w(rr-T,)dvr. (102)
£' ' = ’
Как следует из выражений (101) и (102), регулярный функционал Воль-
терра ставит в соответствие входному сигналу выходной сигнал, завися-
щий от одной переменной Г, тогда как выражение вида (102) определяет
многомерный сигнал, зависящий от i переменных.
Алгоритм вычисления спектра сигнал 1 на выходе нелинейной системы
дает теорема о переходе к одной переменной в области изображений.
Сформулируем эту теорему сначала для функций двух аргументов.
Пусть для функции g(ti, г2) существует преобразование Фурье
?(^ь^)= /7 ^(^1, ^2)ехр[-/2?г(ь’1
— оо
99
дач.и насосов при глушении проявлений в 2 раза в случае нормального ее
значения при бурении с подачей свыше 30 л/с. Если же нормальная вели-
чина подачи насосов находится в пределах 20—30 л/с, можно производить
ее уменьшение до 1/2 —2/3 от прежней величины. Если нормальная пода-
ча насосов менее 20 л/с, то ее оставляют неизменной.
МЕТОД ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ В БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ
В случае применения для глушения проявляющей скважины метода
постоянного давления в бурильных трубах после герметизации устья •
регистрации избыточных давлений, а также избыточного объема 6ypoai
го раствора в приемных емкостях сразу же приступают к промывк
скважины от поступившего в нее пластового флюида. После удалени.
флюида из кольцевого пространства циркуляция останавливается и начи-
нают утяжеление бурового раствора в приемных емкостях. Затем вновь
восстанавливается циркуляция и заменяют исходный буровой раствор в
скважине утяжеленным.
При осуществлении метода постоянного давления в бурильных тру-
бах от исполнителей не требуется проведения сложных расчетов для ре-
гулирования давления в скважине в процессе глушения. В этом отноше-
нии данный метод весьма прост. Однако, несмотря на это, исполнителям
необходимо решать технологические задачи по выбору подачи насосов и
давления глушения. Величина подачи насосов выбирается в соответствии
с принципами, изложенными в предыдущем параграфе. При этом чаще
всего, если нет других ограничений, подачу насосов снижают в 2 раза.
По давлению глушения скчажины, или на насосах, или в стояке мани-
фольда при промывке скважины от посторонних флюидов можно конт-
ролировать забойное давление. Величина давления глушения определяет
запас противодавления на вскрытый проявляющий пласт при его глу-
шении.
Величина давления глушения при осуществлении метода постоянно-
го давления в бурильных трубах устанавливается эмпирическим путем.
Для этого давление в кольцевом пространстве перед дросселем одновре-
менно с пуском насоса регулируется так, чтобы оно превышало зарегист-
рированное избыточное давление после закрытия скважины.
По рекомендациям ВНИИКРнефти, удалять флюиды из скважины
следует при давлении нагнетания, соответствующем превышению избы-
точного давления'в кольцевом пространстве на 0,5—1,0 МПа в начале
циркуляции. Тогда запас противодавления на забое будет равен величине
этого превышения, сложенному с величиной гидравлических сопротивле-
ний в кольцевом пространстве. Фирма "ГМСО" рекомендует для метода
постоянного давления в бурильных трубах не устанавливать никакого
превышения давления на устье и начинать промывку скважины, поддер-
100
живая давление на дросселе равным избыточному в момент герметиза-
ции. В этом случае запас противодавления на проявляющий пласт опреде-
ляется только величиной гидравлических сопротивлений.
Глушение проявлений при даЕ>лении в нагнетательной линии, уста-
новленном без превышения избыточного давления, трудноосуществимое
мероприятие, которое из-за неизбежных колебаний давлений перед дрос-
селем и влияния ряда неучитываемых факторов может привести к не-
удовлетворительным результатам. В связи с этим большинство фирм
предпочитает ликвидировать проявления при давлении глушения, превы-
шающем избыточное в кольцевом пространстве обычно на 0,5—1 МПа.
Необходимое давление на дросселе устанавливается одновременно с
выходом бурового насоса на рабочий режим при выбранной величине его
подачи. Время вывода на рабочий режим насоса не должно быть длитель-
ным — рекомендуется не больше 5 мин.
Установленное давление глушения в нагнетательной линии не меняет-
ся до окончания операции удаления флюида из скважины, благодаря че-
му рассматриваемый метод и получил свое название. Подача насосов так-
же должна оставаться неизменной. Тогда в соответствии с равенством
(4.67) давление на забое остается тоже постоянным. Постоянство давле-
ния в нагнетательной линии обеспечивается путем соответствующей регу-
лировки давления в кольцевом пространстве с помощью дросселя.
Значения максимального давления на заданной глубине скважины и
на ее устье при ликвидации газопроявлений методом постоянного давле-
ния в бурильных трубах определяются соответственно зависимостями
(4.49) и (4.50).
Для большего удобства при практических расчетах эти формулы
можно упростить без существенного ущерба в результатах вычислений,
если пренебречь весом столба газа и гидравлическими сопротивлениями,
т.е. принять 1 = 0, = 1 • Затем забойное давление можно представить
в виде
P3=PX9LC+P^M +ЬР. (5.7)
где Др — превышение над избыточным давлением при установлении дав-
ления глушения в нагнетательной линии.
Тогда будем иметь
рбт.и + P9L + Др
Р =-----------------: +
*- max 2
+ т V к’бт.и + 2 + 4-777—
И
Утах
₽бт.и + Д₽ 1 / А l2
—2------+ у 'Чг.и+ Др> + 4 "тут—
(5.8)
(5.9)
101
После удаления пластового флюида скважина закрывается до завер-
шения процесса утяжеления необходимого количества бурового раство-
ра. Признак полного удаления флюида из скважины — равенство избы-
точных давлений в бурильных трубах и кольцевом пространстве при вы-
ключенных насосах.
Утяжеленный раствор закачивается в скважину при той же подаче на-
сосов. Начальное давление в бурильных трубах устанавливается, как и
ранее, посредством создания превышения давления над избыточным в
кольцевом пространстве с помощью штуцера. Давление поддерживают
постоянным до момента подхода утяжеленного раствора к долоту в
кольцевом пространстве, а в нагнетательной линии в этот период оно по-
степенно снижается от установленного начального до некоторого конеч-
ного. После выхода утяжеленного раствора в кольцевое пространство
вновь переходят на поддержание постоянным давления в бурильных тру-
бах на уровне того значения, называемого конечным, которое установи-
лось в них к этому моменту. Давление в бурильных трубах теперь уже не
меняется до выхода утяжеленного бурового раствора на поверхность. С
выходом утяжеленного раствора на поверхность процесс глушения обыч-
но заканчивается.
Переход на постоянное давление в кольцевом пространстве в период
заполнения бурильной колонны утяжеленным раствором обусловлен
тем, что в это время кольцевое пространство свободно от газа и плот-
ность раствора в нем постоянна по высоте. Тогда при постоянных давле-
нии на устье и подаче насосов можно обеспечить постоянство давления на
забое. С выходом утяжеленного раствора в кольцевое пространство по-
ложение меняется. Теперь раствор постоянной плотности находится уже
в бурильной колонне, и, следовательно, целесообразно установить неиз-
менное давление в нагнетательной линии.
На рис. 32 приведены графики [12], иллюстрирующие изменение
основных показателей процесса глушения скважины методом постоянно-
го давления в бурильных трубах. На графиках отчетливо прослеживают-
ся характерные точки и выявляются особенности, соответствующие
определенным моментам и периодам глушения.
Для большей оперативности и четкости действий обслуживающего
персонала во время борьбы с проявлением заранее составляются рабочие
карты глушения скважин, в которых кратко изложена последователь-
ность рабочих операций. Ниже приведена типовая форма такой карты.
Рабочая карта глушения скважины по методу постоянного давления в бурильных
трубах (предварительная информация)
Диаметр скважины, мм......................................................
Диаметр обсадной колонны, мм..............................................
Глубина скважины, м.......................................................
Глубина спуска колонны, м.................................................
Вместимость 1 м бурильной колонны, л......................................
Давление в нагнетательной линии насосов при бурении р , МПа ..............
102
Число двойных ходов в 1 мин...........................................
Давление последней опрессовки колонны, МПа............................
Давление гидроразрыва под башмаком колонны, МПа.......................
Допустимое давление в колонне, МПа:
80 % давления последней опрессовки ...............................
из условий гидроразрыва пласта ...................................
1. При обнаружении выброса немедленно остановить насосы и за-
крыть скважину. Не превышать максимально допустимого давления в
колонне. 8 случае роста его до этих величин промывать скважины с мак-
симально допустимым давлением, используя метод ограничения давле-
ния перед штуцером.
После стабилизации давлений (давление может не стабилизировать-
ся — наблюдать не более 10 мин), записать:
Давление в бурильных трубах PgT и, МПа................................
Давление в обсадной колонне рк и, МПа ................................
Объем проявления V , м3 ..............................................
и 3
Плотность бурового раствора в бурильных трубах, г/см .................
2. Открыть отводы превентора через штуцер в желоба, на дегазатор
или сепаратор. Одновременно включить насос, плавно доведя его подачу
до выбранного значения. Вместе с выходом насоса на рабочий режим от-
регулировать открытие дросселя так, чтобы давление в обсадной колон-
не превышало избыточное до начала циркуляции на 1 МПа. Записать:
Давление циркуляции р^, МПа...........................................
Число двойных ходов в 1 мин .... .....................................
3. Вести циркуляцию, поддерживая постоянную подачу насосов и по-
Рис. 32. График изменения основных
показателей процесса глушения скважи-
ны методом постоянного давления в
бурильных трубах:
а — давление в кольцевом пространстве
на устье; б — забойное давление; а —
объем бурового раствора в премной ем-
кости; г — рабочее давление в буриль-
ных трубах; 1 — закрытие скважины;
2 — включение и выведение на рабочий
режим бурового насоса; 3 — окончание
вымывания газа; 4 — окончание выпус-
ка газа из скважины; 5 — начало закач-
ки утяжеленного бурового раствора;
6 — окончание заполнения бурильной
колонны утяжеленным буровым раст-
вором; 7 ~ заполнение утяжеленным
буровым раствором кольцевого прост-
ранства
103
стоянное давление в бурильных трубах, регулируя соответствующим об-
разом открытие дросселя до окончания удаления пластового флюида.
4. После вымыва из скважины пластового флюида остановить насо-
сы и закрыть скважину. Избыточные давления в бурильной колонне
должны быть равны. 8 противном случае промывку следует продолжить.
Записать значения избыточных давлений, МПа:
В бурильных трубах ₽gT и ...............................................
В обсадной колонне .....................................................
К .и
5. Определить требуемую для глушения плотность бурового рас-
твора
Р2 =Р, +Др +103^ .
6. Утяжелить имеющийся в емкостях буровой раствор в количестве
1,2—1,5 объема скважины.
Рекомендуется проводить утяжеление в отдельных запасных емко-
стях совместно с операцией по вымыванию флюида.
7. Открыть отводы превентора через штуцер в желобную систему.
Одновременно включить насос, плавно доведя его подачу до выбранного
значения, и отрегулировать давление в обсадной колонне так, чтобы оно
превышало первоначальное до начала циркуляции на 1,0 МПа.
Записать:
Давление в бурильных трубах ₽gT , МПа..............................
Число двойных ходов в 1 мин........................................
8. Вести закачку утяжеленного бурового раствора при постоянном
давлении в кольцевом пространстве (рк + 1,0 МПа) до тех пор, пока
бурильная колонна не заполнится этим раствором.
Записать:
Давление в бурильной колонне при заполнении ее утяжеленным раствором
р ,МПА ............................................................
к
9. Перейти на поддержание постоянного давления в бурильных тру-
бах, равного рк- Давление в обсадной колонне при этом постепенно пада-
ет, так как по мере подъема утяжеленного раствора дроссель приоткры-
вается, чтобы сохранить постоянным давление р*.
10. После выхода из скважины утяжеленного раствора сбросить дав-
ление перед штуцером. Остановить насосы и проверить, нет ли притока
из скважины. При наличии притока закрыть скважину и проверить, име-
ется ли избыточное давление. Если давления нет — открыть скважину и
промыть ее до окончательного удаления газа и выравнивания плотности
раствора. В случае наличия давления операцию глушения повторить,
уточнив плотность бурового раствора.
104
МЕТОД ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ
При ликвидации проявления методом ожидания и утяжеления про-
мывка скважины от пластовых флюидов и закачка утяжеленного буро-
вого раствора происходят одновременно. Если запас раствора необходи-
мой плотности на буровой отсутствует, то, остановив насосы и закрыв
скважину, немедленно его утяжеляют. В течение всего времени утяжеле-
ния раствора скважина, находясь под давлением, не промывается, —
основной недостаток метода. Наблюдающееся обычно в этом случае
всплывание газа вызывает нарастание избыточного давления в кольце-
вом пространстве, поэтому необходимо учесть возможность гидроразры-
ва пласта или нарушения прочности обсадной колонны. Отсутствие про-
мывки может привести к прихвату бурильного инструмента.
Технологически метод ожидания и утяжеления сложный, так как
требует проведения инженерных расчетов регулирования давлений в
скважине при своем осуществлении и оперативной оценки складываю-
щейся ситуации, базирующейся и на инженерных расчетах. Вследствие
этого глушение проявлений рассматриваемым методом производится
только под руководством опытных и высококвалифицированных спе-
циалистов.
Для предотвращения прихвата бурильного инструмента в период
утяжеления бурового раствора необходимо периодически производить
его расхаживание с последующим медленным вращением. Расхаживание
производится на длину трубы, находящейся против плашек превентора.
Периодичность расхаживания определяется нормами, действующими в
данном районе буровых работ. Однако промежуток времени между
двумя расхаживаниями не должен превышать 10 мин [35].
Поскольку утяжеленный буровой раствор закачивается в бурильные
трубы, когда кольцевое пространство еще не освобождено от пластовых
флюидов, то в этом случае уже нельзя обеспечить постоянного забойного
давления, поддерживая его постоянным в бурильных трубах или кольце-
вом пространстве. Данный вывод вытекает из того простого соображе-
ния, что при этом высоты столбов; флюида и раствора с различной плот-
ностью непрерывно меняются и в затрубьи, и в бурильной колонне.
Следовательно, регулирование давлений в скважине при использова-
нии метода ожидания и утяжеления нужно осуществлять, непрерывно из-
меняя давления в бурильных трубах и в кольцевом пространстве до тех
пор, пока бурильные трубы не будут заполнены раствором одинаковой
плотности. В отличие от предыдущего, в рассматриваемом методе конт-
роль забойного давления осуществляется только по давлению в буриль-
ных трубах в течение всего цикла глушения. Начинается такой контроль
с момента закачки в скважину утяжеленного бурового раствора при
установлении начального давления циркуляции.
Начальное давление циркуляции устанавливается одновременно с
105
выходом бурового насоса на рабочий режим и определяется условием
^=^бт.и+^Р1 + Д^>
(5.10)
где р — потери давления на трение в циркуляционной системе буро-
Тр. 1
вой при новой, уменьшенной подаче Q j; Др — превышение давления над
избыточным, зарегистрированным после закрытия скважины.
В процессе бурения следует постоянно регистрировать нормальные
значения подачи насосов Q и гидравлических сопротивлений ртр. В таком
случае потери движения на трение при новой подаче насосов можно опре-
делить по формуле
р =р (Q /О}\ (5.11)
^тр1 "тр 1
По мере заполнения бурильной колонны утяжеленным раствором
давление на насосах с целью сохранения постоянным забойного давления
необходимо снижать от установленного начального рн до некоторого ко-
нечного рк, соответствующего моменту подхода закачиваемого раствора
к долоту. Регулирование давления в нагнетательной линии осуществляет-
ся дросселем на выкиде превентора.
Значение конечного давления рк определяется только величиной
гидравлических сопротивлений, так как к моменту подхода утяжеленно-
го раствора к долоту избыточное давление в бурильных трубах для урав-
новешивания пластового давления и создания некоторого запаса проти-
водавления уже не нужно. Следовательно, конечное давление подсчиты-
вается следующим образом:
Промежуточные значения давления нагнетания находятся путем гра-
фической интерполяции. Для этого строится график снижения давления
в бурильных трубах при заполнении их утяжеленным буровым раство-
ром (рис. 33). На вертикальных осях откладываются значения начально-
го и конечного давления глушения, на горизонтальной — объем буриль-
ной колонны. Соединив прямой линией значения рн и р*, получим вели-
чину давления в бурильных трубах в зависимости от объема закачанного
в скважину утяжеленного раствора. Объем раствора может быть выра-
жен через нарастающее суммарное число двойных ходов насоса.
В момент подхода утяжеленного бурового раствора к долоту регист-
рируется давление Рк в бурильных трубах и значение его затем уже не
меняется до конца глушения.
Проверку окончания процесса заполнения бурильной колонны утя-
желенным раствором Н.Адам [36] рекомендует производить следую-
щим способом. В расчетный момент времени останавливается насос и за-
106
el
cz
z
ОВъен даст- вора.м3 а 25 5 7,5 Ю 125 15 /75 20 225 25
время за- каики,ним 0 3 6 9 Г2 15 18 21 29 27 30
Давление, МПа 7,8 7,3 63 6,5 6,1 5J 53 9, в V 9 3,6
Рис. 33. График изменения давления в бурильных трубах при нагнетании утяжелен-
ного бурового раствора
крывается регулируемый штуцер. Если утяжеленный буровой раствор
достиг долота, то давление на манометре стояка будет равно нулю. Дав-
ление в колонне в этот момент представляет собой избыток пластового
над статическим в кольцевом пространстве. Если же давление на стояке
не равно нулю, то следует доканать в бурильные трубы еще необходимое
количество утяжеленного раствора.
При давлении рк в бурильных трубах производится вытеснение га-
зовой пачки, заполнение кольцевого пространства утяжеленным буро-
вым раствором, окончание глушения. После того как поток утяжеленно-
го раствора достигает устья, npoi иводавление на штуцере снимается.
Максимальное давление на некоторой глубине L и на устье скважи-
ны при использовании метода ожидания и утяжеления определяется по
формулам (4.46) и (4.48) соответственно. С целью облегчения практиче-
ских вычислений эти формулы можно упростить. Если пренебречь
гидравлическими сопротивлениями и весом столба газа, приняв J = 0 и
= 1, то будем иметь
1
p3+gLc — -Pj'-c-'-»
max 2
+ f x/[p3 + ff/.c-T + 4 ; - (P2 — P,> — p2 (z.c -1) ]2 + (5.13)
107
f
P3^9lc—^2 -PJ - P2 9tc
1 1 ~f
— V[p, + 9LC---------(p, - pj -pgL]2 +
2 3 L p i 1 2 v
"AV?
+ 4 ---------------- . (5.14)
zTxF
На рис. 34 приведен график [16], показывающий изменение харак-
теристик процесса глушения по методу ожидания и утяжеления. Увели-
чение забойного давления при включении насосов, как и при поддержа-
нии постоянного давления в бурильных трубах, происходит за счет гид-
равлических сопротивлений в кольцевом пространстве, а также за счет
создания дополнительного превышения первоначального избыточного
давления. Ниже помещена типовая рабочая карта с подробной регламен-
тацией последовательности рабочих операций при борьбе с проявлением
данным методом.
Рабочая карта глушения по методу ожидания и утяжеления
(предварительная информация)
Диаметр скважины, мм.........................................
Диаметр обсадной колонны, мм.................................
Глубина скважины, м..........................................
Глубина спуска колонны, м....................................
Давление последней опрессовки колонны, МПа...................
Давление гидроразрыва под башмаком колонны, МПа..............
Давление в нагнетательной линии насоса при бурении р , МПа...
Число двойных ходов в 1 мин..................................
Допустимое давление в обсадной колонне, МПа:
80 % давления последней опрессовки.......................
из условий гидроразрыва .................................
1. Сразу же после установления выброса остановить насосы и зак-
рыть скважину. Нельзя допускать рост давления в колонне выше допус-
тимого значения. В.случае увеличения давления до допустимого значе-
ния использовать метод ограничения давления перед штуцером. После
стабилизации давления записать:
Давление в бурильных трубах PgT МПа..........................
Давление в колонне р мпя ......................
Объем проявления —
Плотность бурового раствора, г/смл.........................
108
Рис. 34. Изменение основных показате-
лей процесса глушения скважины мето-
дом ожидания и утяжеления:
а — давление на устье в кольцевом
пространстве; б — забойное давление;
е — объем бурового раствора в прием-
ных емкостях; г — рабочее давление
в бурильных трубах; / — закрытие
скважины; 2 — включение бурового
насоса и начало закачки утяжеленного
бурового раствора; 3 — окончание за-
полнения бурильной колонны утяжелен-
ным раствором; 4 — окончание выпус-
ка газа; 5 — начало закачки утяжелен-
ного бурового раствора; 6 — окончание
заполнения кольцевого пространства
утяжеленным раствором
2. Определить необходимую плотность бурового раствора р2, г/см3
р2 =Р1 +103рбти/р£с+ Др.
3. Выбрать величину подачи насосов.
4. Определить начальное и конечное давление циркуляции. Значение
потерь давления на трение ртр и подачи насосов Q взять из предвари-
тельной информации.
Начальное давление циркуляции
р = р, + р +1,0,
'н ^бт.И ТР[
где
р = р (О /О)2.
'тр1 Ктр 1
Конечное давление циркуляции
РК =
5. Построить график снижения давления нагнетания по мере запол-
нения бурильных труб утяжеленным раствором (см. рис. 33). Слева по
вертикальной оси откладывается рн, справа — рк- Соединить рн и рк
прямой линией. По горизонтальной оси откладывается через равные про-
межутки число ходов насоса, необходимое для заполнения бурильной
колонны.
109
6. Утяжелить буровой раствор.
7. Открыть отвод превентора через регулируемый штуцер на сепара-
тор или дегазатор. Одновременно включить, буровой насос на уменьшен-
ной подаче. Отрегулировать одновременно с выходом насоса на рабочий
режим открытие штуцера так, чтобы давление в бурильных трубах стало
равным начальному рн-
8. Регулировать открытие штуцера так, чтобы давление в бурильных
трубах снижалось от рн до рк в соответствии с графиком. Зарегистри-
ровать давление р* при подходе утяжеленного бурового раствора к до-
лоту.
9. Продолжать промывку, поддерживая в бурильных трубах пос-
тоянное давление нагнетания рк- Промыть скважину и заполнить кольце-
вое пространство утяжеленным раствором.
10. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буро-
вой раствор, сбросить избыточное давление перед штуцером. Остановить
насос и проверить, нет ли притока бурового раствора из скважины. При
наличии притока закрыть штуцер и проверить избыточное давление в
трубах. Если давление отсутствует, то следует открыть превенторы и
промыть скважину до полного удаления газа и выравнивания плотности
бурового раствора. Если давление есть — операцию глушения повторить,
уточнив плотность бурового раствора.
МЕТОД ЦИРКУЛЯЦИИ И УТЯЖЕЛЕНИЯ
Благодаря тому, что промывку скважины от пластовых флюидов
начинают после закрытия скважины и измерения избыточных давлений
без промедления и осуществляют с одновременным утяжелением буро-
вого раствора, метод циркуляции и утяжеления имеет важные преиму-
щества перед ранее рассмотренными. Сокращается до минимума время
нахождения скважины без промывки под давлением, как уже упомина-
лось ранее, и уменьшается общее время ликвидации проявления, а также
давление в скважине. При интенсивном утяжелении скважина может
быть заглушена за один цикл циркуляции бурового раствора.
Процесс регулирования давлений в скважине при использовании
метода циркуляции и утяжеления значительно усложняется, так как
утяжеление циркулирующего бурового раствора приводит к неравно-
мерному распределению его плотности по циклу циркуляции. Плотность
бурового раствора по циклу непрерывно увеличивается до некоторого
конечного значения. В связи с этим возникают затруднения при опреде-
лении текущих давлений на насосах в процессе глушения, поскольку эти
давления должны учитывать постоянно меняющуюся плотность буро-
вого раствора в бурильной колонне по ее высоте со временем. Вследст-
вие этого метод циркуляции и утяжеления — наиболее сложный для
практического осуществления.
110
ных трубах по мере изменения плотности закачиваемого бурового раст-
вора. Рассмотрим два наиболее интересные из них.
Первый вариант заключается в следующем. Строится, как и в преды-
дущем методе, график изменения давления в нагнетательной линии,
по которому и производится его регулирование до выхода на конечное,
постоянное давление циркуляции.
С этой целью графа р (рис. 35) под нижней горизонтальной осью
графика заполняется изменяющимися через равные промежутки значе-
ниями плотности бурового раствора, начиная от (исходного) значения
Рн и кончая р . Конечной считается плотность, необходимая для глуше-
ния проявления. Шаг изменения плотности обычно выбирается равным
0,01 — 0,02 г/см3.
Слева над значением начальной плотности р откладывают вверх
начальное давление рн и справа над значением конечной плотности р* —
конечное давление Рк- Начальное давление определяется по формуле
(5.10), а конечное — по формуле
Рк = (рн ~ Рбт и1
(5.15)
После этого приступают к вычислению исправленных давлений
в нагнетательной линии ри, соответствующих плотности закачиваемого
при этом бурового раствора. Вычисления производят по формуле
Ри=%. +^бт.и. + ЛР- <5-16>
I /
Потери давления на трение при каждом значении плотности р.
будут равны
%. =%1Ч-/₽Н)- <5.17)
Величина избыточного давления Р6т ц определяется как разность
между пластовым давлением и гидростатическим давлением столба
бурового раствора плотностью р(.
Значения исправленных давлений заносятся в графу р^, расположен-
ную на графике ниже графы плотности. Величина ри показывает, какое
давление следует поддерживать в нагнетательной линии, когда буриль-
ная колонна заполняется буровым раствором соответствующей плот-
ности.
111
Рис. 36. Г рафик для определения давления в нагнетательной линии по средней
плотности бурового раствора в бурильной колонне при глушении методом цирку-
ляции и утяжеления раствора
Данный метод не совсем точен, поскольку предполагает, что буриль-
ная колонна заполнена в каждый момент времени буровым раствором
постоянной плотности, тогда как фактически эта плотность по высоте
колонны непостоянна.
Более точный, но вместе с тем и более сложный вариант регулирова-
ния давления в нагнетательной линии изложен в работе [22]. Отличи-
тельная его особенность — определение исправленных значений текущего
давления на насосах по среднему значению плотности бурового раствора
в бурильной колонне путем графической интерполяции. Для этого в
обычном порядке строится график изменения давления в бурильных
трубах с изменением плотности закачиваемого бурового раствора (рис.
36). Ниже горизонтальной оси графика располагается графа плотности
р, графа объема закачиваемого бурового раствора V. и графа объема
закачиваемого раствора V., сложенного с объемом бурильной колон-
ны: (/ +(/,.
_ / бт .
Последние две графы заполняются непосредственно в период глуше-
ния скважины по мере утяжеления и прокачки утяжеляемого бурового
раствора. Величина V. показывает фактический объем закачанного
в скважину раствора, при котором плотность его достигла соответствую-
щего, указанного в вышерасположенной графе значения. Величина V. +
+ У6т показывает, какой объем бурового раствора следует закачать в
скважину, чтобы порция раствора этой плотности подошла к долоту.
Исправленные значения давления по графику находят следующим
образом. Пусть при достижении плотности р в скважину закачано V
о
м бурового раствора. В графе, расположенной ниже, находим сумму
V. + Убт, равную V$, и в графе р — соответствующую этой сумме
112
плотность рз- Среднее значение плотности между значениями р$ и
Р3 равно р4 и на графике ему соответствует давление Р4- Следователь-
но, давление в бурильных трубах, соответствующее моменту закачки
раствора с плотностью ps, должно поддерживаться равным р4-
При объеме закачанного раствора меньше, чем объем бурильной
колонны, среднее значение плотности приближенно находят как среднее
между начальной величиной рн и фактически достигнутой на устье сква-
жины р.. В конце глушения при подаче в бурильные трубы раствора с
плотностью Рк производится усреднение между Рк и плотностью у до-
лота, соответствующей конкретному V. + 1/бт в это время. Однако если
наносить на график исправленные значения давлений, то на завершаю-
щем этапе давление в бурильных трубах можно найти графической ин-
терполяцией, соединив последнее р. с рк- Данный прием рекомендует-
ся выполнять после прохождения половины графика.
УПРОЩЕННЫЙ МЕТОД
В последние годы все более широкое распространение при глушении
проявляющих скважин получает упрощенный метод [44]. По мнению
авторов, упрощенный метод включает большинство известных методов
как частные случаи. Он может быть применен, когда буровой раствор
утяжеляется немедленно, ступенями или после определенного периода
циркуляции. Это позволяет упрощать как метод ожидания и утяжеления,
так и циркуляции и утяжеления.
При использовании упрощенного метода регулирование давления
в скважине во время закачки утяжеленного бурового раствора произво-
дится по тем же правилам, что и в методе постоянного давления в бу-
рильных трубах. Поскольку при этом построение и расчет графиков
давления на насосах не производится, то процесс глушения проявле-
ний значительно упрощается, с чем и связано название метода. Закачи-
ваемый утяжеленный раствор может иметь любую плотность вплоть до
необходимой для глушения. Если плотность закачиваемого утяжеленно-
го бурового раствора недостаточна для окончательного глушения сква-
жины, то процедура глушения повторяется с переходом на новую, более
высокую плотность.
Рекомендуется следующий порядок действий после закрытия сква-
жины.
1. Подсчитать плотность бурового раствора для глушения скважины
и подачу насоса для заполнения бурильной колонны.
2. Увеличить плотность бурового раствора (если необходимо, то до
окончательного глушения).
3. Установить насос на 1/3 — 1/2 нормальной подачи и начинать цир-
куляцию новым раствором. Подачу насосов держать постоянной в тече-
ние всего времени глушения.
8-6366
113
4. Используя регулируемый дроссель, держать давление в колонне
О — 0,7 МПа сверх начального избыточного значения, когда новый раст-
вор достигнет долота.
5. Зарегистрировать давление на насосах, когда новый раствор до-
стигнет долота.
6. Держать постоянное зарегистрированное по п. 5 давление на насо-
сах, пока новый раствор достигнет поверхности, используя регулируе-
мый дроссель.
7. Остановить буровой насос и закрыть дроссель. Если стрелки ма-
нометров на стояке и в кольцевом пространстве находятся на нуле -
скважина заглушена.
8. Если новый раствор не заглушил скважину, то необходимо увели-
чить плотность раствора и повторить всю процедуру глушения снова.
Несмотря на явные преимущества, применение упрощенного метода
может привести в некотором диапазоне условий к неудовлетворитель-
ным результатам вследствие возможных чрезмерных колебаний забой-
ного давления, которое при заполнении бурильной колонны утяжелен-
ным раствором в этом случае уже не остается постоянным. Изменение
забойного давления в это время вызвано тем, что поддерживается по-
стоянным давление в кольцевом пространстве.
Представляет интерес оценка влияния отдельных факторов на изме-
нение забойного давления и возможная величина этого изменения.
Из общего уравнения глушения проявляющей скважины (4.22)
следует, что в период заполнения бурильной колонны утяжеленным
раствором (£2 = 0) забойное давление (если давление на устье пос-
тоянно) изменяется в зависимости от высоты пачки газа в процессе
восходящего движения. При этом в общем случае давление на забое
будет снижаться.
Следовательно, изменение забойного давления равно
Дрз =Рхд (Lr - £гз), (5.18)
где L г — текущее значение высоты пачки газа.
Согласно закону Бойля — Мариотта можно записать
гДгзргз = £гЧ+ (5.19)
где z = /z3a6; z — давление на глубине L .
До момента выхода утяжеленного бурового раствора в кольцевое
пространство
=£с- £г - (5-20)
Поэтому равенство (5.19) можно представить в виде
ЯгАз = £гЧ+М|£с-£г-<)1. (5.21)
114
Решение выражения (5.21) приводит к результату
Ру + с ~ + ^(ру + PigL с ~ I1 2 ~
L =------------------------------------------------
Г 2Pj а
— 4z0,gL р
^1 згзг
(5.22)
Величина изменения забойного давления в данном. случае будет
максимальная при подходе к долоту утяжеленного раствора, т.е. при
L\=V^/F. (5.23)
Анализируя выражения (5.18) и (5.22), можно заметить, что изме-
нение забойного давления в рассматриваемом методе глушения зависит
от плотности бурового раствора р , глубины скважины, высоты столба
газа на забое. Кроме того, необходимо учитывать изменение высоты
газовой пачки при переходе из интервала утяжеленных бурильных труб
в интервал обычных бурильных труб. Это обстоятельство влияет на изме-
нение забойного давления.
Некоторые результаты расчетов максимального значения изменения
забойного давления, соответствующего максимальной величине L при-
ведены в табл. 5.1.
Снижение забойного давления увеличивается с ростом плотности
бурового раствора и высоты забойной пачки газа. С увеличением глуби-
ны скважины величина Дрз снижается. Уменьшается снижение забойного
давления и с увеличением отношения площадей поперечного сечения
кольцевого пространства в интервале бурильных труб и УБТ. Абсолют-
ная величина снижения может достигнуть существенных значений 1,0 —
2,0 МПа и выше.
Таким образом, заметное снижение забойного давления при исполь-
зовании упрощенного метода следует ожидать при больших объемах
проявления, высоких значениях плотности бурового раствора, т.е. высо-
ких пластовых давлениях, небольшой разнице в значениях кольцевых за-
зоров в зонах расположения бурильных труб и УБТ, что имеет сущест-
венное значение.
Рассматривая вопрос о возможностях и области применения упро-
щенного метода, следует принять во внимание действующие в отечест-
венной буровой практике нормы противодавления на вскрытые пласты.
Согласно установленным нормам, возможное снижение давления на за-
бой, как в этом нетрудно убедиться, практически не будет превосходить
значения предписываемого запаса противодавления в самом широком
диапазоне условий. Вследствие этого применений упрощенного метода
в отечественной практике можно считать безопасной операцией.
115
Таблица 5.1
Глубина скважины, м Плот- ность бурового раствора, г/С1И высота пачки газа на забое, м Наибол ьшее сниже- ние забойного дав- ления, МПа
= 1,21 F/FyBT = 1,55
100 -0,48 - 0,20
1,28
200 - 1,09 -0,42
3000
100 -0,81 -0,37
1,86
100 - 1,86 -0,82
100 -0,37 -0,25
200 -90 -0,38
1,28
400 1,92 - 0,60
4000 100 - 0,60 -0,24
200 - 1,16 -0,56
1,86
300 - 3,26 - 2,23
МЕТОД ОГРАНИЧЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПЕРЕД ШТУЦЕРОМ
В определенных условиях в период закрытия скважины и стабили-
зации давлений или непосредственно во время глушения проявления,
давление в кольцевом пространстве может превышать установленные
допустимые значения. Избежать гидравлического разрыва пласта или
разрушения обсадной колонны в таких случаях можно, используя
метод ограничения давления перед штуцером.
Тогда скважина промывается через отводы превентора с допусти-
мым противодавлением на устье и одновременным утяжелением цирку-
лирующего бурового раствора до тех пор, пока проявление не будет
ликвидировано. Важно, чтобы промывка скважины была начата без
промедления после установления недопустимого роста давления в
колонне.
Во время промывки, очевидно, возможен приток флюида из пласта,
который при правильном ведении процесса глушения должен иметь
ограниченный и затухающий характер. С восстановлением равновесия
между забойным и пластовым давлением приток флюида в скважину
прекращается. Причем для установления равновесия в общем случае
необходимо, чтобы пластовое давление стало равным сумме гидростати-
116
ческого давления утяжеленного бурового раствора, гидростатического
давления смеси бурового раствора с пластовым флюидом, гидравличес-
ких сопротивлений в кольцевом пространстве и противодавления на
устье скважины.
Значительные трудности при осуществлении метода ограничения
давления перед штуцером возникают из-за определения необходимой
для глушения плотности бурового раствора и давления на насосах.
Увеличение давления выше допустимых пределов во время закрытия
скважины не позволяет прямо определить полное избыточное давление
в бурильных трубах путем его стабилизации и рассчитать таким образом
пластовое давление в проявляющем интервале. Часто в подобных усло-
виях необходимое значение плотности бурового раствора с достаточной
точностью можно оценить по опыту проводки других скважин на данной
площади или в данном районе буровых работ. Для корректировки приня-
того значения плотности в процессе глушения по мере подъема утяжелен-
ного бурового раствора в кольцевом пространстве делают попытки
закрыть скважину. Если давление при этом не превышает допустимое
значение, то можно определить избыточное давление в бурильных трубах
и уточнить, необходимую для глушения плотность раствора.
Существует также способ определения плотности бурового раствора
для глушения скважины и давления на насосах по динамическим харак-
теристикам проявления. В этом случае исходят из положения о том, что
в скважине, промываемой с противодавлением, пластовое давление
уравновешивается гидростатическим давлением и давлением, обуслов-
ленным возникновением гидродинамических сил. Тогда при неизменной
подаче насосов разность между расчетным давлением циркуляции и его
фактическим значением во время промывки с противодавлением будет
равна избыточному давлению в бурильных трубах.
Расчеты рекомендуется производить в следующем порядке.
1. Пользуясь предварительной информацией о режиме работы насо-
сов перед проявлением, определить расчетное давление циркуляции
Рнл при выбранной для производства глушения подаче насосов О( :
Рнл= Ртр’0/0’2- <5-24»
2. Записать фактическое давление циркуляции
че насосов.
Рф при этой же пода-
3. Определить избыточное давление в бурильных трубах
^бт.и ^нл'
(5.25)
4. Определить требуемую для глушения скважины плотность буро-
вого раствора р*.
5. Рассчитать конечное давление циркуляции р
кф
117
(5.26)
Ркф = Рип <РкЧ>'
где р — исходная (нормальная) плотность бурового раствора.
6. Построить график давления в нагнетательной линии (см. рис. 35).
Графа р заполняется через равные промежутки значениями плотности
от рн до рк-Над значением рн отмечается величина начального давле-
ния циркуляции рн и над значением рк — величина конечного давления
циркуляции Ркф- Полученные точки соединяются прямой линией.
Проведенная линия соответствует нормальным без избыточного давле-
ния условиям циркуляции при данной подаче насосов и конкретной
плотности бурового раствора, заполняющего бурильную колонну.
7. Построить график исправленных давлений в нагнетательной
линии.
С этой целью над значением плотности бурового раствора отмечается
точка, соответствующая значению давления в нагнетательной линии
р.. Эта точка соединяется прямой линией с точкой р .. Полученная
линия представляет собой линию исправленных значении р*. При каждой
плотности бурового раствора в бурильной колонне разность между дву-
мя линиями соответствует избыточному давлению.
В дальнейшем при глушении в нагнетательной линии поддерживает-
ся давление, равное величине ри при нахождении в бурильной колонне
бурового раствора соответствующей плотности. Плотность бурового
, раствора также следует корректировать после того, как утяжеленный
буровой раствор поднимется вверх по кольцевому пространству
на достаточную высоту. Для этого, как уже упоминалось, скважина
закрывается и определяется избыточное давление в бурильных трубах,
если в кольцевом пространстве давление не превышает допустимого
значения.
В некоторых случаях давление в колонне может подниматься
выше допустимого значения непосредственно в процессе глушения
скважины. При этом метод ограничения давления перед штуцером ста-
новится продолжением применявшегося до этого метода постоянного
давления в бурильных трубах, ожидания и утяжеления и т.д. Переход
к методу ограничения давления перед штуцером приводит к возникнове-
нию неуравновешенности пластового и забойного давлений, вследствие
чего наблюдается периодическое, по мере падения давления на забое,
поступление пластового флюида в скважину.
В случае возрастания давления в колонне до допустимого в процес-
се циркуляции следует приоткрыть дроссель и продолжать промывку
с постоянным, равным допустимому, давлением в кольцевом прост-
ранстве. Если буровой раствор не утяжелялся, необходимо принять
меры к его утяжелению. Давление в бурильных трубах в связи с откры-
тием дросселя снижается.
Постоянное давление в кольцевом пространстве поддерживается
до тех пор, пока давление в бурильных трубах вновь не станет равным
118
прежнему значению. С момента восстановления давления, если оно рав-
но конечному давлению циркуляции рк, нужно поддерживать постоян-
ным давление в бурильных трубах, продолжая циркуляцию до вымыва-
ния следующей порции газа. Если конечное давление циркуляции еще
не достигнуто, то выход на постоянное давление в бурильных трубах
производится после его достижения. Циркуляция по изложенной схеме
продолжается, пока давление в кольцевом пространстве не достигнет
допустимого значения.
В работе [42] было показано, что возможность глушения скважины
при увеличении давления в колонне выше допустимого значения в про-
цессе циркуляции определяется условием
PSLC- (Р2 + Чи]-Рил г
V ' <--------------------------------F, (5.27)
где У* — объем второго проявления газа в забойных условиях; [р* ] —
допустимое давление в колонне; F — площадь поперечного сечения
кольцевого пространства.
В противном случае скважина должна глушиться как фонтанирую-
щая.
Существенное значение для метода ограничения давления перед шту-
цером имеет вопрос выбора величины подачи насосов. К сожалению,
этот вопрос освещен очень слабо, как, впрочем, и весь метод ограниче-
ния давления перед штуцером. Подача насосов выбирается как при глу-
шении скважин другими методами, но в период выпуска газа она долж-
на быть повышена [22]. Если имеется запас давления на насосах и нет
других ограничений, то представляется целесообразно увеличивать рас-
ход бурового раствора. Это позволит снизить давление на устье скважи-
ны и увеличить противодавление на проявляющий пласт. Такого же
мнения придерживаются Ф.Г. Фишер и Р.П. «растер [40]. На основа-
нии теоретических исследований они пришли к выводу, что если скважи-
ну нельзя заглушить методами постоянного забойного давления из-за
низкого давления гидроразрыва, то может существовать некоторая
скорость циркуляции, выше которой контроль скважины возможен
без превышения критических давлений в кольцевом пространстве. Одна-
ко требуемая скорость циркуляции в некоторых случаях может при
этом оказаться очень высокой и практически невыполнимой.
ОБЛЕГЧЕНИЕ УСЛОВИЙ ГЛУШЕНИЯ
С ПОМОЩЬЮ УТЯЖЕЛЕННОГО РАСТВОРА
Ликвидация проявлений методом ограничения давления перед
штуцером — сложная и во многом рискованная операция, применение
которой диктуется обычно крайней необходимостью.
119
В тех случаях, когда возможность нарастания давления в скважине
выше допустимого предела устанавливается заранее, еще до начала глу-
шения, можно избежать применения метода ограничения давления перед
штуцером, облегчив условия глушения специальными мероприятиями.
Облегчение условий глушения достигается посредством закачки порции
утяжеленного раствора, а также такими способами, как самопроизволь-
ное перемешивание газа с раствором или ликвидация проявления по час-
тям, которые будут рассмотрены ниже.
Способ облегчения условий глушения с помощью утяжеленного
раствора заключается в том, что при ликвидации проявления в скважину
закачивается сначала раствор с максимально возможным значением
плотности, а затем — с плотностью, необходимой для глушения. После
выхода утяжеленного раствора в кольцевое пространство его гидроста-
тическое давление должно уравновесить часть пластового. Вместе с тем
утяжеленный раствор не должен создавать давление, превышающее дав-
ление гидравлического разрыва пласта под башмаком обсадной колонны
после того, как он поднимется выше глубины залегания этого пласта.
Таким образом, снижение степени риска облегчением условий глу-
шения требует проведения необходимых инженерных расчетов, основан-
ных на тщательных оценках особенностей геологического разреза,
вскрытого скважиной.
Для осуществления операции необходимо установить требующееся
значение плотности утяжеленного раствора и высоту его столба в кольце-
вом пространстве с учетом имеющихся технических и инженерно-геоло-
гических ограничений. При этом следует иметь в виду, что высота столба
и плотность утяжеленного раствора технологически взаимосвязаны ус-
ловием предотвращения гидроразрыва пласта и следующего обычно за
этим поглощения.
Исходным условием определения характеристик утяжеленной
пачки раствора будет служить равенство
Р, = Р, = Др , (5.28)
L max L доп УР
где Р£тах ~ максимальное ожидаемое давление на глубине залегания
пласта, опасного в отношении гидроразрыва; PL доп — допустимое давле-
ние на пласт, опасный в отношении гидроразрыва; Др —дополнитель-
ное давление, создаваемое столбом утяжеленного раствора.
Наиболее слабым обычно считается пласт, расположенный под
башмаком обсадной колонны (кондуктора), поскольку здесь действует
наиболее высокий градиент давления в пределах необсаженной части
скважины в случае противодавления на устье.
Раскрывая значения входящих величин, условие (5.28) перепишем
в виде
^fmax “ ^гр^Чр^^ур-^у’' <5‘29>
120
где L — глубина расположения слабого пласта; Z.yp — высота столба
утяжеленного раствора; рур — плотность утяжеленного раствора; рур —
плотность бурового раствора, утяжеленного до значения, необходимого
для глушения; а — градиент давления гидроразрыва.
Из равенства (5.29) имеем следующие характеристики столба утяже-
ленного раствора в кольцевом пространстве скважины:
необходимая высота
плотность
max — L Ct
Pyp= ---------------— + Py- (5.31)
9L УР
В зависимости от конкретных технологических условий глушения,
возможностей оборудования для приготовления бурового раствора,
свойств утяжелителя определяется высота столба утяжеленного раствора
при заданном значении его плотности или, наоборот, плотность этого
раствора при заданной его высоте.
Утяжеленный раствор, как уже упоминалось, не должен вызывать
гидравлический разрыв пласта под действием своего давления после то-
го, как он будет поднят выше предполагаемой зоны возможного
гидроразрыва. В связи с этим следует результаты расчетов проверить по
условию
УР
4 Дгр- PlgiL
9L VP
УР
(5.32)
где р( — плотность исходного бурового раствора.
Закачку утяжеленного раствора для облегчения условий глушения
целесообразно совместить, очевидно, с применением метода ожидания
и утяжеления. Однако следует иметь в виду, что в этом случае возникнут
изменения в характере регулирования давления в скважине, которые
необходимо будет учитывать.
МЕТОД ДИСПЕРГИРОВАНИЯ
А.Т. Буржойн предложил при ликвидации проявления пачку газа,
удаляемую из скважины, подвергать дроблению или диспергированию
на мелкие пузырьки. Диспергирование производится потоком жидкости,
121
отводимой из бурильного инструмента с помощью специального уст-
ройства, устанавливаемого обычно выше утяжеленных бурильных труб.
При этом в кольцевом пространстве вместо газа образуется пачка газо-
жидкостной смеси и условия глушения скважины значительно облег-
чаются.
Метод диспергирования газа иллюстрируется схемой на рис. 37. Пос-
ле герметизации скважины превентором 1 восстанавливается циркуляция
с противодавлением, создаваемым дросселем 2. Буровой раствор зака-
чивается, как обычно, в бурильные трубы. По мере достижения приспо-
собления 5, имеющего открывающиеся отверстия, поток жидкости раз-
деляется. Часть ее выходит через открытые отверстия в кольцевое прост-
ранство, остальная часть движется далее к нижнему концу бурильной
колонны. Выходящий из нижнего конца колонны поток поднимает пач-
ку газа с некоторой замедленной скоростью. При подходе к приспособ-
лению 1 газ смешивается- с буровым раствором, выходящим из его
отверстий, и далее движется уже смесь жидкости и газа. Характеристика
образующейся газожидкостной смеси, т.е. ее газожидкостное отношение,
может регулироваться размерами отверстий и величиной подачи насосов.
Приспособление 1 представляет собой ниппель с боковыми отверс-
тиями и стандартными замковыми соединениями на концах. Внутренняя
поверхность ниппеля отшлифована и там расположена скользящая
муфта, снабженная отверстиями для выпуска жидкости и уплотнениями,
чтобы предотвратить утечку жидкости, когда муфта перекрывает отверс-
тия.
Скользящая муфта перекрывает отверстия под действием располо-
женной внизу пружины, упираясь при этом в стопорное кольцо. Верхняя
часть скользящей муфты имеет посадочный буртик. Чтобы открыть
отверстия, в бурильные трубы вводится активатор, имеющий форму
цилиндра. Своей нижней частью активатор садится на посадочный бур-
тик, и давление прокачиваемой жидкости, действующее на верхнюю
торцевую поверхность цилиндра, отжимает пружину. Отверстия в ниппе-
ле и скользящей муфте, таким образом, совмещаются и часть потока
выходит наружу. При необходимости перекрыть отверстия следует прек-
ратить или уменьшить подачу жидкости. Тогда пружина возвращает
скользящую муфту в верхнее положение. Кроме описанного предложены
и другие варианты активаторов.
Основное преимущество метода диспергирования заключается в
уменьшении давления на устье скважины. Сущность этого явления де-
тально рассмотрена в работе [32]. Приведенный в этой работе анализ
показал, что давление на устье скважины при выходе газированного
раствора существенно меньше, чем при выходе того же количества газа,
движущегося отдельно в виде газовой пачки.
На рис. 38 производится сравнение устьевых давлений, полученных
при ликвидации проявления методом ожидания и утяжеления (кривая
122
Рис. 37. Схема глушения проявления
методом диспергирования:
1 — превентор; 2 — дроссель; 3, 7 — бу-
ровой раствор; 4 — газожидкостная
смесь; 5 — приспособление; 6 — газ
Рис. 38. Зависимость давления в скважи-
не от объема закачиваемого раствора
7) и методом диспергирования (кривая 2}. Объем проявления в обоих
случаях принят равным 10 м3, глубина скважины 4000 м, плотность
бурового раствора до утяжеления принята равной 1,20 г/см3, после
утяжеления - 1,26 г/см3. Из графика следует, что в данном случае при-
менение метода диспергирования привело к снижению максимального
давления на устье в 1,7 раза.
Диспергирование газа может применяться при глушении скважин
как методом ожидания и утяжеления, так и постоянного давления в бу-
рильных трубах. По существу рассматриваемый метод глушения являет-
ся видоизменением названных за счет применения приспособления,
отводящего часть струи в затрубное пространство. Однако эта особен-
ность предопределяет то своеобразие механизма глушения, которое
придает ему самостоятельное значение.
Метод диспергирования может с успехом применяться в тех случаях,
когда необходимо глушение с ограничением давления перед штуцером.
Низкое давление перед штуцером здесь достигается без возобновления
притока газа на забое, метод более безопасен, не требует проведения
нескольких циклов циркуляции для вымывания флюида и др. Метод
диспергирования может быть рекомендован также при глушении сква-
жин, проявляющих сероводородсодержащим газом. Вымывание большо-
го количества газа в этом случае при использовании других методов не
обеспечивает нейтрализации сероводорода из-за высокой кратковремен-
ной производительности скважины при ограниченной пропускной спо-
собности нейтрализующих установок. Диспергирование газа позволяет
123
растянуть период выпуска газа, с одной стороны, а с другой — подавляю-
щую часть или весь сероводород нейтрализовать в буровом растворе
посредством введения в него нейтрализаторов. Этому процессу благо-
приятствует возможность перемешивания раствора с газом практически
в любом соотношении.
Для осуществления процесса глушения скважины методом диспер-
гирования в эффективном режиме необходимо определить рациональ-
ный размер отверстий скользящей муфты (ниппеля). Определим размер
отверстий, исходя из технологических требований и условий глушения.
Площадь отверстий, обеспечивающая истечение заданного количества
жидкости при определенном напоре, находится из известной формулы
гидравлики в виде
я
ы = ------=г-, (5.33)
Ц \2д Н
где д — расход жидкости через отверстия; ц — коэффициент расхода
(д = 0,62); Н — напор, под которым происходит истечение жидкости.
Нетрудно показать, что в нашем случае общая величина напора
в сечении отверстий может быть представлена суммой
Н = h ( + h 2 + h д, (5.34)
где Л ( — потери напора в бурильной колонне ниже отверстий муфты;
h — потери напора в затрубном пространстве ниже отверстий муфты;
А д — потери напора в отверстиях или насадках долота.
Запишем значения составляющих общего напора
16 (О - g}2L
а = х,-------------------;
я22^в
16(0 - д)21_
h=X -------------------------------------
1Г22д (О2С - d2H)2 (Dc - dj
16(a -g)2
(5.35)
(5.36)
(5.37)
где Q — подача насосов; L — длина бурильной колонны ниже отверс-
тий муфты; Ос — диаметр скважины; d& — внутренний диаметр
бурильной колонны ниже отверстий муфты; d — наружный диаметр
колонны ниже отверстий муфты; d — диаметр отверстий (насадок)
долота; Мд - коэффициент расхода, равный для серийных долот 0,67
124
и для сменных насадок 0,9; л — число отверстий (насадок) долота;
Xj — коэффициент гидравлических сопротивлений в бурильной колонне;
Х^ — коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом прост-
ранстве.
Общая площадь отверстий муфты будет
7Т d ?
а
л ----------
4
(5.38)
где л — число отверстий в муфте; dQ — диаметр отверстия.
Расход жидкости через отверстия в муфте должен определяться
технологическими требованиями или желаемой величиной газожидкост-
ного отношения потока, образуемого после смешения газа с буровым
раствором, выходящим из отверстий. Эти требования выражаются усло-
вием
а = (О — д) /q (5.39)
или
ff = Q/(a+1), (5.40)
где а — газожидкостное отношение.
Подставляя значения величин по формулам (5.35) — (5.40) в исход-
ное равенство (5.33), после несложных преобразований будем иметь
(5.41)
Ц2п2d4
АЛ Д
Значение газожидкостного отношения для условий глушения глубо-
ких скважин следует принимать не выше 0,4.
ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЯВЛЕНИЯ ПО ЧАСТЯМ
При значительных количествах газа, поступившего в скважину,
для снижения давления на устье может быть применен метод ликвидации
проявления по частям, предложенный автором настоящей книги.
125
Сущность этого метода глушения проявляющих
скважин поясняется схемой, представленной на рис. 39.
Флюид из скважины вымывается отдельными пор-
циями так, чтобы давление в скважине не превышало
установленных предельно допустимых значений. Объ-
ем каждой порции или части газа может быть опреде-
лен исходя из критической в данных условиях величи-
ны согласно зависимостям (4.62) — (4.65) или другим
способом.
Для глушения по частям устье скважины должно
быть оборудовано превентором или другим герметизи-
рующим приспособлением, допускающим движение
бурильного инструмента и способным пропускать
сквозь себя замковые соединения. Внутри бурильного
инструмента должен быть установлен обратный клапан.
Процесс ликвидации проявления, очевидно, будет
включать столько циклов, на сколько частей решено
разбить внедрившуюся массу газа. Нижний конец бу-
рильной колонны при этом устанавливается каждый
раз на глубине, выше которой объем газа равен приня-
тому. Дальнейший порядок работ производится в соот-
ветствии с методами ликвидации проявлений способом
1 — штуцер; 2—
бурильная ко-
лонна; 3— вер-
хняя . пробка
газа; 4 — ниж-
няя пробка га-
за
ожидания и утяжеления или постоянного давления в
бурильных трубах. Ввиду большого количества газа в
скважине предпочтительно использовать метод ожида-
ния и утяжеления, в котором предусмотрена закачка
утяжелевшего бурового раствора, что приведет к более
эффективным результатам и повысит степень безопас-
ности ведения работ.
Таким образом, в каждом цикле рассматриваемо-
го метода глушения выполняются'следующие основные операции:
1) установка нижнего конца бурильных труб на соответствующей
глубине;
2) восстановление циркуляции и определение начального давления
в бурильных трубах в соответствии с применяемым методом промывки;
3) вымывание отсеченной части газа на поверхность через регулируе-
мый дроссель с регулированием давления в бурильных трубах соответст-
вующим методом ожидания и утяжеления и постоянного давления в
бурильных трубах.
Давление в колонне, в том числе и его максимальное значение, при
вымывании каждой очередной порции газа равняется тому значению,
которое возникает при этом объеме газа в обычном случае глушения, т.е.
зависит только от объема отсеченной части газа. При этом следует учиты-
вать фактически необходимое для глушения забойное давление. Давле-
126
нив на забое, как и при другом методе, должно поддерживаться на таком
уровне, чтобы предотвратить повторные поступления пластового флюида
в скважину. В этом основное преимущество рассматриваемого метода
перед известными методами глушения с ограничением давления перед
штуцером, допускающими повторные притоки газа.
Объем каждой вымываемой порции газа определяется условием
I/ < V . (5.42)
/ кр
Глубину установки нижнего конца бурильной колонны в каждом
случае определяют с учетом объема газа, вытесняемого турбами при
спуске или затрачиваемого на заполнение освобождаемого объема при
их подъеме.
Отсечение первой порции газа в общем случае достигается подъемом
бурильной колонны на некоторую высоту. В этом случае можно записать
следующее соотношение:
Fy БТ
V\ = F(Lr - Д/ ,) - Д/]-----------, (5.43)
F
где Vj — объем первой порции газа; L г — общая высота столба газа в
кольцевом пространстве; Д/ ( — высота подъема бурильной колонны
с забоя; ^УБТ. ? — соответственно площадь поперечного сечения утя-
желенных бурильных труб и кольцевого пространства.
Произведение Д/1 (FyBT/F) представляет собой величину сниже-
ния уровня газа в кольцевом пространстве в результате заполнения
освобождаемого объема.
Из выражения (5.42), имея в виду, что
Уиз = /гЛ, (5.44)
получаем
тг
Vl = ииз - Д/1 Т° ' (5-45’
где Z?c — диаметр скважины; 1/из — избыточный объем бурового раст-
вора.
Тогда из равенства (5.45) получим высоту подъема нижнего конца
колонны
Отсечение второй и последующих порций газа после вымыва первой
127
порции осуществляется путем обратного спуска бурильной колонны.
При этом объем второй порции может быть представлен в виде
F УБТ
V = F (А/ + Д/ ----------), (5-47)
2 2 2 р
где Д/ — глубина спуска нижнего конца бурильной колонны подуро-
вень раздела газа и бурового раствора; Д/2 (^убт7^ — величина по-
вышения уровня газа в кольцевом пространстве.
Выражение (5.47) после элементарных преобразований приводится
к виду
1/2 = тт Д /., D */4, (5.48)
откуда
Д/2 =4У2/(яО^). (5.49)
Расчет глубины спуска нижнего конца бурильной колонны при вы-
мывании последующих порций газа производится так же, как и при вы-
мывании второй порции.
ГЛУШЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ
НЕРЕГУЛИРУЕМОГО ШТУЦЕРА
В большинстве производственных объединений схемы обвязки
устьевого оборудования буровых предусматривают установку наряду с
регулируемыми и быстросменных, т.е. нерегулируемых штуцеров [9].
Быстросменные штуцеры предназначены для ступенчатого регулирова-
ния давления в кольцевом пространстве скважины путем смены насадок
диаметром от 5 до 30 мм.
Применение в практике буровых работ таких штуцеров указывает
на то, что необходимо располагать и рациональной методикой глушения
проявляющих скважин.
Специфические особенности глушения скважин на нерегулируемом
штуцере определяются жесткой взаимосвязью давления, возникающего
перед штуцером, с его диаметром и расходом протекающей через него
жидкости, что оказывает влияние на характер изменения давления в
скважине при вымывании с забоя пачек внедрившегося флюида, особен-
но газа.
Давление на устье скважины в процессе ликвидации проявления
(до подхода к устью газа) определяется величиной гидравлических
сопротивлений, возникающих при движении бурового раствора через
штуцер:
128
и2 PF2
в
Р ~ -----1 ~2 '
У 2 «3 f
ш
(5.50)
где 4>а — скорость бурового раствора верхней пачки газа; уз — коэффи-
циент сопротивления штуцера (у> == 0,94) ; f — площадь поперечного
сечения отверстия штуцера.
Скорость движения бурового раствора верхней пачки газа и* по ме-
ре ее подъема будет постоянно увеличиваться в результате расширения
газа, в то время как скорость раствора нижней пачки газа и* будет оста-
ваться постоянной и равной нормальной скорости восходящего потока
в кольцевом пространстве.
Скорость движения бурового раствора верхней пачки газа опреде-
ляется уравнением
Z. р
Aus — Аи и4 + Ви3 — си и2 + (L2 — —зг зг- ) и —
В НВ В НВ 1 р д в
— L2u = 0, (5.51)
1 н
где
t 2 L 1F 1
А = X2 ------------- + X----z—;—5------------ +
2д (D - d} 4д2 (О - d)
F 4
+ 4Э2^2 /4 '
* г ш
„ 1 1
В = X2-------------------+ X-----------------+
2д (D - d) 2д ч>2 f 2ш
L р
зг зг
2p]S2 (D - d}
L 2 F 2 L
С = X----------- +--------1----,
9 (о - d) 9Ч32? ш
где L 1 — высота столба бурового раствора плотностью Рх выше пачки
газа.
Уравнения (5.50) и (5.51) служат основой для расчета режима глу-
129
9-6366
шения проявляющих скважин с применением нерегулируемого штуцера.
Для облегчения таких расчетов построены номограммы, представленные
на рис. 40. Порядок поиска следующий. Задавшись определенным значе-
нием р тах< по номограмме, иозбраженной на рис. 40, а, находим
скорость движения верхней границы газа в момент полного вытеснения
вышележащего раствора из скважины.
Примеры пользования номограммой, приведенной на рис. 40.
1. Требуемое максимальное давление на устье 10 МПа, диаметр бу-
рильных труб 140 мм, диаметр обсадной колонны 245 мм, диаметр шту-
цера 15 мм, плотность бурового раствора 1,6 г/см3. Следуя пунктирной
стрелке, из номограммы находим, что скорость верхней границы газа
и при этом равна 0,72 м/с.
По известному значению ид из номограммы, изображенной на рис.
40, а определяем значение т. Скорость движения бурового раствора
нижней пачки газа и* при этом будет равна
и = и — т . (5.52)
н в
Номограмма на рис. 40, б получена для наиболее важного частного
случая — максимальной скорости движения верхней границы газа,
соответствующей максимальному давлению на устье в момент подхода
к нему газа.
2. Разность диаметров скважины и инструмента 90 мм, скорость
верхней границы газа 1,5 м/с, плотность бурового раствора 1,4 г/см3,
высота пачки газа на забое 100 м, давление газа на забое 65 МПа, давле-
ние перед штуцером 25 МПа.
Следуя пунктирной стрелке, находим т 0,3 м/с, тогда скорость
нижней границы газа
ин = 1,5 -0,3 = 1,2 м/с.
Найденное значение и* позволяет определить подачу насосов
О = и/. (5.53)
В начальный период промывки разница между значениями скорос-
тей верхней и нижней пачки газа будет незначительна ввиду пренебрежи-
тельно малого расширения газа. Если скорость бурового раствора над
газом равна и*, то по номограмме (рис. 40, а) обратным ходом опреде-
ляем начальное давление в кольцевом пространстве.
Давление на забой скважины в начальный момент промывки сква-
жины равно
\ = (Lc - £зг> + ^£зг + <р.к + Лж-
Если в кольцевом пространстве давление максимальное, то забойное
давление равно
130
а дмпа d,nri F, iz 0,1- PP.r!c
2- 0,2-
3- 4- 25- 0,0ч 6 z 318468 Ш441 03-
5- 7- I0-. 20- 18- 0,034 - ‘0,0265- 0.021 239468^llf.. У^7454 9 29844! 71941Ч "07^ ! : : j - 2 "
0,01.16 - ‘НЧЧ1!!
15 i 20\ f2- ю- 0,0! - !94fHg /if 2 i : f -
30- J - 9 £
5 -
7 Z 9 :
Ю’
fi
Рис. 40. Номограмма для определения необходимой скорости движения верхней
границы пачки (а) и нижней границы пачки (б)
\ w
р gL + р + р ;
зг зг тр.к max'
(5.55)
z Ln
2 Зг ЗГ
L = ------- ----------,
rmax zj ртах
где — коэффициент сжимаемости в забойных условиях; —коэф-
фициент сжимаемости при давлении Ртах-
Масса газа в процессе расширения не меняется, поэтому давление его
столба в формулах (5.54) и (5.55) определяется одинаково.
Потери на трение в кольцевом пространстве Ртр к и р к можно
определить по сравочным таблицам, учитывая распределение плотности
раствора по стволу скважины. Необходимо убедиться, что при рассчиты-
ваемом режиме глушения давление на забое находится в пределах,
исключающих приток газа и возникновение поглощения бурового раст-
вора. В противном случае поиск необходимо повторить при других зна-
чениях максимального давления в кольцевом пространстве.
Давления, возникающие во время промывки в нагнетательной ли-
нии, будут принимать значения:
в начальный момент промывки
р = р — р дL + р' : (5.56)
н.н 'э *1 с тр' iu.^1
при максимальной величине давления в кольцевом пространстве
Рнк = Рз2 - 'М'-с + <р' (5-57)
где ртр и рт” — гидравлические сопротивления в бурильных трубах при
прокачке буровых растворов соответственно плотностью и р2;
значениях их определяются по сравочным таблицам.
Режим глушения определяет процесс в период истечения из штуцера
жидкости, расположенной над газом... Закономерности истечения газа из
штуцера и изменения при этом устьевого давления имеют сложный
характер [41, 42]. Строгое определение режима глушения в период
выпуска газа поэтому будет связано с необходимостью проведения слож-
ных расчетов. Однако этого можно избежать, если использовать уже име-
ющиеся значения максимального и начального давления на устье сква-
жины. Тогда в рамках технологического решения для достижения удов-
летворительного режима достаточно при выпуске газа поддерживать
давление на устье в пределах между этими значениями.
Порядок действий при закрытии скважины и стабилизации давления
132
после обнаружения проявления в случае применения нерегулируемого
штуцера аналогичен описанному в методах постоянного давления в бу-
рильных трубах или ожидания и утяжеления. После стабилизации и ре-
гистрации давлений целесообразен следующий порядок операций при
глушении скважины.
1. Определить необходимую плотность бурового раствора для глу-
шения проявления.
2. Приступить к утяжелению бурового раствора.
3. Выбрать режим глушеня и убедиться в его рациональности.
4. Открыть отводы превентора через штуцер в желоба, линию на се-
паратор или дегазатор после утяжеления бурового раствора. Одновре-
менно включить буровой насос, постепенно увеличивая подачу до уста-
новленного значения.
5. Вести промывку с постоянной подачей насоса (насосов), чтобы
давление на устье не превышало максимального значения.
6. Регулировать давление в бури льных трубах в период выпуска газа,
чтобы давление в кольцевом пространстве находилось в пределах между
начальным и установленным максимальным значением, ближе к мак-
симальному. Давление в бурильных трубах следует регулировать, изме-
няя подачу насосов или переключаясь на другой (меньший) диаметр
штуцера.
7. Перейти на прежнюю величину подачи насоса или диаметр штуцера
после выпуска газа, продолжая промывку с противодавлением до выхо-
да утяжеленного раствора. Следить, чтобы давление в кольцевом прост-
ранстве не превышало допустимого значения.
После выхода утяжеленного бурового раствора из скважины снять
противодавление, остановить насос и закрыть скважину. Если давление
в бурильных трубах и кольцевом пространстве равно нулю, то скважина
заглушена.
КОНТРОЛЬ ПРОЯВЛЯЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ БЕЗ ЦИРКУЛЯЦИИ
БУРОВОГО РАСТВОРА
При отсутствии промывки в процессе газопроявления на устье
герметизированной скважины с течением времени наблюдается увели-
чение давления. В кольцевом пространстве это обусловлено проник-
новением вверх по стволу скважины поступившего в нее газа. После
герметизации устья газ не расширяется при движении сквозь буровой
раствор и сохраняет свой объем v давление, действовавшее на него к
моменту закрытия скважины.
Для предупреждения разрушения обсадной колонны, устьевого обо-
рудования и предотвращения гидравлического разрыва пластов периоди-
чески снижают избыточное давление в кольцевом пространстве. Это поз-
133
волит задержать развитие газопроявления и не допустить открытого
выброса.
Снижение избыточного давления может осуществляться при полной
утере возможности промывки проявляющей скважины или в условиях
ее ограниченной промывки. Возможность промывки скважины может
быть утеряна в результате отключения энергии, выхода из строя буровых
насосов или элементов манифольда, запрессовки отверстий долота
осевшей породой, обвала стенок скважины. Ограничения промывки
скважины иногда вызваны недостат^рм располагаемого объема бурово-
го раствора, выполнением специальной программы наблюдений, техно-
логическим отстоем скважины и другими причинами.
Рассмотрим некоторые способы снижения давления на устье прояв-
ляющей скважины.
Способ ограничения давления на устье. При этом способе после гер-
метизации скважины допускается нарастание давления на устье до не-
которого принятого предельного значения давления. Давление на устье
увеличивается в результате всплывания газа без расширения, так как
снижения давления в это время еще не происходит. Одновременно с
ростом давления в кольцевом пространстве наблюдается повышение
давления в бурильных трубах и на забое. С момента увеличения забой-
ного давления выше пластового поступления флюида в скважину прек-
ращается.
Предельное давление выбирается с учетом прочности обсадной
колонны, давления гидроразрыва пластов или условий возникновения
поглощения бурового раствора. В общем случае предельное давление
не обязательно должно быть равным допустимому, хотя желательно его
значение выбирать больше, чтобы увеличить время на восстановление
промывки.
После достижения в кольцевом пространстве предельного давления
P|jm следует периодически его снижать, выпуская жидкость дискретно,
порциями, пока не подошел газ. Величина снижения давления зависит
от темпа его нарастания, однако не должна превышать 1,0 МПа. Насту-
пает второй период процесса — период постоянного предельного давле-
ния. Давление в бурильных трубах и на забое в этот период снижается
в результате выпуска жидкости и уменьшения гидростатического дав-
ления.
Режим снижения давления при постоянном предельном значении
РНт поддерживается до начала выхода газа. С момента появления газа
на поверхности начинается третий период процесса, и дальнейшее регу-
лирование давления на устье может осуществляться двумя путями.
Если подкачать буровой раствор невозможно, а давление увеличивается,
то приходится выпускать газ для стаблизиации его на уровне предельно-
го значения р^. . Давление в бурильных трубах и на забое при этом так-
же снижается. НГосле стабилизации давления на уровне p|jm выпуск газа
134
Рис. 41. Графики изменения давления на устье скважины, забое и в бурильных
трубах при снижении давления способом ограничения его на устье
прекращают и скважину оставляю7' в покое до появления возможности
ее промывки.
Если имеется возможность подкачки бурового раствора в скважи-
ну, то выпуск газа производят с одновременной подкачкой так, чтобы
давление на устье оставалось на уровне р(. до окончания запаса раство-
ра или. полного удаления газа.
Контроль давления на забое скважины в течение всего процесса осу-
ществляется по давлению в бурильных трубах в соответствии с зависи-
мостью
рзаб = рбт + POLC. (5.58)
Рассмотренный способ снижения давления проиллюстрирован кри-
выми (рис. 41), участки которых характеризуют определенные периоды
процесса.
Участок а — б представляет собой период всплывания газа без рас-
ширения. Давление на устье, забое и в бурильных трубах возрастает. На
участке б — в устанавливается принятое значение предельного давле-
ния и начинается выпуск жидкости. После точки в выпускают газ с
целью поддержания предельного давления в колонне, не допуская разви-
тия выброса до появления возможности промывки скважины. Этот
участок представлен пунктирными пиниями.
Скорость всплывания газа можно определить по формуле [33]
(5.59)
где Др — изменение давления на устье скважины за время Г; р —
плотность бурового раствора.
135
По скорости всплывания газа можно оценить общее время подъема
его до устья скважины, что важно знать при производстве работ по
восстановлению возможности циркуляции бурового раствора.
Способ постоянного давления на забое. При осуществлении этого
способа выбирается требуемое значение забойного давления, при кото-
ром предполагается снизить давление. Значение забойного давления
может быть выбрано в соответствии с действующими нормами запаса
противодавления на вскрытые пласты или выше, если это необходимо.
Процесс начинается с того, что в герметизированной скважине
допускается увеличение давления на забое до выбранного значения.
Момент установления на забое выбранного значения давления контро-
лируется по давлению в бурильных трубах и определяется следующим
образом:
Рбт = Р3 ~ PgLe (5.60)
В процессе снижения избыточного давления забойное давление
подвержено колебаниям. Для предотвращения падения давления на
забое ниже выбранного значения р6т целесообразно повысить на ве-
личину предполагаемого размаха колебаний давления, примерно на
1,0 МПа. Полученная таким образом величина давления в бурильных
трубах представляет собой предельное значение давления процесса
и в дальнейшем поддерживается постоянной. При нарастании давления
в бурильных трубах до этого значения его снижают на 0,5 — 1,0 МПа,
выпуская определенную порцию жидкости в кольцевое пространство.
Давление на забое скважины, после того как установилось желаемое
значение, также сохраняется постоянным с учетом, разумеется, колеба-
ний, вызываемых периодическим выпуском жидкости на устье. Пос-
тоянство забойного давления обеспечивается неизменной величиной
давления в бурильных трубах.
В процессе снижения избыточного давления по данному способу
давления на устье скважины в кольцевом пространстве увеличивается
до некоторого максимума, отмечаемого в момент начала выхода газа.
Максимальная величина давления на устье равна
p9Lc~p3 . / P9LC~ р3 ’
Ртах ~ п + V < ) +
+ pg -/Л-р6т,и. (5.61)
где рз — выбранное значение забойного давления; pgT — давление на
устье в момент герметизации.
С момента подхода газа к устью, как и в предыдущем способе,
возможны два пути дальнейшего проведения процесса.
При отсутствии какой-либо возможности подачи бурового раствора
136
Рис. 42. График изменения предельного давления в кольцевом пространстве
при его снижении способом поддержания постоянного давления на забое
в скважину регулирование давления аналогично способу с ограниче-
нием давления на устье. При этом следует поддерживать заданное давле-
ние на забое, предупреждая развитие газопроявления.
Если имеется возможность подкачки, то избыточное давление сни-
жают с одновременной подачей бурового раствора в бурильные трубы,
чтобы предотвратить снижение забойного давления. Давление в буриль-
ных трубах в результате подкачки должно восстанавливаться до прежне-
го уровня. Давление с подкачкой снижают только до конца выпуска
газа или другого момента, установленного планом мероприятия.
На рис. 42 показано изменение предельного давления в колонне
при снижении избыточного давления способом поддержания постоянно-
го давления на забое.
Участок а — б представляет собой период всплывания газа без
снижения давления. Давление на забое при этом возрастает до рассчи-
танного значения. На участке б — е давление уменьшают, периодически
выпуская порциями жидкость. Давление на устье в это время повышает-
ся (что сохраняет постоянным забсйное давление), а в бурильных тру-
бах должно оставаться постоянным. Пунктирная линия показывает
необходимый уровень предельного давления, при котором промывка
невозможна. Участок в — г характеризует изменение давления в колонне
при периодическом снижении избыточного давления с подкачкой
бурового раствора.
Периодическое снижение излишне нарастающего давления на устье
скважин может использоваться в процессах глушения газопроявлений
в совокупности с другими известными методами.
МЕТОД ОЖИДАНИЯ И УМЕНЬШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Смешивание газа с буровым раствором, предусматриваемое мето-
дом диспергирования, позволяет в значительной мере облегчить условия
глушения проявлений. Однако для осуществления этого метода в колон-
137
не бурильных труб должен быть установлен специальный переводник со
скользящей муфтой и выполнены дополнительные операции для приве-
дения специального переводника в рабочее состояние.
Распределение газа в буровом растворе, как было установлено ранее,
может происходить и самопроизвольно в результате его всплывания или
просачивания при отсутствии циркуляции. Такой самопроизвольный
процесс можно использовать для облегчения условий глушения проявле-
ний. С этой целью при глушении перед удалением флюида необходимо
предусмотреть некоторый период ожидания, в течение которого газ
будет подниматься по кольцевому пространству, перемешиваясь с раст-
вором. Во избежание быстрого увеличения давления в скважине в этот
период периодически его уменьшают.
По совокупности основных отличительных особенностей назовем
предлагаемый здесь метод методом ожидания и уменьшения давления.
По окончании периода ожидания удаление флюида и все дальнейшие
операции по глушению в этом случае производятся согласно методу
постоянного давления в бурильных трубах.
Уменьшение давления на устье скважины при глушении вследствие
перемешивания газа с раствором следует из уравнения баланса давления
в бурильных трубах и кольцевом пространстве
А’н+^с+Ртр.б = «V £сф> + Рср^сф +
+ Ртр.к + Pv- (5'62)
где рн — давление на насосах; ^тр.б — потери на трение в бурильных
трубах; Ртр к — потери на трение в кольцевом пространстве; £сф —
высота столба смеси раствора и флюида; р£. — средняя плотность
смеси раствора и флюида по высоте.
Полагая, что рур = Ртр 6 + Ртр к, из выражения (5.62) находим
р = р — р + L ,рд— L о Q- (5.63)
*у 'тр сфк w сф'ср1’
Из формулы (5.63) видно, что с увеличением рср, т.е. с увеличением
доли жидкости в единице объема смеси, давление на устье снижается и
р ->р . при р ~>р.
у min ср
Снижение давления на устье скважины равно давлению бурового
раствора, содержащегося в столбе смеси £Сф- По мере подъема смеси по
стволу скважины величина произведения £рф рср д = const. Объяс-
няется это тем, что с уменьшением давления высота столба смеси £сф
увеличивается в несколько раз. Однако в такое же число раз уменьшает-
ся при этом плотность смеси рср. В результате давление столба смеси,
как и следовало ожидать, остается постоянным. Период ожидания сле-
дует начинать с увеличения давления в скважине без снижения за счет
138
всплывающего газа до значения, препятствующего дальнейшему притоку
флюида в скважину, т.е., чтобы забойное давление в результате этого
стало выше пластового на некоторую величину Др. При этом будет
выполняться условие
р' = р + Др,
'ки гки
(5.64)
где р'ки — давление на устье скважины в конце периода нарастания дав-
ления; Рки — начальное давление на устье скважины после герметиза-
ции.
Верхняя граница газа поднимется к этому моменту до глубины
О д L + р — р
г* 1 нки мки
L = ------------------
' - Р9
(5.65)
где L ( — глубина верхней границы газа при начальном давлении на
устье.
Значение приращения давление Др должно выбираться таким,
чтобы при снижении оставалось не менее 1,0 МПа превышения давления
над первоначальным рки. Исходя из этого условия, ориентировочно вели-
чина Др может быть рекомендована в пределах 1,0—1,5 МПа.
После достижения величины ,с/ продолжение периода ожидания
связано уже с необходимостью периодического снижения излишне
нарастающего давления, так как согласно условиям глушения установ-
ленное забойное давление не должно меняться до конца глушения. Дав-
ление перед каждым снижением не должно увеличиваться более чем на
1,0 МПа. Сохранение постоянным забойного давления, как известно,
контролируется по давлению в бурильных трубах. При этом соблюдается
условие
Рбт = const. (5.66)
В процессе снижения давления целесообразно подкачивать буровой
раствор в бурильные трубы, объем которого при каждом уменьшении
равен объему вышедшего из кольцевого пространства раствора. В общем
случае этот объем определяется требованиями условия (5. 66).
По мере подъема в кольцевом пространстве поступивший газ все
более дробится на отдельные включения и распределяется в значитель-
ном объеме бурового раствора. Для определения положения верхней
границы газа в этот период с течением времени найдем скорость его
всплывания в данных конкретных условиях, используя информацию
о нарастании давления до уменьшения в герметизированной скважине
[33]:
139
и= Рки ~ Рки (5.67)
pat
где t — время нарастания давления до величины Рки до Рки-
Тогда высота подъема газа (его верхней границы) от забоя в любой
момент времени будет
L . = ut.. (5.68)
/ /
Достаточная высота подъема газа должна определяться с учетом
характеристик кольцевого пространства, свойств бурового раствора
и др. В глубоких скважинах, по-видимому, подъем газа на 300 — 400 м
от исходного положения уже может привести к удовлетворительным
результатам.
При постоянном давлении в бурильных трубах в процессе снижения
с подкачкой раствора давление на устье скважины в кольцевом прост-
ранстве будет несколько повышаться, как это показано в работе [33].
Чтобы избежать прихвата бурильные трубы необходимо периодичес-
ки расхаживать на длину 1 трубы с последующим вращением. Периодич-
ность определяется местными действующими нормами. Однако остав-
лять инструмент без движения свыше 10 мин не рекомендуется.
После окончания периода ожидания приступают к удалению газа,
смешанного с раствором, на поверхность обычным методом (постоян-
ного давления в бурильных трубах).
Рабочая карта глушения скважины по методу ожидания
и уменьшения давления (предварительная информация)
Диаметр скважины, мм........................................
Диаметр обсадной колонны, мм................................
Глубина скважины, м.........................................
Глубина спуска колонны, м...................................
Вместимость 1 м бурильной колонны, л........................
Давление в нагнетательной линии насосов при бурении р , МПа, . . .
Число двойных ходов в 1 мин.................................
Давление последней опрессовки колонны, МПа..................
Давление гидроразрыва под башмаком колонны, МПа.............
Допустимое давление в колонне, МПа:
80 % давления последней опрессовки.......................
из условий гидроразрыва пласта...........................
1. При обнаружении выброса немедленно остановить насосы и зак-
рыть скважину. В случае роста давления в колонне до допустимых
величин осуществлять промывку с максимально допустимым давле-
нием, используя метод ограничения давления перед штуцером.
После стабилизации давлений (наблюдать не более 10 мин) записать:
140
Давление в бурильных трубах pgT , МПа....................
Давление в обсадной колонне Рки‘. мПа....................
Объем выброса V , м ...........................j.........
Плотность бурового раствора в бурильных трубах р)( г/см .
2. Подождать, пока давление в кольцевом пространстве не подни-
мется выше зафиксированной величины дки на 1,0 — 1,5 МПа.
3. Записать:
Новое значение избыточного давления в обсадной колонне Рки>
МПа....................................................•
Новое значение избыточного давления в бурильных трубах р, ,
МПа......................................,..............
Время нарастания давления от значения до р , мин.........
4. Определить скорость всплывания газа
f
р — р
ки ки
U = --------------
Р{9'
5. Определить достаточный период ожидания, исходя из требуемой
высоты подъема газа над забоем:
t = L . /и.
о /
6. Производить периодически снижение давления из кольцевого
пространства с подкачкой бурового раствора в бурильные трубы при
нарастании давления на 1,0 — 1,5 МПа выше принятого значения рки,
но так, чтобы давление в бурильных трубах оставалось постоянным,
т.е. не опускалось ниже значения С целью предупреждения прих-
вата бурильные трубы необходимо периодически расхаживать на длину
одной трубы.
7. По истечении периода ожидания после последнего снижения дав-
ления открыть отводы превентора через штуцер в желоба, на дегазатор
или сепаратор. Одновременно включить буровой насос, плавно доведя
его подачу до выбранного значения. С выходом насоса на рабочий режим
отрегулировать открытие дросселя так, чтобы давление в бурильных
трубах оставалось равным установившемуся после последнего снижения.
Записать:
Давление циркуляции рн, МПа.................... .........
Число двойных ходов в Т мин..............................
8. Вести циркуляцию, поддерживая постоянную подачу насосов
и постоянное давление в бурильных трубах, равное установленному
по п. 7, до окончания удаления пластового флюида из скважины.
9. После удаления пластового флюида остановить насосы и закрыть
скважину. Избыточные давления з бурильной и обсадной колоннах
141
должны быть равны. В противном случае промывку следует продолжать.
Записать значения избыточных давлений:
в бурильных трубах и, МПа...............................
в обсадной колонне Рки- МПа.............................
10. Определить требуемую для глушения скважины плотность
бурового раствора
р2 =р, + Др + 103
рбт.и
9Lc
Утяжелить буровой раствор в объеме 1,2 — 1,5 объемов скважины.
(Рекомендуется начать утяжеление совместно с выполнением п. 2).
11. Открыть отводы превентора через штуцер в желобную систему.
Одновременно включить буровой насос, плавно доведя его подачу до
выбранного значения, и отрегулировать давление в обсадной колонне
так, чтобы оно превышало его значение до начала циркуляции на
1 МПа.
Записать:
Давление в бурильных трубах, МПа . .................
Число двойных ходов в 1 мин............................
12. Вести закачку утяжеленного бурового раствора при постоянном
давлении в кольцевом пространстве, равном установившемуся при вос-
становлении циркуляции (р”и + 1,0 МПа), до тех пор, пока бурильная
колонна не будет заполнена этим раствором.
Записать:
Давление в бурильных трубах, когда утяжеленный раствор подой-
дет к долоту
Рк, МПа.............................................
13. С момента заполнения бурильной колонны утяжеленным буро-
вым раствором перейти на поддержание постоянного давления в буриль-
ных трубах, равного р*. Давление в обсадной колонне при этом посте-
пенно уменьшается, так как по мере подъема утяжеленного раствора
дроссель необходимо приоткрыть, чтобы сохранить постоянным давле-
ние в бурильных трубах.
14. После выхода из скважины утяжеленного раствора уменьшить
давление перед штуцером, остановить насосы и проверить наличие прито-
ка из скважины. Если приток отсутствует, то скважина заглушена,
а если имеется приток, то следует закрыть скважину и проверить наличие
избыточного давления. При отсутствии давления надо промыть скважину
до окончательного удаления газа. Если есть давление, то необходимо
утяжелить раствор и повторить операцию глушения.
142
МЕТОД УТЯЖЕЛЕНИЯ И УМЕНЬШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Если утяжеление бурового раствора в запасных емкостях произво-
дится интенсивно и применяются высокопроизводительные агрегаты,
то этот процесс может быть завершен уже к концу периода ожидания,
связанного, как мы видели, с необходимостью уменьшения лишнего
давления. В таком случае при удалении пластового флюида можно зака-
чать в бурильные трубы утяжеленный буровой раствор и глушить сква-
жину после периода ожидания по методу "ожидания и утяжеления".
Последовательное сочетание названных характерных фаз глушения
в едином процессе приводит, таким образом, к возникновению нового
метода, который можно назвать методом утяжеления и уменьшения
давления, следуя установившейся традиции. Период ожидания осуществ-
ляется в соответствии с правилами, приведенными в предыдущем пара-
графе при описании метода ожидания и уменьшения давления. Порядок
и методика снижения излишнего давления при этом остаются точно
таким же. Методика удаления флюида при использовании способа "ожи-
дания и утяжеления" описана ранее. Порядок регулирования давления
в скважине остается прежним, не требуя никакого преобразования.
В связи с этим рабочая карта рассматриваемого здесь метода глуше-
ния представляет собой сочетание известных частей карт, разработанных
для метода ожидания и уменьшения давления (начальная часть) и мето-
да ожидания и утяжеления (заключительная часть). Формирование такой
карты для практических целей при наличии указанной информации
не представляет затруднений. В качестве примера может служить форми-
рование карты для метода ожидания и уменьшения давления в предыду-
щем параграфе.
ГЛУШЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ НАХОЖДЕНИИ ДОЛОТА
НЕ НА ЗАБОЕ
Борьба с проявлениями, обнаруженными в процессе проведения спуско-
подъемных операций или других ргбот, когда долото не находится на
забое, в значительной мере осложняется. В этих условиях не могут быть
механически применены ранее рассмотренные методы, предназначенные
для глушения проявлений, возникших в процессе бурения.
Своеобразные особенности появляются, начиная с определения ха-
рактеристик проявления. Поскольку флюид, поступивший в скважину,
в первое время находится ниже колонны бурильных труб, то избыточ-
ные давления в кольцевом пространстве и в бурильных трубах равны.
В связи с этим возникают затруднения с установлением вида флюида
и пластового давления.
Л. Престон Моор [45] предлагает упрощенное решение этого вопро-
са, полагая, что проявления при спуско-подъемных операциях обязаны
143
своим происхождением явлению "свабирования", когда перепад давле-
ния на забое незначителен. Вследствие этого можно считать пластовое
давление приближенно равным гидростатическому давлению столба
бурового раствора. Тогда, составив уравнение баланса давлений в закры-
той во время проявления скважины, будем иметь
^пл = Ч1 + Ри+ (5-69)
Приравнивая
Рпл=Р1^Дс' (5-70>
из выражения (5.69) получим
Р* =Р, - (Р J- (5.71)
ф 1 и ф
где — плотность бурового раствора в скважине; р^ — избыточное
давление на устье; / — высота столба флюида на забое.
Определив таким способом плотность поступившего флюида, можно
установить и его вид. Высота столба флюида определяется обычным
способом
/ = V/F, (5.72)
ф и
где F — площадь поперечного сечения скважины.
Если долото находится выше забоя, то для контроля скважины мо-
гут применяться независимо или последовательно следующие специаль-
ные мероприятия:
спуск бурильной колонны к забою принудительный или под давле-
нием при герметизированном устье;
задавливание пластового флюида, поступившего в скважину, обрат-
но в пласт;
контроль устьевого давления в течение требуемого периода време-
ни без циркуляции бурового раствора;
увеличение плотности бурового раствора и замещение находящегося
в скважине раствора утяжеленным при некоторой определенной глубине
спуска бурильных труб.
Спуск колонны бурильных труб. Если в бурильной колонне отсутст-
вует обратный клапан, то одной из первых операций после обнаружения
проявления должна быть его установка. Трубы спускаются через закры-
тые превенторы обычным способом, когда вес колонны оказывается
достаточным для преодоления противодействующих сил давления. Если
же вес колонны недостаточен, применяется принудительный спуск
бурильных труб в скважину с помощью специальных приспособлений.
Спускать бурильные трубы в скважину можно с использованием
только кольцевого превентора, комбинации кольцевого и плашечного
144
превентора или двух плашечных превенторов. Для уменьшения износа
пакерующих элементов превенторов при спуске бурильных труб жела-
тельно иметь небольшой пропуск бурового раствора в зазоре между тру-
бой и этими элементами. Комбинация кольцевого и плашечного превен-
торов в зарубежной практике применяется для продления срока работы
элементов кольцевого превентора путем поочередного открытия превен-
торов для пропуска замкового соединения. При установке двух плашеч-
ных превенторов пропуск замково'о соединения осуществляется точно
так же посредством их поочередного открытия.
Для предотвращения чрезмерного увеличения забойного давления и
возникновения поглощения одновременно со спуском бурильных труб
необходимо выпустить из скважины и тщательно измерить объем раст-
вора.
Флюид, поступивший в скважину, может быть газом. Тогда в про-
цессе спуска бурильных труб возможны два случая: когда газ мигри-
рует вверх по стволу скважины и когда миграция отсутствует.
В случае, если миграции газа не происходит, то при снижении объема
бурового раствора, до объема, равного объему спускаемых труб, давле-
ние на устье и забойное остаются постоянными. При этом устьевое дав-
ление не меняется до момента подхода долота к верхней границе газа.
С момента входа бурильной колонны в газовую пачку общая высота
ее будет увеличиваться за счет вытеснения части газа в кольцевое прост-
ранство. Но в связи с тем, что плотность газа невелика, давление на устье
скважины начинает возрастать, хотя уменьшение объема раствора будет
равно объему спускаемых труб. Забойное давление продолжает оставать-
ся неизменным. Таким образом, повышение давления на устье при
равенстве сниженного объема раствора объему труб — признак вхожде-
ния бурильной колонны в интервал газа.
Максимальное значение повышения давления на устье в момент дос-
тижения долотом забоя можно определить по формуле
I/ '
Др= —рд. (5.73)
где V — объем части бурильной колонны в интервале первоначальной
высоты газа; F — площадь поперечного сечения кольцевого пространст-
ва в интервале расположения вытесненного газа.
Если существует миграция газа по стволу скважины, то давление в
кольцевом пространстве, несмотря на равенство объемов, будет постоян-
но повышаться еще до вхождения бурильной колонны в газовую пачку.
В связи с этим в процессе спуска труб необходимо постоянно корректи-
ровать давление на устье, удаляя дополнительное (по сравнению с объе-
мом спущенных бурильных труб) количество буроеюго раствора так,
чтобы газ при всплывании имел возможность несколько расширяться
и не вызывать чрезмерного повышения давления на забое. Обычно при
145
10-6366
этом устанавливается ограничение устьевого давления, значение которо-
го уже не подлежит превышению. Забойное давление в связи с удале-
нием дополнительного объема бурового раствора несколько снижается.
Очень важно вести процесс так, чтобы давление на забое находилось
в пределах, исключающих возобновление проявления, с одной стороны,
и поглощение раствора — с другой. При установлении предела повыше-
ния давления на устье обычно исходят из условий предотвращения гид-
равлического разрыва пласта под башмаком колонны
р = р — pgL. (5.74)
Him 'гр ™
Высота миграции газа к моменту появления на устье лимитированного
значения давления составит
plim ри
/ = ----------------
Ра
(5.75)
Снижение давления на забое вследствие удаления дополнительного
объема бурового раствора равно
S v - v
-Ьр =-------------— рд, <5.76)
где S1/— общий объем удаленного раствора; Убт — объем спущенных
бурильных труб.
Задавливание поступившего газа обратно в пласт. Главной альтер-
нативой применения этого метода является высокое содержание в плас-
товом газе примесей сероводорода. При этом необходимо стремиться
сократить срок начала мероприятия, чтобы миграция и растворение
сероводорода были минимальны. Задавливание газа, кроме того, жела-
тельно производить без гидроразрыва пластов в открытой части разреза,
в связи с чем давление на устье не должно превышать установленное
доустимое значение.
При задавливании газа поступают следующим образом.
1. Медленно нагнетают буровой раствор в кольцевое пространство,
пока давление не приблизится к допустимому значению или пласт не
начнет принимать газ при более низком давлении.
2. Если давление в кольцевом пространстве приближается к допусти-
мому значению, следует прекратить нагнетание бурового раствора и
установить наблюдение за скважиной. Поступление газа обратно в пласт
будет сопровождаться снижением давления в кольцевом пространстве.
3. Измерить объем бурового раствора, закачанного в скважину.
4. После стабилизации давления в кольцевом пространстве повто-
рить операцию нагнетания бурового раствора в скважину.
5. Операцию нагнетания бурового раствора повторять, пока объем
закачанного в скважину раствора не станет равным объему проявления,
т.е. избыточному объему раствора в приемных емкостях.
146
Контроль устьевого давления без циркуляции бурового раствора.
Применяется обычно не как основное мероприятие, а как временная
мера для получения определенного разреза времени при подготовке
операций по окончательному глушению скважины. Контроль давления
в этом случае представляет собой вариант снижения избыточного давле-
ния при газопроявлениях и осуществляется в полном соответствии с ме-
тодикой, изложенной в предыдущем параграфе. Большое внимание при
таком контроле уделяется тому, чтобы устьевое давление в течение дли-
тельного времени находилось в заданных пределах. Для оценки распола-
гаемого времени надежного контроля скважины, за которое принимает-
ся время подъема газа до устья, представляет интерес скорость мигра-
ции газа в скважине. Значение этой скорости определяется по формуле
[33]
tl f
где ри' и р" ~ значения избыточного давления на устье, измеренные
через промежуток времени t.
Замена бурового раствора в скважине утяжеленным при некоторой
глубине спуска бурильных труб. Применяется чаще всего для создания
временного превышения пластового давления с целью облегчения завер-
шающих работ по глушению проявления. Плотность бурового раствора,
подаваемого в скважину, может быть при этом весьма высокой, однако
по мере возможности ее следует снижать до нормального значения.
При замене бурового раствора в Скважине на утяжеленный следует
соблюдать осторожность, чтобы не вызвать гидроразрыв пласта и под-
земный выброс (т.е. переток) газа.
Плотность бурового раствора, необходимая для уравновешивания
пластового давления, если долото находится выше забоя, определяется
следующим образом :
Ри
р = р + --------, (5.78)
2 1 9/-бт
где £бт — глубина спуска бурильных труб.
Для обеспечения большей безопасности ведения работ плотность
бурового раствора по сравнению с необходимой для уравновешивания
пластового давления может быть увеличена. Обычно в зарубежной
практике такое повышение эквивалентно дополнительному давлению
0,7 - 1,0 МПа.
При отсутствии миграции газа операция замены бурового раствора
в скважине утяжеленным не представляет сложности, Необходимо при-
держиваться следующих правил.
147
1. После утяжеления начинают нагнетание бурового раствора в
скважину, поддерживая первоначальное избыточное давление в кольце-
вом пространстве ри- '
2. Давление в кольцевом пространстве должно оставаться неизмен-
ным и равным установившемуся начальному р и при постоянной вели-
чине раскрытия штуцера и скорости циркуляции, пока утяжеленный бу-
ровой раствор не подойдет к долоту.
3. С выходом утяжеленного бурового раствора в кольцевое прост-
ранство раскрытие штуцера и скорость циркуляции не меняются, но
давление на устье снижается до нуля к моменту подъема нового раствора
на поверхность. Давление на устье может снизиться до нуля и ранее в
зависимости от величины установленного превышения пластового дав-
ления.
Если наблюдается всплывание газа в интервале выше долота, то при
заполнении бурильной колонны утяжеленным буровым раствором дав-
ление в кольцевом пространстве во время промывки через штуцер с
постоянным раскрытием будет повышаться. В этом случае операция
замены раствора в скважине на утяжеленный осложняется, так как
всплывающему газу необходимо дать возможность расшириться, под-
держивая, однако, забойное давление постоянным. Циркуляция
продолжается при постоянном давлении в кольцевом пространстве,
регулирование которого осуществляется изменением раскрытия шту-
цера.
УСТАНОВКА БАРИТОВЫХ ПРОБОК
В зарубежной практике на протяжении многих лет при борьбе с про-
явлениями широко применяется установка баритовых пробок. Барито-
вые пробки — высокоэффективное средство в тех случаях, когда прояв-
ление сопровождается поглощениями бурового раствора или возникают
еще какие-либо ограничения при глушении скважины. Такие пробки
позволяют надежно изолировать проявляющий пласт до создания усло-
вий для полной ликвидации возникшего проявления.
Существует мнение [39], что баритовая пробка может остановить
поток флюида, образуя в скважине прочный и плотный осадок, и при
этом нет необходимости в гидростатическом задавливании пласта.
В ряде случаев эта точка зрения подтверждалась промысловым опытом—
проявление из пласта прекращалось после закачки в скважину неболь-
ших баритовых пробок. Однако в других случаях скважины продолжа-
ли проявлять, до тех пор пока в них не закачивали мощные пробки.
Р. Даусон в результате специальных исследований пришел к выводу,
что основой действия баритовых пробок должен быть гидростатический
эффект. Прочность образующегося осадка — уже второстепенный
фактор.
148
Это мнение основано прежде всего на экспериментальных данных,
показавших, что осаждение баритовой пробки в скважине происходит
медленно, со скоростью всего 0,3 — 0,9 м/ч. В связи с этим, если пласт
Гидростатически не задавлен, приток флюида в скважину будет продол-
жаться и при установленной пробке. Однако в условиях встречного пото-
ка флюида результат осаждения барита может быть различным, так как
образование компактного и прочного осадка уже будет затруднено.
Промысловый опыт показывает, что движущийся газ может оставить в
осаждающейся пробке сквозные каналы сообщения.
Высокая скорость осаждения барита нежелательна потому, что при
этом осложняется процесс приготозления и закачки смеси на поверх-
ности. Вследствие быстрого осаждения загрязняется поверхностное
оборудование и теряется много барита. Для облегчения процесса приго-
товления, перемешивания и закачки баритовых пробок к смеси барита
с водой добавляют бентонит или полимеры, а также дефлокулянты.
В результате такой обработки барит поддерживается длительное время
во взвешенном состоянии. В зависимости от рецептуры химической
обработки приготовляемой смеси получают баритовые пробки с медлен-
но осаждающимся баритом и с неосаждающимся баритом. Плотность
получаемых смесей достигает 2,515 кг/м3. В качестве дефлокулянта
рекомендуется применять лигносульфонат. Он эффективен в морской
воде, допускает загрязнение дисперсионной среды и выдерживает высо-
кие температуры. Смесь, обработанная лигносульфонатом, имеет, кроме
того, низкую водоотдачу.
К. Стьюарт [46] описывает установку в одной из скважин Техаса
баритовой пробки, затворенной на дизельном топливе. Выбор дизельно-
го топлива в качестве жидкости — носителя объясняется стремлением
предотвратить загрязнение применявшегося при бурении бурового
раствора на углеводородной основе.
Газопроявление в скважине обнаружено было на глубине 4107 м.
Увеличение плотности раствора до 2,14 г/см3 не привело к ликвидации
проявления, но вызывало поглощение у башмака обсадной колонны.
В создавшейся ситуации установка баритовой пробки являлась наиболее
эффективной мерой по выводу скважины из двойного осложнения.
В данном случае в противоположность ранее изложенному мнению
[39] придавалось большое значение процессам осаждения и уплотнения
барита при ликвидации газопроявления. В связи с этим дизельное топли-
во по своим реологическим свойствам также удовлетворяло предъявляе-
мым требованиям.
В результате предварительных испытаний лучшие результаты по
скорости оседания и плотности осевшей пробки показала смесь из 80 %
барита и 20 % итабирита. Плотность раствора утяжелителя при этом
составляла 2,4 г/см3.
Сообщается также, что в процессе установки баритовой пробки
149
перед смесью утяжелителя с дизельным топливом и после нее закачали
по 0,5 мэ буферной жидкости. Необходимость применения буферной
жидкости определяется совместимостью бурового раствора и закачивае-
мой смеси утяжелителя с жидкостью-носителем.
ГЛАВА 6
ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫХ ПРОГРАММ
СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
В мировой практике борьбы с выбросами и проявлениями при
бурении глубоких скважин применяется ряд специальных противовыб-
росовых мероприятий. К ним относятся мероприятия по выявлению
зон АВПД, раннему обнаружению притока пластовых флюидов в сква-
жину, ликвидации флюидопроявлений, контрольно-проверочные и орга-
низационно-технические.
Выявление зон АВПД по данным, получаемым в процессе бурения,
основано на определении следующих показателей: механической ско-
рости бурения, d-экспоненты, веса на крюке, вращающего момента
ротора, количества и формы частиц глинистого шлама на вибросите,
плотности глинистого шлама на поверхности, электросопротивления
частиц глинистого шлама на поверхности, температуры выходящего
бурового раствора, содержания хлоридов в фильтрате бурового раство-
ра, содержания газа в буровом растворе.
Следует отметить, что механическая скорость бурения может слу-
жить индикатором АВПД при длительном ее увеличении. Быстрое и
резкое увеличение механической скорости в кратное число раз на корот-
ком интервале бурения [45] следует всегда рассматривать как сигнал
возможного проявления в результате вскрытия высоконапорного плас-
та или пропластка. Кроме того, превышение содержания газа в буровом
растворе больше количества, поступающего из выбуренной породы,
также наряду с указанием на АВПД — признак начала проявления.
Раннее обнаружение притока флюидов в скважину определяют,
измеряя уровень бурового раствора в приемных емкостях, расход буро-
вого раствора на выходе из скважины или разность расходов на входе
в скважину и на выходе из нее, давление на манометре стояка, объем
доливаемого бурового раствора при подъеме инструмента. Провероч-
но-предупредительные мероприятия включают измерение параметров
бурового раствора, контрольный подъем инструмента, проверку на
приток, регулирование скоростей бурения, спуско-подъемных операций
и циркуляции.
150
Контроль параметров бурового раствора необходим для обнаруже-
ния малоинтенсивных притоков пластовой воды. При наличии такого
притока может наблюдаться снижение плотности раствора, его коагу-
ляция. Для обнаружения явления свабирования производят контроль-
ный подъем инструмента с обычной скоростью. Заключается контроль-
ный подъем в том, что поднимается с забоя 5—10 свечей, производится
их обратный спуск и промывка до выхода забойной пачки. Отсутствие
газа или другого флюида в забойной пачке говорит о том, что они не
поступают в скважину во время подъема инструмента в результате сни-
жения гидродинамического давления. Наоборот, присутствие флюидов
в забойной пачке раствора — указание на приток их в этот период и на
необходимость снижения скорости подъема.
Проверка на приток представляет собой наблюдение за устьем сква-
жины при бурении с целью обнаружения перелива бурового раствора,
для чего останавливают насосы или периодически поднимают инструмент
через определенное число свечей. Продолжительность наблюдения колеб-
лется от 5 до 30 мин. Этот способ применяется в тех случаях, когда на
буровой отсутствуют необходимые технические средства контроля
проявлений.
Механическая скорость бурения при прохождении газосодержащих
интервалов обычно ограничивается определенным значением для сниже-
ния содержания газа в буровом растворе. Однако главная цель ограни-
чения механической скорости в мощных глинистых комплексах —
снизить загрязненность ствола скважины легко выбуриваемых шламом.
Уменьшение газосодержания бурового раствора может быть достигнуто
при ограниченном его поступлении, например из выбуренной породы
или из малопроницаемых пластов, также посредством повышения ско-
рости циркуляции [32].
К организационно-техническим мероприятиям относятся выбор
надлежащего противовыбросового оборудования, составление схемы
обвязки превенторов, способ ликвидации возникшего проявления,
проверка превенторов, инструктажи о мерах безопасности, обучение
работников совершенным методам предупреждения и ликвидации
проявлений.
ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА КОМПЛЕКСОВ СПЕЦИАЛЬНЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫХ МЕРОПРИЯТИЙ
Эффективное прогнозирование и обнаружение проявлений обеспе-
чивается комплексом специальных технологических мероприятий, на-
дежных в данных конкретных условиях. Если каждый из существую-
щих методов прогнозирования проявлений является индикатором сос-
тояния неуравновешенности давлений на забое, то доказательством пра-
вильности его показаний может быть только подтверждение полученных
результатов другим методом.
151
Таким образом, определение аномально высоких давлений тре-
бует применения нескольких методов.
При выборе комплекса технологических мероприятий по прогнози-
рованию и контроле флюидопроявлений в качестве исходных положений
обычно служат следующие факторы.
1. Техническая оснащенность бурового предприятия специальной
аппаратурой.
2. Уровень технологии бурения на данном буровом предприя-
тии.
3. Особенности инженернотеологических условий бурения на данной
площади или в данном районе буровых работ.
4. Квалификация специальной подготовки обслуживающего персо-
нала.
Наличие и совершенство имеющихся» средств контроля дает возмож-
ность осуществления мероприятий с определенным диапазоном
поступающей информации. С увеличением числа контролируемых пока-
зателей растет объем получаемой информации, появляется возможность
дифференцированной оценки возникающей ситуации: прогнозирования,
раннего обнаружения, распознавания, классификации проявлений.
Выбор технических средств контроля в каждом случае определяется
в первую очередь их наличием, хотя существуют устройства и приборы
для определения всех известных показателей неуравновешенности дав-
ления на забое. Основными средствами выявления выбросоопасной си-
туации считаются уровнемеры и расходомеры. Их наличие на буровой
позволяет существенно повысить технических уровень наблюдений.
При этом, как было показано в гл. 3, уровнемеры эффективны для
выявления притоков газа, возникающих при перерывах циркуляции
бурового раствора, а расходомеры — для обнаружения, возникающих
во время бурения. Уровнемеры могут быть заменены градуированной
мерной рейкой. Точность показаний в этом случае особенно не страдает,
но для наблюдений отвлекается один из работников буровой вахты.
На эффективность прогнозирования и обнаружения проявлений
влияет уровень технологии бурения. Так, при чрезмерно высокой плот-
ности бурового раствора, когда забойное давление превышает пластовое
на 3,5 МПа, многие признаки АВПД подавляются [32] и объем инфор-
мации сокращается. Снижение перепада давления на забое повышает
опасность возникновения выброса. Однако каждый уровень опасности
выброса требует не только определения своего комплекса параметров
для контроля флюидопроявлений, но и определенного режима контроля.
С повышением опасности выброса следует применять более точные
средства контроля.
При турбинном способе бурения невозможно определить АВПД
по механической скорости бурения и (^-экспоненте вследствие отсутст-
вия сведений о частоте вращения долота и ее непостоянстве.
152
Есть сведения о влиянии химического состава бурового раствора на
эффективность некоторых показателей прогноза проявлений. Д.И. Уил-
ки и У.Ф. Бернард [28] сообщают, что для бурения скважин в море
Бофорта применялись растворы, обработанные хлористым кальцием
в концентрациях от 30 до 60 г/л. В результате неинформативными оказа-
лись показатель глинистости и электросопротивление шлама, так как
изменилось количество гидратируемой глины в составе выбуренных
частиц и их электропроводимость. Здесь же не удалось использовать в
качестве индикатора АВПД и температуру выходящего бурового раство-
ра из-за эффектов теплообмена в морских стояках с окружающей холод-
ной водой и работы системы охлаждения.
Инженернотеологические особенности проводки скважин обуслов-
ливают эффективное в данных конкретных условиях сочетание контро-
лирующих параметров, поскольку каждый из них показывает наилуч-
шие результаты в одних разрезах и может оказаться малоинформатив-
ным в других. Прогнозирование пластового давления по плотности
шлама становится ненадежным, если осадки до значительных глубин не
сцементированы. Тогда шлам более или менее набухает в буровом
растворе во время транспортировки с забоя к поверхности и характерис-
тики его искажаются существенным образом.
Методы механической скорости бурения и (/-экспоненты считаются
наиболее точными. Б. Дональд [42] на основании изучения порового
давления в районах СОА, Юго-Восточной Азии, Африки и Северного мо-
ря пришел к выводу, что точность результатов полученных при примене-
нии метода d-экспоненты такая же, как и при использовании геофизи-
ческих данных. Практически одинаковой оказалась точность определе-
ния порового давления по данным геофизических исследований и (/-экс-
поненте, выраженной в уравнении (2.5), на площадях Восточно-Кубанс-
кого прогиба. Вместе с тем следует отметить трудность применения
методов механической скорости и (/-экспоненты при частом чередова-
нии пластов глин и алевролитов малой мощности.
Применение метода (/-экспоненты в некоторых разрезах затруднено
вследствие слабого отклонения кривой в зоне АВПД. В ряде случаев
наблюдается просто стабилизация вычисляемых значений этого показа-
теля. Как в том, так и в другом случае интерпретация кривой имеет
в определенной степени приближенный характер.
Инженернотеологические условия влияют и на эффективность рабо-
ты устройств по обнаружению флюидопроявлений. Согласно исследова-
ниям, приведенным в гл. 3, уровнемеры обнаруживают сначала интен-
сивные проявления, так как в первом случае одно и то же количество
газа набирается в скважине за меньшее время. Расходомер для раннего
обнаружения слабых проявлений требует более высокой точности реак-
ции, чем при обнаружении интенсивных.
Уровень подготовки обслуживающего персонала характеризует
153
его способность расшифровывать и оценивать поступающую информа-
цию, а также управлять соответствующей аппаратурой. С увеличением
числа измеряемых параметров, усложнением применяемого оборудова-
ния и методических установок повышаются требования к уровню подго-
товки специалистов. Овладеть современными сложными методами
прогнозирования, предупреждения и ликвидации проявлений можно
только в результате специального обучения.
Зарубежные фирмы, например, считают, что бурение глубоких
скважин в условиях высоких пластовых давлений невозможно без
специального постоянного контроля за их состоянием и подготовки
обслуживающего персонала [38]. Более того, в качестве одной из глав-
ных мер по предупреждению и борьбе с выбросами рассматривается обу-
чение бурового персонала с отрывом от производства, что отнимает
меньше времени, чем получение опыта на практике, и обходится
дешевле, чем потери средств, нефти и газа в результате выбросов.
Таким образом, конкретный состав комплекса специальных техно-
логических мероприятий по прогнозированию и контролю проявлений
для определенной площади или района буровых работ может быть
составлен в результате анализа местных условий бурения скважин. При
этом определяются наиболее эффективные в данных условиях техноло-
гические мероприятия. В случае необходимости должны быть проведены
специальные исследования для выявления отмеченных особенностей.
РАЦИОНАЛЬНАЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РЕШЕНИЙ
ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ ПРОЯВЛЕНИЙ
Основа противовыбросовой программы — комплекс специальных
технологических мероприятий в специфических условиях работы на дан-
ной площади. Противовыбросовые программы могут иметь особенности
не только вследствие различия в составе мероприятий, но и в связи с
различиями целевого характера. При этом имеется в виду, на какой час-
ти проблемы — прогнозировании, обнаружении притока, предупреждении
или ликвидации проявления — составители считают нужным по той или
иной причине акцентировать внимание исполнителей. В каждом отдель-
ном случае составители выделяют наиболее важный комплекс мероприя-
тий, осуществление которых позволяет избежать возникновения выбро-
сов.
Разработанный комплекс представляют в виде специальных техноло-
гических карт, блок-схем, диаграмм. Такое оформление удобно для
практического пользования, поскольку при этом упрощается и облег-
чается восприятие заложенных в них последовательностей операций.
Это особенно важно в выбросоопасных условиях.
В табл. 6.1 приведена применявшаяся при бурении скважин в море
154
Таблица 6.1
Карта специальных противовыбросовых мероприятий при бурении скважин
в море Бофорта (по Д.И. Уилки и У.Ф. Бернарду)
Операция Уровень допустимого выброса
1 2 3
1. Проверка превенторов Общие меры безо Еженедельно пасности Еженедельно Каждую смену
Инструктаж о мерах При необходи- Каждую смену То же
безопасности Регулирование скорое- МОСТИ Скорость буре- Скорость буре- Скорость бурения ме-
ти бурения ния менее ния менее ние 9 м/ч
Определение скорости 30 м/ч Расчеты ведутся 18 м/ч для каждого ра иона на основе поршне-
спуска и подъема вого эффекта и пульсации давления
бурильных труб (в обсадной колонне и открытом стволе) Приготовление барито- Пилотное испыт ание, анализ one- Приготовить воду, под-
вой пробки раций; измерение химических готовить цементировоч-
Рабочий объем буро- добавок ?. Определение вы Обычный ipoca Уменьшенный ные агрегаты Минимальный
вого раствора в при- емных емкостях Контроль колебаний • • Усиленный Постоянный наблюда-
объема бурового растворе в приемных емкостях во время циркуляции Контроль при вре- Проверка на Проверка на тиль у емкостей Закрытие скважин
менном прекраще- нии бурения Долив бурового приток Обычные методь приток ।заполнения Наблюдатели контроля-
раствора в скважи- ствола; регистрация данных при руют подъем инструмен-
ну при подъеме инет- подъеме инструмента та и регистрируют дан-
ру мента Плотность бурового раствора Проверка каж- дый час Проверка каж- ные Проверка каждые 15 мин
3. Обычные Определение давЛ Контролиро- дые 30 мин ения Контролирова- Контролирование всех
вание стандарт- ных показате- лей* ние всех пока- зателей показателей
155
Продолжение табл. 6.1
Операция Уровень допустимого выброса
1 2 3
Установка газового Калибровать Калибровать Калибровать каж-
каротажа и дегазато- ежедневно; каждую смену ; дыеДч; включить
ры при необходи- мости вклю- чать дегазатор; вести контроль и сообщать об отклонениях включать дегаза- тор для провер- ки чувствитель- ности; ограни- чить максимум установок дегазатор; ограни- чить максимум уста- новок
Геофизические иссле- У башмака ко- Примерно через Примерно каждые
дования с помощью приборов, спускав* мых на тросе лонны 4. Другие изм каждые 760 м или при необхо- димости подтвер- ждения повышен- ных давлений ерения 300 м
При спуско-подъем- „ I Проверка циркуляции после пер- Рассмотрение целесо-
ных операциях Подъем инструмента на несколько све- чей ** вых пяти свечей башмака обсади ред вводом УБ1 совое устройств В зависимости от условий в стволе при достижении ой колонны и пе- в противовыбро- 0 образности увеличе- ния плотности бурово- го раствора перед спуско-подъемными операциями; провер- ка-циркуляции через каждые пять свечей, при достижении баш- мака обсадной колон- ны и перед вводом УБТ в противовыб- росовое устройство Подъем пяти свечей и промывка забоя перед подъемом колонны из скважи- ны
* Содержание газа в буровом растворе, скорость проходки, d-экспонента.
Контрольный подъем инструмента.
Бофорта [38] противовыбросовая программа. Программа представлена
в виде специальной технологической карты и охватывает широкий диапа-
зон мероприятий по предотвращению выбросов. Здесь предусмотрены
мероприятия организационного характера, по прогнозированию пласто-
вых давлений, обнаружению притоков флюида, контрольно-проверочные
и др.
Большое значение при прогнозировании и обнаружении флюидо-
156
Рис. 43. Противовыбросовая программа в виде диаграммы (по В.Д. Борелу и
Р.Л. Люису) :
1 —скорость проходки; 2—d-экспонента; 3—нагрузка на долото; i 4 — перелив
раствора; 5 — увеличение глины в шламе; 6 — уровень раствора; 7 — хлориды;
8 — плотность и электросопротивление глины; 9 — расчет пластового давления по
данным каротажа; 10 ~ прекратить бурение; 11 — провести каротаж; 12 — спус-
тить промежуточную колонну; 13 — продолжить бурение; 14 — задавить скважину
проявлений, а также их предупреждении имеет режим контроля. С повы-
шением степени опасности возникновения выброса режим контроля
ужесточается. Для обеспечения гибкого подхода к меняющимся усло-
виям бурения предусмотрено три режима контроля при трех уровнях
допустимого выброса соответственно. Первый уровень предполагает
максимальный приток газа (4м3) и допустимое превышение пластового
давления над эквивалентной плотностью бурового раствора при выбросе
0,12 г/см3. Для второго уровня эти значения уменьшаются соответст-
венно до 2,8 м3 и 0,06 г/см3, а для третьего уровня соответственно —
1,6 м3 и 0,06 г/см3. Более подробно допустимое давление выброса
будет рассмотрено ниже.
На рис. 43 представлена противовыбросовая программа, имеющая
форму специальной диаграммы [4]. Программа выполнена для случая,
когда буровая оснащена индикатором веса, регистратором уровня буро-
вого раствора в приемной емкости, расходомером бурового раствора
на выходе из скважины и имеются приборы для определения плотности
выбуренной глины и ее электросопротивления на поверхности.
На диаграмме треугольниками обозначены возможные показания
аномального давления каждым из применяемых способов его определе-
ния. Положительные показания соответствуют верхнему концу верти-
кальной линии на правой стороне треугольника, а стрелка показывает
путь дальнейшего решения, которое следует принять. Нижнему концу
вертикальной линии соответствуют отрицательные показания аномаль-
157
ности давления. В ромбиках указаны рекомендуемые в каждом случае
мероприятия.
Для определения аномальности давления используются следующие
показатели: скорость бурения, d-экспонента, нагрузка на крюке, пере-
лив бурового раствора, содержание хлоридов, уровень бурового раство-
ра в емкости, увеличение притока раствора из затрубного пространства,
плотность и электросопротивление глины на поверхности, увеличение
шлама на вибросите.
Наиболее важным показателем неуравновешенности давлений на
забое в данной программе считается механическая скорость бурения,
особенно если этот параметр автоматически регистрируется и записы-
вается на ленте. Этот показатель изменяется в зависимости от градиен-
та давления в порах породы. Показания, полученные методом механи-
ческой скорости бурения, проверяются другими методами в порядке,
предусмотренном диаграммой, а затем принимаются необходимые ре-
шения.
Весьма наглядными являются противовыбросовые программы,
оформленные в виде блок-схем [33]— Такие программы отличаются
простотой и благодаря своей доступности могут быть использованы
обслуживающим пресоналом не только высшей и средней, но и рабочей
квалификации.
На рис. 44 приведена схема анализа проявления и последователь-
ность мероприятий в случае обнаружения признаков проявления при
бурении. В блок-схеме предусмотрен наиболее простой метод ликвида-
ции проявления — метод постоянного давления в бурильных трубах.
Однако при необходимости могут быть применены и другие. В качестве
признаков проявления приняты увеличение расхода бурового раствора
на выходе из скважины, объема бурового раствора в приемных емкос-
тях й выход газированного раствора. Характеристики проявления и
режим глушения определяют по существующим правилам, изложенным
в гл. 5.
Противовыбросовая программа для обнаружения признаков прояв-
ления во время промывки скважины после смены долота или другого
перерыва циркуляции приведена на рис. 45. В этих случаях превышение
пластового давления над забойным на существенную величину малове-
роятно. Наиболее вероятен выход забойных пачек в виде газированного
раствора или газа, поступившего в скважину за счет протекания меха-
нических, физико-химических процессов или свабирования при преды-
дущем подъеме инструмента. Однако возможно и поступление газа
и из слабопроницаемых высоконапорных пластов. Тогда для исключе-
ния дальнейшего притока газа следует утяжелить буровой раствор.
Порядок действия в случае обнаружения проявления в процессе
подъема предусмотрен схемой (рис. 46). При этом возможно развитие
весьма опасных и тяжелых ситуаций. Тяжесть создающейся ситуации
158
Бурение
Рис. 44. Схема анализа признаков проявлений и принятия решений при бурении
при этом зависит прежде всего от того, насколько рано обнаружено
проявление. Существующие способы раннего обнаружения флюидопро-
явлений способствуют снижению тяжести возникающих ситуаций.
При необходимости приведенные блок-схемы могут быть усовер-
шенствованы или перестроены в соответствии с условиями бурения,
оснащением буровых, достигнутым прогрессом в этой области.
Противовыбросовая программа, приведенная в табл. 6.2 в виде
159
Рис. 45. Схема анализа признаков проявлений и принятия решений при промывке
карты специальных технологических мероприятий, составлена для сква-
жин Ставропольского УБР объединения "Севкавгазпром".
При составлении карты учитывались технические возможности
объединения, уровень технологии бурения, инженерно-геологические
условия проводки скважин и т.д. Отсутствие средств раннего обнаруже-
ния проявлений привело к необходимости увеличения объема конт-
рольно-проверочных мероприятий, которые при надлежащем их выпол-
нении могут дать своевременную информацию об условиях в скважине,
хотя и не такую раннюю, как приборы. Следует отметить, что установка
160
Рис. 46. Схема анализа признаков проявлений и принятия решений при подъеме
бурильной колонны
уровнемера УП11М с самого начала была проблематичной и в дальней-
шем ее так и не удалось осуществить.
Для компенсации недостаточности в раннем обнаружении проявле-
ний усилено внимание к их прогнозированию путем определения ано-
мально высокого давления. Выявление зон АВПД и оценку порового
11-6366
161
Ф Таблица 6.2
ю
Карта специальных технологических мероприятий по контролю условий бурения
в Ставропольском УБР в связи с проявлениями АВПД
Мероприятие Интервал выполне- ния, м Режим контроля Ожидаемый результат Примечание
Измерение механиче- ской скорости буре- ния (механический каротаж) 100-4900 100—2270 м — время бурения 10 м, но не менее проходки за один рейс; 2270—3100 м — время одного рейса; 3100—4100 м — 3—5 м, но не менее проходки за один рейс; 4100—4900 м — время бурения 2 м Выделение зон АВПД, вы- деление зон повышенной пористости в карбонатных толщах Резкое увеличение скорости рассмат- ривать как признак возможного прояв- ления
Построение графика d-экспоненты 100-4900 По данным механического каротажа Выделение и подтвержде- ние зон АВПД, определе- ние порового давления
Отбор и исследование проб шлама, построе- ние графика измене- ния плотности глин с глубиной 3500-4900 Плотность шлама Выделение зон АВПД, определение порового давления
Контроль объема бу- рового раствора в приемных емкостях 4000-4900 Во время бурения и промывок по- стоянное наблюдение Раннее обнаружение про- явления Уровнемер УП11М или мерная рейка
Контроль давления в нагнетательной линии насосов 4000-4900 То же Обнаружение газа в коль- цевом пространстве
Контроль плотности и
вязкости бурового
раствора
Химический анализ
фильтрата бурового
раствора
Измерение объема
доливаемого раствора
при подъеме буриль-
ной колонны
Контрольный подъем
инструмента
Проверка на приток
Контрольные про-
мывки
163
3100-4900 3500-4900 В процессе бурения 3100—4100 м — через 30 мин; 4100—4900 м — через 15 мин В случае снижения плотности буро- вого раствора Обнаружение притока пластовой воды, газа Подтверждение притока воды
4100-4900 Проверка соответствия объема из- влеченных труб и долитого раствора через каждые 10 свечей Своевременное обнаруже- ние притока пластовых флюидов при подъеме колонны
4100-4900 После вскрытия АВПД через каж- дые 100 м проходки подъем 10 све- чей, обратный их спуск и промывка до выхода забойной пачки Определение оптимальной скорости подъема колон- ны
4100-4900 Во время бурения и промывки при увеличении объема раствора в при- емных емкостях, появлении газа в растворе, снижении плотности рас- твора — прекращение циркуляции, наблюдение 5 мин. При подъеме ин- струмента: после первых 10 свечей и после подъема инструмента в баш- мак при каждом рейсе — наблюде- ние до 30 мин Оценка условий в скважи- не, своевременное обнару жение проявления или га- зовой панки
4100-4900 При подъеме: на забое и при дости- жении башмака обсадной колонны. При спуске: при достижении баш- мака обсадной колонны и на забое
давления проектируется осуществлять в основном по данным бурения.
Выбранные методы (механическая скорость бурения, d-экспонента,
плотность шлама) дополняют и подтверждают взаимные показания.
Одновременно выясняются наиболее надежные в данных условиях бу-
рения методы.
ДОПУСТИМОЕ ДАВЛЕНИЕ ВЫБРОСА
Большое значение для успешной проводки скважины имеет ее
способность воспринимать выброс определенной силы без разрушения
какого-либо пласта в результате гидравлического разрыва. Эта способ-
ность скважины характеризуется допустимым давлением выброса
[16]. В понятии допустимого выброса осуществляется связь противо-
выбросовой программы с программой крепления, поскольку возмож-
ность гидроразрыва в процессе выброса зависит также и от принятой
конструкции скважины.
Допустимое давление выброса представляет собой разность между
пластовым давлением в единицах эквивалентной плотности бурового
раствора и плотностью используемого бурового раствора, при которой
скважина во время проявления может быть закрыта без опасности раз-
рушения слабого пласта. Самым слабым пластом следует считать тот,
который расположен непосредственно под башмаком обсадной колон-
ны, так как именно здесь на породу действует наиболее высокий гра-
диент давления вследствие появления избыточного давления на устье.
Исходя из этого, можно записать условие максимально возможного
приращения забойного давления при закрытии скважины
Дрз-[Дрб], (6.1)
где Др, — максимальное приращение забойного давления; [Др,] —
3 Q
допустимое повышение давления у башмака обсадной колонны.
Максимально возможное приращение забойного давления при
проявлении, если не учитывать вес газа, можно представить в виде
^P3=P39Lc-pg(Lc~Lr) +апупЬ(/с' <6-2>
где Рз — эквивалентная пластовому давлению плотность бурового
раствора; апульс — градиент пульсации давления при закрытии превен-
тора; L с — глубина скважины; L — высота столба газа в скважине.
Допустимое повышение давления у башмака промежуточной колон-
ны
[Дрб] = (ap-pg}L6-abe3Lc, (6.3)
где — градиент давления гидравлического разрыва пласта; абез—
164
градиент запаса давления для обеспечения безопасности; Z. б - глуби-
на установки башмака промежуточной колонны.
С учетом выражений (6.2) и (6.3) условие (6.1) принимает вид
D qL — pq {L — L ) + a L = a L , - pgL , -
н с с г пульс с р б "о
После несложных преобразований получим выражение для допус-
тимого давления выброса
Я L к 1
р б
к = р - р = (--------р)------------(а +
Т 3 9 Lc д П'"’Ь=
L б
+ “безГ~Ь <6'5)
с
Градиент давления пульсации при закрытии скважины может быть
найден из известной в гидравлике формулы Спарро для определения
повышения давления в потоке жидкости при медленном перекрытии
трубы. Исходя из этой формулы, имеем
1
^пульс ~ Р ua at - L~
с
(6,6)
где и — скорость течения жидкости; а — скорость распространения
волны давления в кольцевом пространстве; t — время перкрытия пото-
ка.
При данной плотности применяемого бурового раствора давление
допустимого выброса постепенно уменьшается с глубиной по мере удли-
нения участка открытого ствола скважины. Вместе с тем на данной глу-
бине величина его возрастает по мере снижения плотности бурового
раствора и уменьшается при ее увеличении. На рис. 47 представлен
график, иллюстрирующий изменение допустимого давления выброса с
глубиной [47] .
Значение 0,12 г/см3 обычно считается предельным уровнем допусти-
мого давления выброса. При более жестком контроле условий в скважи-
не во время бурения его значение может быть уменьшено до 0,06 г/см3.
Нецелесообразно продолжать углубление скважины, если значение к^
снижается до 0,06 — 0,12 г/см3. В случае уменьшения его ниже предель-
ного уровня рекомендуется провести каротажные работы для уточнения
пластового давления и затем решить вопрос о спуске обсадной колонны.
Использование допустимого давления выброса при бурении произ-
водится по следующей схеме.
1. Определить давление гидроразрыва у башмака обсадной колонны,
выразить его через эквивалентную плотность бурового раствора и запи-
сать на графике против глубины установки башмака.
165
Рис. 47. Зависимость уменьшении давле-
ния допустимого выброса от глубины:
1 — кривая давления допустимого выбро-
са; 2 — предельный уровень допустимого
давления выброса; 3 — спуск обсадной
колонны до глубины 1326 м
2. Рассчитать допустимые давле-
ния выброса по мере углубления от-
крытого ствола скважины ниже баш-
мака обсадной колонны.
3. Выполнить следующие работы,
если допустимое давление выброса
достигнет предельного значения: провести каротаж; увеличить плотность
бурового раствора; спустить обсадную колонну.
Если не учитывать age3, апульс и другие поправки, то расчет допус-
тимого давления выброса упрощается. Ниже показана последователь-
ность проведения расчетов в рамках зависимости (6.4) применительно
к построению кривой графика на рис. 47 (для глубины 2800 м).
1. Диаметр последней обсадной колонны, мм........................ 340
2. Глубина спуска обсадной колонны, м........................... 1326
Испытание породы пласта на гидроразрыв:
3. Градиент давления, МПа/м............,........................ 16,7
4. Давление, кПа................................................21723
5. Забой скважины, м............................................ 2800
6. Плотность бурового раствора, г/см3.............................. 1,28
7. Гидростатическое давление у башмака обсадной колонны, кПа.... 16650
8. Максимально допустимое давление на устье, кПа (4) — (7)...... 5073
9. Диаметр мм:
ствола скважины.................................................. 311
УБТ........................................................... 197
10. Высота столба раствора, вытесненного газом (4м3),м............ 87
11. Высота оставшегося в скважине столба раствора, м............ 2713
12. Гидростатическое давление оставшегося в скважине столба раствора,
кПа, (12),х (6) х9,81 ......................................... 34066
13. Допустимое пластовое давление, кПа, (13) + (8)..............39139
14. Эквивалентная плотность бурового раствора, г/см3, (14) : (5) : 9,81 1,425
15. Минимальная плотность раствора при допустимом давлении выбро-
са, г/см3, (15) — (6)............................................. 0,145
Правильное использование показателя допустимого выброса может
дать инженеру весьма ценные сведения и способствовать более быстрой
проводке скважины на большую глубину. Знание реальных условий в
скважине позволяет поддерживать плотность бурового раствора на опти-
мальном уровне с минимальным риском выброса, что дает значительный
выигрыш в технико-экономических показателях бурения. Необходимо,
однако, стремиться возможно точнее рссчитывать значение допустимого
166
давления выброса с учетом наиболее важных в данных условиях факто-
ров. Тогда опасность возникновения неконтролируемого выброса,
приводящего часто к внутрискважинным перетокам при закрытом устье,
как показывает опыт, практически устраняется.
Выброс, сопровождающийся гидравлическим разрывом пласта,
обычно становится неуправляемым, так как при этом вследствие погло-
щения бурового раствора теряется возможность регулирования давления
в бурильных трубах и кольцевом пространстве.
Значение показателя к может служить общей мерой степени риска
неуправляемого выброса. Планируемая разумно-минимальная степень
риска должна определяться заданным уровнем контроля в скважине,
соответствующим конкретным инженерно-геологическим условиям и
предусматривающим поэтому еще и ограничения по объему проявления.
В мировой практике, как уже было сказано, принято три уровня
контроля выбросоопасности. Первый уровень характеризуется допусти-
мым объемом проявления 4 м3 и минимальной плотностью раствора
0,12 г/см3. Для второго уровня эти значения уменьшаются соответст-
венно до 2,8 м3 и 0,06 г/см3, а для третьего - до 1,6 м3 и 0,06 г/см3.
Общий анализ проблемы показывает, что существуют две возмож-
ности минимизации риска неуправляемого выброса.
1. В процессе бурения скважины посредством ограничения углубле-
ния открытого ствола по предварительно установленному предельному
значению допустимого давления выброса и заданной величине допусти-
мого объема' проявления, т.е. L . В этом случае оперативно контроли-
руется величина к .
2. На стадии проектирования бурения путем определения расчетом
предельной величины выхода открытого ствола скважины из-под башма-
ка обсадной колонны. При этом также задаются величины к^ и L г-
При выборе уровня контроля выбросоопасности следует учитывать
степень сложности условий бурения. С повышением этой сложности
уровень контроля должен быть тоже повышен, т.е. ужесточен. Так,
низкие градиенты гидроразрыва пластов приводят к необходимости
снижения допустимого объема проявления. К такому же результату
приводит большой выход ствола скважины ниже обсадной колонны
и др.
Анализ отечественной практики бурения показывает, что в одних
случаях спуск колонны производится при еще высоких значениях допус-
тимого давления выброса, а в других продолжается бурение при его
недопустимо низких значениях, т.е. очень высокой степени риска.
Примером последнего может служить бурение под промежуточную
194-мм колонну скв. 1 Прибрежная объединения "Кубаньморнефтегаз-
пром". Здесь после спуска колонны диаметром 245 мм на глубину
2350 м производилось дальнейшее углубление долотом 215,9 мм. Коэф-
фициент аномальности давления на глубине 3183 — 3600 м в отложениях
167
верхнего Майкопа составлял 2,02 и плотность бурового раствора в связи
с этим поддерживалась равной 2,16 — 2,22г/см3.
При глубине забоя 2650 м отмечено первое газопроявление. В даль-
нейшем газопроявления периодически повторялись. На глубине 3250 м
началось интенсивное газопроявление, борьба с которым продолжалась
2478 ч.
Согласно расчетам, показатель на этой глубине оказался равным
0,03 г/см3, т.е. ниже применяемого при самом жестком контроле. Из
расчетов следует также, что при третьем уровне контроля (А = 0,06
и допустимый объем проявления 1,6 м3) скважина могла быть углубле-
на без обсадки до 3000 м. Дальнейшее углубление, что подтвердил опыт,
было связано с чрезвычайно высоким, выше приемлемого уровня,
риском тяжелого осложнения.
ОЦЕНКА ПРЕДЕЛЬНОГО ОБЪЕМА ПРОЯВЛЕНИЯ
ПО КОЭФФИЦИЕНТУ ТОЛЕРАНТНОСТИ
Оценку выбросостойкости скважины можно проводить по значению
предельного объема проявления, превышение которого вызывает, как
предопределяется исходной схематизацией, гидроразрыв пласта в отк-
рытой части разреза или нарушение прочности обсадной колонны в
процессе вымывания газовой пачки вследствие нарастанйя давления
в опасном сечении по мере подъема газа к устью. Кроме всего отмечен-
ного, предполагается также, что глушение скважины осуществляется с
постоянным забойным давлением, т.е. одним из способов плавного
глушения.
Как нетрудно заметить, использование предельного объема проявле-
ния с подобными характерными чертами в качестве критерия выбросо-
стойкости скважины связано с целым рядом условностей, что существен-
но ограничивает его возможности и диапазон применения.
На практике довольно часто встречаются ситуации, не укладываю-
щиеся в указанные рамки. В самом деле, флюид не всегда может быть
газом. Не всегда также опасность разрушения пласта или обсадной
колонны наступает во время вымыва флюида и тем более при подходе
его верхней границы к опасному сечению. Чаще такая опасность появ-
ляется в начальный период проявления непосредственно после закры-
тия скважины, т.е. еще до восстановления циркуляции. Затем следует
признать, что в предлагаемом виде предельный объем проявления,
в силу особенностей своей сути, не может быть использован для целей
прогноза, поскольку его значение определяется поданным, получаемым
во время проявления. Если же для этого используются проектные дан-
ные, то следует помнить, что они вообще исключают возможность вся-
кого проявления.
168
Бопее совершенный метод оценки предельного объема проявления,
т.е. выбросостойкости скважины, связанный только с характеристиками
скважины и разреза, базируется на понятии коэффициента толерантнос-
ти. В конкретном значении этого коэффициента отражены обобщенные
статические данные о многих, например, для данного региона проявле-
ниях. Коэффициент толерантности, как уже было сказано, по своему
смыслу представляется как разность между плотностью, эквивалентной
пластовому давлению, и плотностью применяемого бурового раствора,
при которой скважина может быть безопасно закрыта.
Из выражения (6.5), решив его относительно I. найдем макси-
мальное (предельное) значение количества поступившего в скважину
флюида, которое еще не приведет к гидравлическому разрыву:
б L
Р - Рф Р - Рф я
+ аб-^)+Ат].
С
Таким образом, получено выражение, определяющее по коэффи-
циенту толерантности способность скважины противостоять выбросам
определения интенсивности, характеризуемой величиной L , т.е. объе-
мом поступившего в скважину флюида. Важно, что при этом исполь-
зуются данные, не связанные с конкретными характеристиками предпо-
лагаемого проявления.
В случае газопроявления выражение для L упрощается, так как
плотностью флюида (газа) можно пренебречь ввиду ее относительной
малости.
Значение коэффициента толерантности при этом подбирается в соот-
ветствии с принятым уровнем контроля выбросоопасности, отражающим
возможную степень риска в данных конкретных инженерно-геологичес-
ких условиях проводки скважины. Следует отметить, что вопрос о ха-
рактеристиках уровней контроля выбросоопасности применительно
к особенностям отечественной буровой практики еще требует своего
научно обоснованного решения.
Для примера рассмотрим случай выброса с гидроразрывом на скв.
№ 3 пл. Аккумулям объединения "Туркменгазпром". Выброс на этой
скважине произошел на глубине 2388 м при углублении скважины
из-под башмака колонны диаметром 324 мм, спущенной на глубину
1272 м.
169
При бурении применялся буровой раствор плотностью 1,76 г/см3.
В процессе развития выброса вокруг устья образовался кратер, и сква-
жина была ликвидирована после глушения как пришедшая в тяжелое
аварийное состояние.
Как следует из расчетов, при самом жестком уровне контроля при
коэффициенте толерантности, равном 0,06, скважина не могла воспри-
нимать выброс никакой интенсивности, так как вычисленное значение
L оказалось равным нулю. Следовательно, бурение нижних интервалов
этой скважины осуществлялось в пределах недопустимой степени риска.
В результате возникшее проявление перешло в тяжелую категорию
осложнения.
ДОПУСТИМАЯ СКОРОСТЬ ПОДЪЕМА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Давление в скважине подвергается существенным колебаниям в
связи с движением колонны бурильных труб в процессе проведения
спуско-подъемных операций. Чрезмерное снижение давления, превы-
шающее величину имеющегося запаса противодавления на вскрытые
пласты, вызывает приток флюида в скважину, приводя к возникнове-
нию проявлений различной интенсивности.
Регулируя скорость подъема бурильных труб, можно ограничить
величину снижения давления в скважине в допустимых пределах. Изме-
нение давления в скважине зависит также от реологических свойств
бурового раствора, величины кольцевого зазора, длины бурильной
колонны и некоторых других факторов. Однако скорость движения
труб — наиболее действенный фактор, который легко поддается регули-
рованию.
При равномерном движении бурильного инструмента с уменьшением
длины колонны колебания давления в скважине снижаются. На практи-
ке при подъеме бурильных труб включают более высокие скорости
лебедки, благодаря чему в моменты переключения амплитуда измене-
ния давления скачкообразно возрастает.
Типичная картина изменения колебаний гидродинамического давле-
ния Др у нижнего конца бурильной колонны в зависимости от глубины
его расположения во время подъема изображена на рис. 48. При состав-
лении графика предполагалось, что инструмент размером 127 мм извле-
кается с помощью установки "Уралмаш-ЗД" из скважины диаметром
215, 9 мм, заполненной буровым раствором плотностью 1,32 г/см3.
Величина снижения давления в скважине после переключения на более
высокую скорость может быть некоторое время более значительной,
чем при подъеме на предыдущей скорости (см. рис. 48). По законам
гидростатики это снижение передается на забой до конца подъема колон-
ны бурильных труб. Следовательно, допустимая скорость подъема долж-
170
на рассчитываться по всему стволу
скважины от забоя до устья. В связи
с этим представляется неверным, ко-
гда с целью предотвращения поступ-
ления флюидов в ствол скважины
ограничивается скорость подъема
определенного количества первых
свечей, а затем предписывается обыч-
ный режим подъема в соответствии с
возможностями подъемной уста-
новки.
Большую часть бурильных труб
в глубоких скважинах поднимают с
небольшими скоростями, вследствие
чего в кольцевом пространстве сле-
дует ожидать появления структурно-
го режима течения замещающей осво-
бождаемый объем жидкости. Однако
при структурном режиме течения
возрастает влияние реологических
свойств жидкости на величину гид-
равлических сопротивлений. Также
небольшие скорости движения труб
Рис. 48. Зависимость давления в
скважине при подъеме колонны
бурильных труб на различных
скоростях лебедки от положения
нижнего конца труб
приводят к значительному снижению влияния сил инерции и увели-
чению влияния сил трения на колебания гидродинамического давления.
Принимая во внимание сказанное и используя способ раздельного
учета сил вязкости и пластичности [7, 15], можем записать
Др = Др^ + Дрт, (6.7)
где Др^, Дрг — составляющие, соответственно обусловленные силами
вязкости и пластичности.
Для течения вязкой жидкости между двумя соосными цилиндрами
И.П. Повх [26] получил следующее выражение при <2 ^>г1-
8т?/ р
Дрг = ---------------——-------------- , (6.8)
г 2 + г 2 - ----
2 1 ,п (г 2 /г 2 )
где т] — динамическая вязкость жидкости; / — длина кольцевого кана-
ла; оср — средняя скорость жидкости в кольцевом зазоре.
Используем выражение (6.8), имея в виду приближенное гидроме-
ханическое решение задачи для колонны с закрытым концом. С этой
целью заменим радиусы цилиндров диаметрами скважины и бурильных
труб, а также выразим среднюю скорость течения жидкости в кольцевом
171
пространстве через скорость движения труб. В соответствии с уравне-
нием неразрывности имеем
d2
и = о ( —------
Т D2 -d2
(6.9)
где D — диаметр скважины; d — наружный диаметр бурильных труб;
к — поправочный коэффициент, учитывающий влияние увлечения жид-
кости стенками колонны на профиль скоростей в кольцевом пространст-
ве (к = 0,5).
Тогда после элементарных преобразований (6.8) с учетом (6.9)
будем иметь
327?/и ( ----------- + к)
Т D2 - d2
др =-----------------------:--------------------. (6.10)
In (D/d)
Обычно считают, что на преодоление пластических свойств жидкос-
ти расходуется перепад давления, равный
т /
Др =4^—. (6.1D
т D-d
Подставляя в равенство (6.7) найденные выражения (6.10) и (6.11),
получим окончательно
d2
327)/и ( -------- + к) т0'
Т п2 ___ .2
Др = ---------—-------------------------4---------. (6-12)
D2 + d2 - Р2 ~-d2 ° - d
MD/d}
Определение допустимой скорости подъема бурильного инструмен-
та следует производить с учетом различий в значениях кольцевых зазо-
ров на отдельных участках скважины. Такие различия, обусловленные
изменением диаметров скважины и инструмента, оказывают влияние на
скорость течения жидкости и, следовательно, на величину перепада дав-
ления. Преобразуя выражение (6.12) применительно к каждому одно-
родному участку, для всей скважины путем суммирования получим
172
п
Дрдоп“.42 Т°
I =1
1,1
О. - dj
i = l 1 D 2 — d2
j = l &. +d2------------i
‘ ln(D./dj)
где Др — допустимое значение снижения давления в потенциально
проявляющем интервале; / у у — длина участка с одинаковым значением
кольцевого зазора; D. — диаметр скважины на участке Л d. —
наружный диаметр бурильной колонны на участке Л ..
Допустимое снижение давления в скважине в процессе подъема
инструмента определяется как разность
Д^доп= А1 ^с-Рпл1'
(6.14)
где к — коэффициент безопасности (в первом приближении к = 0,8-г
-г 0,9)'
Длина и количество участков с одинаковыми значениями
кольцевого зазора меняются по мере подъема бурильной колонны.
Наглядное представление об этом можно получить из рис. 49, где схема-
тически изображена скважина, обсаженная колонной D3, хвостовиком
О2 и имеющая открытый участок ствола D Бурильная колонна состоит
из труб размером d^, и утяжеленного низа d^. Переход от состояния
а последовательно к состояниям б, в и г связан с непрерывным измене-
нием геометрических характеристик кольцевого пространства. Ниже
приведены наименования однородных участков, возникающих в дан-
ном случае при последовательных характерных положениях бурильной
колонны:
' 1? 11,1 '1(1 Z2,i Z2,! Z2,« Z2,> Z3,1 Z 3 , <
zv Z2,2 Z2,2 Z3,2 Z3,i
'2,2 ' 3,2 Z3,2 Z3,2 Z3,2
Z3,2 Уз,з Z3,2 Z3,3
1 3,3 Z3,3
173
Рис. 49. Схема изменения геометричес-
ких характеристик кольцевого прост-
ранства в процессе подъема буриль-
ной колонны
Характерные положения ко-
лонны определяются возникнове-
нием одних или исчезновением
других участков.
На практике важно знать чис-
ло свечей, которое можно подни-
мать на каждой скорости лебедки.
С этой целью определяется длина
колонны в момент переключения
скоростей лебедки из условия, что
допустимая скорость подъема в
этот момент становится равной
номинальной на данной переда-
че, т. е.
и = и. (6.15)
ДОП к
Тогда номинальное число све-
чей, поднимаемое на каждой ско-
рости лебедки, будет
л = (L — L ) //
К К 1\ ▼ I V
(6.16)
где / — длина одной свечи; L к — длина колонны.
Отыскание положений колонны, удовлетворяющих условию (6.15),
можно производить графически путем сопоставления графиков функций
и = f AL ) и и =fAL}.
ДОП 1С к 1 с
Режим течения жидкости в кольцевом пространстве при движении
колонны труб в скважине определяется по значению критической ско-
рости г/ , зависящей от параметра Хедстрема и критического числа
Рейнольдса. Однако исследованиями ВНИИБТ установлено, что для
практических целей в наиболее важном диапазоне условий течения раз-
личных буровых растворов хорошие результаты можно получить, поль-
зуясь формулой
"кр = (6.17)
где tq — напряжение сдвига, Па; р — плотность бурового раствора,
кг/м3.
При турбулентном режиме течения жидкости в кольцевом прост-
ранстве допустимо определять изменение гидродинамического давле-
ния по обычным формулам гидравлики вязкопластичных жидкостей,
т.е.
и2 р L
Ар = X --------
2(0 - </)
(6.18)
174
Коэффициент гидравлического трения X для условий течения жид-
кости в кольцевом пространстве обычно выбирают в пределах 0,024 —
0,025.
Проведя суммирование по однородным участкам, из выражения
(6.18) с учетом равенства (6.9) после соответствующих несложных
преобразований получим
2Др
мдоп
Хр с
(6.19)
где
о? ~d2
+
(6.20)
Расчет допустимой скорости подъема бурильной колонны может
быть значительно упрощен, если пользоваться эмпирическими форму-
лами, проверенными и скорректированными для данной площади по
сведениям, полученным при инструментальных измерениях. В таком
случае экспериментальный коэффициент будет учитывать особенности
рассматриваемой конкретной гидравлической системы, в том числе
конструкцию скважины и бурильной колонны. Следовательно, потреб-
ность в проведении расчетов по однородным участкам при этом отпа-
дает. В результате расчетные зависимости приобретают несложный вид.
Так, из формулы (1.2)имеем следующее выражение допустимой ско-
рости подъема бурильных труб:
(6.21)
где ф — опытный коэффициент, учитывающий свойства бурового раст-
вора и геометрические характеристики кольцевого пространства.
Величина ф определяется на основании обработки эксперименталь-
ных данных. Подробно такая методика изложена в работе [33].
175
СКОРОСТЬ ЦИРКУЛЯЦИИ
Ликвидация газопроявлений существенно зависит от скорости
циркуляции бурового раствора. Прежде всего скорость восходящего
потока оказывает влияние на концентрацию газа в кольцевом прост-
ранстве при разбуривании газоносных отложений. В этих условиях уве-
личение расхода бурового раствора предотвращает образование опасных
концентраций газа.
Исследования характера взаимодействия фаз в потоке смеси вязко-
пластичной жидкости и газа [32] показали, что влияние расхода промы-
вочной жидкости на газонасыщенность системы растет с уменьшением
отношения приведенных скоростей (удельных расходов) жидкости
и газа w /w. Причем особенно резкий темп уменьшения газонасы-
щенности наблюдается при условии
w /ш < 1,5. (6.22)
р г
Увеличение этого отношения до 2,5 — 3 приводит к тому, что
влияние расхода жидкости на газонасы(ценность потока становится
малоощутимым. С этой точки зрения достаточно эффективно увеличение
расхода бурового раствора в интервалах возможных газопроявлений.
Причем, как оказывается, наибольшее значение изменения скорости
циркуляции происходит в диапазоне высоких концентраций газа, т.е.
в тех условиях, где опасность формирования выброса наиболее высокая.
Таким образом, повышая подачу насосов, можно в определенных слу-
чаях заметно снижать концентрацию газа в потоке раствора.
Оценка условий образования газовых пробок в процессе циркуля-
ции также показывает, что с повышением расхода бурового раствора
увеличивается и необходимая для формирования пробки приведенная
скорость газа. Значит, если при некотором значении расхода бурового
раствора возможно образование газовых пробок в скважине, то повы-
шение подачи насосов такую возможность снижает.
Зависимость времени обнаружения проявления расходомерами от
скорости движения бурового раствора — важная особенность рассматри-
ваемого вопроса. Во всех случаях, как было установлено исследования-
ми [32], увеличение подачи насосов способствует сокращению срока
фиксирования притока газа в скважину. Объясняется это тем, что прира-
щение скорости движения верхней границы газа по мере подъема пачки
определяется не только приращением ее объема, но и временем движе-
ния. При этом если приращение объема газа при разных скоростях
может быть одинаково на некоторой глубине, то время подъема уже бу-
дет разным, уменьшаясь с увеличением скорости.
Сказанное можно проиллюстрировать следующим простым приме-
ром. Предположим, газовая пачка (ее нижняя граница) при прочих
176
равных условиях поднята на высоту L от забоя в одном случае со
скоростью Up а в другом со скоростью . Будем считать, что
и = пи,. (6.23)
2 1
Время подъема пачки в первом и втором случае соответственно
='L/u1 и {2=1-/и2- (6.24)
Сопоставив два равенства (6.24), имеем
t = —t (6-25)
2 П ‘1 '
Среднее приращение скорости в каждом случае
Д^ = Д//г) и Ди^ = Д//t2, (6.26)
где Д/ — увеличение высоты газовой пачки, одинаковое как в том, так
и в другом случае.
Подставим во второе равенство формулы (6.26) значение t2 из
(6.25), тогда
Ди2 = л(Д//г(). (6.27)
С учетом первого равенства выражения (6.26) равенство (6.27)
принимает вид
До2=лДи1. (6.28)
Таким образом, если п > 1, то во столько же раз на одной и-той же
глубине увеличится приращение скорости До2 верхней границы пачки.
С другой стороны, определенное фиксированное значение До будет
получено ближе к забою при более высокой скорости циркуляции.
Если это значение Ди соответствует разрешающей способности установ-
ленного расходомера, то, следовательно, более высокая скорость обес-
печит более раннее обнаружение проявления.
Во время ликвидации проявления методами постоянного забойного
давления скорость циркуляции, как правило, уменьшается и обычно
составляет 1/3 — 1/2 от применявшейся при предшествующем бурении.
Однако в некоторых специальных случаях целесообразно, наоборот,
повышение расхода бурового раствора.
Снижение подачи насосов позволяет заметно уменьшить давление в
бурильных трубах при глушении и получить, таким образом, определен-
ный его резерв, что особенно важно для глубоких скважин. В глубоких
скважинах давление в нагнетательной линии может при этом оказаться
близким к допустимому давлению или даже превысить его значение.
177
12-6366
Оценка снижения давления в бурильных трубах при изменении рас-
хода бурового раствора производится по формуле
р2 =₽i (O/OJ 1-82, (6.29)
где рг — давление при подаче насосов С?2; Р, — давление при подаче
насосов .
В работе [33] приведены расчеты давлений, возникающих в нагне-
тательной линии насосов во время глушения проявления в зависимости
от подачи насосов. При расчетах принято, что перед проявлением бурение
производилось при 50 ходах штока насоса в минуту, давление в нагнетаг-
тельной линии составляло 17,6 МПа, допустимое давление — 19 МПа,
плотность бурового раствора 1,16 г/см3. Результаты расчетов представ-
лены ниже:
Число двойных ходов в 1 мин........ 50 40
Давление в нагнетательной линии, МПа. 24,60 18,74
Эквивалентная плотность бурового
раствора на забое, г/смл........... 1,2 1,2
30
13,96
1.2
В данном случае снижение числа ходов штока до 30 в минуту приве-
ло к снижению рабочего давления на насосах до 13,96 МПа, хотя при-
забойная зона находилась под действием одного и того же давления,
эквивалентного плотности бурового раствора, равной 1,2 г/см3.
Целесообразно увеличивать скорость циркуляции, когда давление
в кольцевом пространстве в процессе глушения или ранее возрастает
до величины допустимого значения. Тогда увеличение гидравлических
сопротивлений в кольцевом пространстве снижает до определенной ве-
личины давление на устье и стенки скважины, в связи с чем становится
возможным предотвращение гидравлического разрыва пластов под
башмаком обсадной колонны. При определенных условиях увеличение
скорости циркуляции позволяет удерживать проявляющую скважину
под контролем до ввода в действие других средств контроля, например
повышения плотности бурового раствора и др. Расчеты показывают
[40], что изменяя скорость, можно контролировать циркуляцию, т.е.
заглушить проявляющую скважину даже в тех случаях, когда по каким-
либо причинам ее нельзя закрыть.
Ниже приведены расчетные данные, характеризующие возможность
снижения давления в скважине посредством изменения подачи насосов.
При расчетах полагали, что пластовое давление на глубине 3800 м равно
55,2 МПа, забойное давление при глушении составляет 56,2 МПа, плот-
ность бурового раствора равна 1,36 г/см3.
Подача насосов, л/с 12 22 34 45 50
Потери давления в кольцевом
пространстве, МПа 0,65 0,71 1,20 2,16 2,76
Давление на устье скважины, МПа. 5,56 5,48 5,00 4,00 3,44
178
Полученные результаты соответствуют моменту восстановления
циркуляции в начале глушения скважины одним из методов с постоян-
ным забойным давлением.
ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВЫМ РАСТВОРАМ
Качество бурового раствора оказывает существенное влияние на
процессы формирования и развития различных типов проявлений. Этот
вопрос рассматривался в связи с изменением гидродинамического дав-
ления при подъеме бурильного инструмента. В работе [32] развитие
проявлений впервые рассматривалось с точки зрения гидромеханическо-
го взаимодействия фаз в потоках смеси вязкопластичной жидкости
и газа, что позволило выявить некоторые существенные особенности
вопроса.
Согласно имеющимся в литературе сведениям, практическому опы-
ту бурения, требования к буровым растворам в плане предотвращения
проявлений не противоречат общим представлениям об оптимизации их
параметров. Улучшение качества растворов снижает возможность появ-
ления и остроту возникающих выбросоопасных ситуаций. Растворы
плохого качества, наоборот, инициируют поступление флюидов в сква-
жину, усложняют ситуацию.
Анализ причин возникновения проявлений показывает, что для их
предупреждения буровые растворы должны обладать минимальными
значениями реологических, структурно-механических и фильтрационных
свойств.
Снижение величин реологических показателей раствора динамичес-
кого напряжения сдвига и структурной вязкости способствует уменьше-
нию колебаний гидродинамического давления в скважине при подъеме
бурильной колонны. В результате снижается и опасность возникновения
проявлений, связанных со спуско-подъемными операциями. При низких
значениях предельного напряжения сдвига, кроме того, уменьшаются
образующиеся включения газа, улучшаются условия его всплывания
и выделения из раствора, улучшаются условия дегазации. Применение
растворов с низкими значениями динамического напряжения сдвига
во многих случаях позволит избежать образования газовых пробок в
скважине во время промывок, поскольку аккумуляция газа при этом
будет затруднена и он будет легче рассеиваться по стволу скважины.
Экспериментами установлено [32], что наиболее высокие относитель-
ные скорости газа наблюдаются при значениях давления не выше 1,0 —
1,2 Па.
Структурно-механические свойства влияют на значение разгрузки
гидростатического давления, на процессы аккумуляции газа и образова-
ния газовых пробок в покоящихся буровых растворах. Эти процессы
179
были подробно рассмотрены в гл. 1. Снижение прочности структуры,
выражаемой величиной статического напряжения сдвига, снижает приток
газа и степень его аккумуляции в скважине во время простоев без ее
промывки. Вместе с тем представляет интерес с рассматриваемой точки
зрения не только прочность структуры в некоторый момент, но и темп
ее нарастания во времени, т.е. тиксотропные свойства раствора. Нарас-
тание прочности структуры интенсифицирует отмеченные негативные
процессы и способствует более интенсивному накоплению газа в раство-
ре. В связи с этим желательно иметь буровые растворы с низкими тиксо-
тропными свойствами. Наилучшими будут при этом растворы, обладаю-
щие равными значениями статического напряжения сдвига, измеренными
через 10 мин и через 1 мин, т.е. такие, у которых отношение
к=в10/6! ">1- (6.30)
За рубежом такие буровые растворы получили название "плоских
гелей" и рекомендуются при бурении в условиях, опасных в отношении
газопроявлений.
Снижение водоотдачи буровых растворов уменьшает скорость
фильтрации дисперсионной среды в окружающие горные породы. В ре-
зультате снижается интенсивность фильтрационного замещения, а также
степень разгрузки гидростатического давления раствора на стенки сква-
жины.
БЕЗВЫБРОСОВЫЙ ДЕБИТ ГАЗА
Энергия поступающего в скважину газа не всегда достаточна для
возникновения выброса. Во многих случаях вследствие слабой прони-
цаемости газонасыщенных отложений проявления ограничиваются лишь
газированием бурового раствора. Бороба с такими проявлениями,
обусловленная существующими положениями о необходимости пресече-
ния любого притока газа, приводит к дополнительной трате дорогостоя-
щих материалов, ухудшению показателей механического бурения из-за
утяжеления раствора, повышению вероятности возникновения аварий
и осложнений. Возможность бурения при постоянно^ и равномерном
насыщении раствора газом подтверждается отечественной и зарубежной
практикой [16].
Следует уточнить понятие безвыбросового дебита газа. Если газ
поступает из пласта в покоящийся раствор в промежутках между цирку-
ляцией, то, строго говоря, в скважине за достаточно длительный период
покоя может скопиться количество газа, способоное произвести выброс,
чаще всего во время промывки, при любом сколько угодно малом его
дебите.
180
Понятие безвыбросового дебита, следовательно, может относиться
только к условиям промывки или бурения, когда газ из пласта посту-
пает в циркулирующий буровой раствор. Превышение при этом некото-
рого предельного значения концентрации газа в потоке образующейся
смеси ведет к выбросу. При подобном выбросе энергия расширения га-
за, начиная с некоторого сечения ствола скважины, становится доста-
точной для подъема закачиваемого раствора без помощи насосов.
Скважина, таким образом, начинает работать как газлифт, и весь пода-
ваемый насосами раствор выбрасывается на поверхность поступающим
из пласта газом.
Энергетический баланс при выбросе в рассматриваемом случае
(6.31)
где L ( — работа расширения газа в смеси; L 2 — работа по подъему
раствора в смеси, равная сумме работ на изменение потенциальной
энергии смеси, преодоление гидравлических сопротивлений и сил
инерции.
Для определения условий возникновения выброса при этом впол-
не достаточно рассмотреть в некотором сечении динамическое равнове-
сие элементарного объема, содержащего 1 кг смеси. В вышележащих
объемах эти условия тем более будут выполняться. Во всех точках объе-
ма 1 кг смеси давление будет практически одинаковым в процессе рас-
ширения, следовательно, равновесным, что позволяет применять прин-
ципы термодинамики.
Исходя из равенства (6.31), для выделения элементарного объема
имеет следующее уравнение равновесия действующих сил:
dt /dh = dl^/dh. (6.32)
Элементарная работа газа в 1 кг смеси при расширении равна
d/! =PdV, (6.33)
где р — давление в данном сечении скважины; V — объем газа в элемен-
тарном объеме смеси.
Объем газа в 1 кг смеси может быть выражен следующим образом:
zap,
оо
V = -------------------, (6.34)
<Vo + PJp
где 2 — коэффициент сжимаемости газа; а — отношение расхода газа
к расходу жидкости, приведенное к атмосферному давлению; PQ —
атмосферное давление; р — плотность газа при атмосферном давлении;
Рж — плотность жидкости.
181
Подставив зависимость (6.34) в выражение (6.33) и продифферен-
цировав его, получим
Vo + р
Элементарная работа по подъему жидкости, содержащейся в 1 кг
смеси, если пренебречь силами инерции вследствие их малости, опреде-
ляется выражением
dl — дт (1 +!)dh, (6.36)
2 ж
где д — ускорение свободного падения; т — масса жидкости в 1 кг
смеси; / — гидравлический уклон.
В 1 кг смеси содержится масса жидкости, равная
"’ж = Рж/(роао + рж*- (6.37)
Л» л> V V т
в связи с чем выражение (6.36) принимает вид
рж
d! = д ---------------- (1 +/) dh. (6.38)
2 роэо + Рж
Результаты (6.35) и (6.38) введем в условие (6.32), приняв во вни-
мание направление действующих сил и обозначив пределы интегрирова-
ния. Тогда будем иметь
pi dp
Н
гайрй 0 Рж < 1 + '» f dh .
р2 Р 0
(6.39)
После интегрирования в обозначенных пределах получим
га<А1п— = ^Рж<1 +/cp,W- <6-4°)
Р2
Отсюда находим, что условиям начала выброса соответствует пре-
дельная величина
9Рж(1+'ср>"
аопр
Wo |П (₽l/p2 ’
или
яржн + ₽тр
аопр .
W»ln W
(6.41)
(6.42)
182
где Н — длина колонны бурильных труб; р{,Р2 — давление соответ-
ветственно у нижнего и верхнего конца колонны.
Давление у нижнего конца колонны в соответствии с законом
сообщающихся сосудов в первом приближении может быть принято
равным статическому давлению бурового раствора в колонне, если
определяются условия начала выброса с забоя. Однако скорее следует
ожидать появления условий начала выброса в некотором сечении сква-
жины выше забоя. В таком случае длина колонны условно принимается
равной глубине сечения и величина определяется так же, как и
прежде.
ГЛАВА 7
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРОЯВЛЯЮЩЕГО ПЛАСТА
Используя данные, полученные во время проявления, можно опреде-
лить производительность вскрытого газоносного интервала и другие
характеристики проявляющего объекта. Точность результатов расчета
в этом случае будет несколько ниже, чем при использовании испытате-
ля пластов, и ниже, чем при промысловых газодинамических исследова-
ниях продуктивных скважин. Однако данные о проявлении позволяют
прогнозировать пластовое давление, потенциальную производительность
пласта и его коллекторские свойства, что особенно важно для получения
первого представления о проявляющем объекте. При разработке прог-
раммы дальнейшего бурения такие данные имеют весьма важное значе-
ние и потому существенно необходимы.
Следует также отметить, что только в это время, т.е. при проявле-
нии, пласт в наибольшей степени защищен от загрязнения буровым раст-
вором, так как перепад давления направлен из пласта в скважину или
имеет нулевое значение. При последующих операциях призабойная зона
подвергается загрязнению, затрудняющему приток пластового флюида
в скважину.
Расчеты по определению продуктивности и других характеристик
проявляющих объектов целесообразно выполнять после окончания
глушения скважины, когда появляются благоприятные условия для
обработки зарегистрированных во время проявления данных.
ПЕРЕЛИВ ИЛИ УВЕЛИЧЕНИЕ РАСХОДА
БУРОВОГО РАСТВОРА НА ВЫХОДЕ
Поступление пластового флюида в циркулирующий буровой раствор
происходит моментально, если не учитывать времени запаздывания сиг-
нала, приводит к изменению величины объемной скорости жидкости
183
на всем протяжении кольцевого пространства выше интервала проявле-
ния в соответствии с уравнением неразрывности потока. Точно так же
после остановки циркуляции приток флюида незамедлительно приводит»
к переливу бурового раствора на устье при заполненной скважине. Если
интенсивность притока превышает чувствительность установленного на
буровой расходомера, то проявление обнаруживается практически сра-
зу, после его возникновения, когда образуемая пачка газа находится
еще на забое. Малоинтенсивные проявления обнаруживаются обычно
уже после заметного расширения газа, часто недалеко от поверхности.
В рамках рассматриваемого метода исследования сведения о таких
проявлениях не представляют достоверной информации о пласте.
Как показали в своей статье Д. Барриоз и Б. Махони [2], для опреде-
ления продуктивности газоносного пласта в данном случае может быть
использовано уравнение радиального притока газа к скважине в форме
О = с (р2пл - р2) п, (7.1)
где Q — дебит газа; с —опытный коэффициент; Рпл — пластовое дав-
ление; р — забойное давление.
3
Показатель степени п в приведенном уравнении принимается рав-
ным единице. При этом делается допущение о характере работы пласта,
который полагают соответствующим идеальному случаю, что вносит,
конечно, определенные погрешности в расчеты.
Дебит газа во время проявления определяется в забойных условиях
по показаниям расходомера. После установления факта проявления и
герметизации скважины необходимо убедиться в характере поступив-
шего в скважину флюида, рассчитав его плотность по приведенным
ранее формулам
Рф -Р-
р - рс
ки бт.и
(7.2)
и
L = I/ /F,
ф и '
(7.3)
где р — плотность бурового раствора в скважине; рк — избыточное
давление в колонне; р6т и — избыточное давление в бурильных трубах;
L — высота столба флюида; Уи — избыточный объем раствора в ем-
костях; F — площадь сечения кольцевого пространства.
Напомним также, что плотность флюида в скважине, равная 0,01 —
0,36 г/см3, говорит о наличии газа на забое. Значение плотности флюи-
да 1,08 — 1,20 г/см3 свидетельствует о поступлении в скважину плас-
товой воды.
184
Давление на забое скважины во время перелива бурового раствора
практически равно гидростатическому давлению;
Р3 = P9Le
(7.4)
В случае проявления при наличии циркуляции бурового раствора
забойное давление будет представлено суммой гидростатического и по-
терь на трение;
(7.5)
Рз = f>9Lc+ Ртр-
Пластовое давление определяется по данным, зарегистрированным
после закрытия скважины по окончании установленного правилами пе-
риода стабилизации в соответствии с зависимостью
Рпл = ^бт.и + P9Le
(7.6)
С помощью расходомера измеряется дебит газа в условиях, сущест-
вующих на забое скважины. Пересчет забойного дебита для поверхност-
ных условий производится по формуле
Q. = Q .
0, ! 3,1
рз
(7.7)
ро
о
о
т
з
3
— соответственно величина дебита, абсолютная
и коэффициент сжимаемости в забойных усло-
— соответственно дебит газа, абсолютная темпе-
где Q ., Т , р , г
** 3 /' з ~3 з
температура, давление
виях; О ., Т , о , z
' 0, I о о о
ратура, давление, коэффициент сжимаемости на поверхности.
О производительности пласта обычно судят по суточному дебиту.
Если величина перелива или увеличения расхода бурового раствора изме-
рена в л/с, то значение суточного дебита в м3/сут можно найти следую-
щим образом:
° о = ° о i -60-60 - 24/1000.
(7.8)
Полученные данные используются для прогнозирования продуктив-
ности проявляющего пласта на разных режимах его работы с помощью
графического представления уравнения (7.1) в логарифмических коор-
динатах. При этом уравнение (7.1) отображается прямой линией с угло-
вым коэффициентом, равным единице, т.е. проведенной под углом
45“ к осям координат, как это иллюстрируется графиком на рис. 50.
Линия проводится через точку, соответствующую полученным из изме-
рений значениям р2 — Р2 и О , которые откладываются по осям
координат. пл з о
Из графика, зная (или приняв) допустимое нижнее предельное
185
13-6366
2 2
Рис. 50. Зависимость р - р от
— л ПЛ э
дебита Q:
1 — по данным перелива бурового
раствора при проявлении; 2 — по
данным исследования испытателем
пластов
сцементированных коллекторов
значение забойного давления по ве-
личине максимально допустимой де-
прессии, можно определить потенци-
альный дебит газового пласта.
При открытом фонтанировании
максимальная величина депрессии,
когда дебит скважины также макси-
мален, ограничивается устойчивостью
стенок скважины или прочностью об-
садной колонны. Более практическое
значение имеет величина потенциаль-
ного дебита с точки зрения добычи
газа. В этом случае депрессия зависит
от прочности призабойной зоны сква-
жины, наличия подошвенной воды
и др.
В разведочных скважинах при ра-
боте с пластоиспытателями, когда
характеристика испытываемых объ-
ектов еще не известна, для слабо-
депрессия ограничивается 11 —12 МПа.
В плотных коллекторах допускается депрессия до 20 — 25 МПа. Эти
рекомендации могут быть приняты и для рассматриваемого случая при
определении потенциального дебита с помощью графика.
Для пояснения изложенного метода расчетов рассмотрим пример
из работы [2].
Исходные данные: глубина скважины 3660 м; плотность бурового
раствора 1,10 г/см3; забойная температура 104 °C; давление в буриль-
ных трубах после герметизации скважины — 4,6 МПа; относительная
плотность газа по воздуху — 0,6; интенсивность притока при переливе
1,75 л/с; система: флюид — газ.
1. Забойное давление
1,10-9,8-3660
р = ------------------ = 40 МПа.
3 1000
2. Пластовое давление
Рпл = 40 + 4,6 = 44,6 МПа.
3. Суточный дебит газа в атмосферных условиях (при р= 0,103 МПа
и Го = 16°С)
60 60 289 40 1,24
0= 1,75-----------------------------= 44500 м3/сут.
0 1000-377 0,103 • 1,07 У
186
4. Разность квадратов пластового и забойного давления
р2 _ р2 = 44 б2 - 402 = 389 МПа2.
ПЛ 3
5. Отмечаем на графике (см. рис. 50) точку с координатами р2л -
р2 = 389 МПа2, О0 = 44500 м3/сут и проводим через нее прямую 1
под углом 45° к осям координат. Эта кривая характеризует зависимость*
дебита газа от перепада давления для данного пласта (индикаторная
кривая). Кривая 2 построена по данным измерения дебита испытателем
пластов. Продуктивность проявляющего объекта, рассчитанная на основе
измерения интенсивности перелива, как видно из графика, хорошо сов-
падает с продуктивностью, полученной на основании опробования объек-
та пластоиспытателем.
6. Потенциальный дебит. Исходя из характеристики шлама из про-
дуктивного интервала, допустимая депрессия может быть принята рав-
ной 20 МПа. Тогда допустимое забойное давление будет 24,6 МПа,
величина р2л — р2 составит 1384 МПа2. Потенциальный дебит согласно
графику равняется ^85000 м3/сут.
ИЗБЫТОЧНЫЙ ОБЪЕМ БУРОВОГО РАСТВОРА
В ПРИЕМНЫХ ЕМКОСТЯХ
Определение продуктивности проявляющего пласта в данном случае
также может быть основано на использовании уравнения притока газа
(7.1). Для выполнения расчетов необходимо знать объем внедрявшегося
пластового флюида, промежуток времени от начала притока до закрытия
скважины, установившееся избыточное давление в бурильных трубах
и обсадной колонне, забойную температуру, плотность бурового раство-
ра и геометрические характеристики бурильного инструмента и скважи-
ны. Измерение избыточного объема бурового раствора в емкостях долж-
но производиться как можно более точно.
Методика обработки опытных данных аналогична изложенной в
предыдущем разделе. Для расчета показателей проявления используются
те же зависимости (7.2) — (7.6). Производительность пласта в забойных
условиях в этом случае определяется по формуле
° = '/„/С (7.9)
где V — избыточный объем бурового раствора в емкостях к моменту
закрытия скважины; t — время от начала проявления, определяемого
началом вскрытия проницаемого пласта, до закрытия скважины.
Определение дебита газа (если установлено расчетами, что флюид —
газ) в поверхностных условиях и суточного дебита производится по фор-
мулам (7.7) и (7.8). После выполнения всех необходимых расчетов
187
строится график зависимости р^п — Рг3 от Qo> Как и в предыдущем
случае, на график наносится точка, соответствующая полученным расчет-
ным результатам, и через нее под углом 45° к осям координат проводит-
ся прямая линия, являющаяся продуктивной характеристикой прояв-
ляющего пласта (индикаторной кривой). Пример построения такого
графика приведен на рис. 51.
Рассмотрим более подробно изложенную методику расчета произво-
дительности пласта на конкретном примере [2].
Условия проявления: глубина скважины 4117 м, диаметр скважины
215,9 мм, диаметр бурильных труб 127 мм, диаметр УБТ — 178 мм,
длина УБТ 183 м, плотность бурового раствора 1,40 г/см3, избыточный
объем раствора в емкости — 4,77 м3, избыточное давление в бурильных
трубах — 8,4 МПа, избыточное давление в колонне — 11,4 МПа, темпера-
тура на забое 107 °C, время притока 3 мин.
Расчеты производятся в следующем порядке.
1. Высота столба флюида в скважине
V — L F
и УБТГк УБТ
1 ф = £УБТ + '
/. = 183 +
ф
4,77 - 183'0,0137
0,0243
= 0,276 м.
2. Плотность флюида на забое?
11,4-8,4
р. = 1,40 - 103 ------------
Ф 9,8 х 276
= 0,299 г/см3.
/0 20 40 80 Ю0 200 400 1000 2000 /0000
Дебит, тыс
По величине плотности флю-
ида делаем вывод: на забое нахо-
дится газ.
3. Пластовое давление
Рпл = 58 + 8,4 = 66,4 МПа.
4. Забойное давление в пери-
од притока без учета потерь на
трение в затрубном пространстве
Рис. 51. Зависимость р2 — р2 от де-
ПЛ 3
бита а по данным увеличении объема
бурового раствора в емкостях при
проявлении
188
р = 1,40-4117 9,8 103 = 58 МПа.
з
5. Дебит газа в забойных условиях
Q = 4,66/3 = 1,59 м3/мин.
6. Суточный дебит газа в условиях поверхности
299 • 66,5
Q = 1,59-60-24 --------------------- = 840000 м3/сут.
380 x 0,103x1,36
7. Разность квадратов пластовго и забойного давления
р2 - р2 = 66,42 ~582 = 1042 МПа2.
ПЛ 3
8. Находим на графике (см. рис. 51) точку с координатами р2л —
р2 = 1042 МПа2 и Qq '= 840000 м3/сут. Проводим через нее индика-
торную линию под углом 45° к осям координат.
9. Определение дебита проявляющего газоносного пласта заключает-
ся в следующем: по допустимой депрессии определяется допустимое
забойное давление и затем вычисляется величина р2 — р2 . Это зна-
пл з.доп
чение наносят на график и тогда соответствующее ему значение с?0
представляет собой величину дебита. В рассматриваемом примере мак-
симально допустимая депрессия для данного объекта оценена равной
20 МПа. При этом условии забойное допустимое давление рз доп =
= 38 МПа, р2л — р2 доп = 2964 МПа2. Из графика исходим, что потен-
циальный дебит равняется 2250000 м3/сут.
По свидетельству авторов статьи [2], данная методика позволяет
определять потенциальную производительность пласта с погрешностью
25%.
ГАЗИРОВАНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА
При бурении в районах, характеризующихся наличием зон АВПД,
часто наблюдается газирование бурового раствора, продолжающееся
и во время промывки после прекращения бурения. Газирование бурово-
го раствора в процессе промывки свидетельствует о том, что пластовое
давление в проявляющем пласте превышает забойное.
Для определения характеристик проявляющего объекта можно
использовать метод исследования скважин при неизвестном пластовом
давлении [11]. Данный метод исследования скважин, как и другие,
предусматривает работу пласта на нескольких (не менее трех-четырех)
стационарных режимах.
В условиях бурящейся скважины это может быть достигнуто путем
189
изменения режима промывки, но так, чтобы проявление ограничивалось
газирование раствора. Изменение режима промывки должно сопровож-
даться и изменением забойного давления на некоторую величину,
обеспечивающую заметное изменение степени газирования бурового
раствора (дебита газа). Таким образом, в процессе исследования можно
установить зависимость дебита газа от величины забойного давления,
необходимую для определения характеристик проявляющего пласта.
Дебит газа в потоке газированного раствора в общем случае равен
Q . = О а., (7.10)
0, I р о
где Q — подача насосов; а — газожидкостное отношение, или газовое
число, потока смеси.
Если измерение содержания газа в буровом растворе не производит-
ся, то дебит газа можно определить по формуле
р
Q = Q (--------- -1), (7.11)
о, / р' р
*Гр
где р — плотность бурового раствора; р — плотность газированного
бурового раствора.
Дебит газа определяется с помощью формул (7.10) и (7.11) в по-
верхностных условиях, поскольку измерение содержания газа в раство-
ре или его плотности производится на поверхности. Переход к суточному
дебиту вычисляют следующим образом:
60 60
С> — --------— 24 м3/сут. (7.12)
0 1000
Изменить давление на забое скважины во время ее промывки мож-
но с помощью изменения давления на устье, плотности промывочной
жидкости или подачи насосов. Последнее влияет на величину гидравли-
ческих сопротивлений в кольцевом пространстве.
Значение забойного давления при восходящем движении в кольце-
вом пространстве газированного раствора может быть представлено
моделью
р = р + р + р , (7.13)
3 <-СТ <-Тр Г-у> I
где рст — статическое давление; ртр — потери давления на преодоление
трения.
Наиболее легко и просто изменение забойного давления достигается
изменением давления на устье р посредством осуществления циркуля-
ции при закрытом превенторе через регулируемый дроссель.
Изменение подачи насосов в глубоких скважинах может оказать
190
заметное влияние на величину забойного давления. Отсюда возникает
возможность использования этого фактора для исследования скважин.
Приближенно влияние расхода жидкости на величину гидравлических
сопротивлений оценивается формулой
р =кО1'*\ (7-14)
'гр р
где к — коэффициент пропорциональности.
Из этой формулы видно, что увеличение подачи раствора в два раза
ведет к увеличению потерь на трение почти в четыре раза и т.д.
Следовательно, регулируя подачу насосов, можно изменить режим
фильтрации газа из проявляющего пласта. Однако при этом следует
иметь в виду трудности подсчета гидравлических сопротивлений газиро-
ванного раствора. Кроме того, величина потерь на трение будет невелика
по сравнению с полным забойным давлением, что также затрудняет
четкую дифференциацию режимов притока газа.
Изменение плотности бурового раствора при ступенчатом утяжеле-
нии наиболее приемлемо и эффективно при исследовании проявляю-
щего пласта. Этот способ позволяет получить данные для расчетов без
проведения специальных работ. Для расчетов статического давления
на забой газированного раствора можно пользоваться зависимостью
р
р»~ РВ + za <А|П = 9pLe ,7-15)
В
где — давление газированного раствора на забой скважины: р —
п fl
давление на устье скважины; — атмосферное давление.
Формула для расчетов полного давления восходящего потока буро-
вого раствора на забой сквжины с учетом гидравлических сопротивлений
приведена в работе [33]. Для приближенных расчетов допустимо опреде-
лять, учитывая возможные в данном случае газосодержания раствора,
гидравлические сопротивления обычным способом, считая раствор
негазированным.
Метод неизвестного пластового давления был применен нами для
исследования проявляющего объекта в скв. 8 Кошехабльской площади.
Здесь при бурении второго ствола с глубины 5123 м начал выходить
газированный раствор. Плотность закачиваемого раствора в это время
была 1,84 — 1,86 г/см3. Борьба с проявлениями велась с помощью сту-
пенчатого утяжеления бурового раствора. В ряде случаев для определе-
ния характера вскрытого интервала проявления переходили на закрытую
систему циркуляции с противодавлением на устье до 3 МПа. В процессе
ликвидации проявления предпринимались попытки к дальнейшему уг-
лублению скважины. Данные, полученные при ликвидции проявления
были использованы впоследствии для исследования скважины указан-
ным газогидродинамическим методом.
191
Таблица 7.1
; . Номер режима промыв* ки Плотность раствора, г/смл Давление, МПа Дебит газа °о' м3/сут
заканчивае- мого р газированно- го р п гр на устье РУ забойное рз
1 2,02 1,96 - 1,98 3,00 107,5 55
2 2,02-2,04 1,89 - 1,92 — 105,5 94
3 2,00 1,84 - 1,86 — 104,0 118
4 1,84-1,86 1,64-1,66 3,00 98,5 190
Поскольку выбранный метод применим при стационарных режимах
фильтрации газа, то необходимые сведения отбирались при установив-
шемся режиме промывки, т.е. после осуществления не менее одного
цикла. При вскрытом трехметровом интервале проявляющей зоны это-
му условию удовлетворяли значения измеренных параметров, приведен-
ные в табл. 7.1.
Нумерация режимов промывки дана в порядке, принятом для про-
ведения дальнейших расчетов. Полученные результаты исследования
обрабатывались в соответствии с существующей методикой для пост-
роения затем графической зависимости
(р2 . — р2 )/(<Э — О.) от О + Q.,
где / = 1, 2, 3 ... — номер базового режима; п — порядковый номер
следующего за ним режима.
В табл. 7.2. представлены данные обработки результатов исследова-
ния.
По результатам расчетов построен график, приведенный на рис. 52.
Прямая, построенная по вычисленным точкам, отсекает на вертикальной
оси отрезок, равный а, а тангенс угла накона этой прямой к горизон-
тальной оси равен значению в. Величины айв представляют собой
коэффициенты в уравнении притока газа к забою скважины
^пл-₽з = aQo + bQo' <7-16’
Из графика на рис. 52 следует, что а = 1380000, в = 250 000.
Пластовое давление определяется по графику зависимости р2з от Qq
(рис. 53). Экспериментальные точки на этом графике, как и следует из
теоретических соображений, располагаются также вдоль прямой линии.
Точка пересечения прямой с вертикальной осью представляет собой
р2 . По данным графика пластовое давление оказалось равным
1^,5 МПа.
192
Таблица 7.2
Данные обработки результатов исследования
Но мер режи- ма промыв- ки 2 2 р — п 3,1 з, п а - о, П 1 тыс. м3/сут Q +Q., п г 3. тыс. м /сут рз,1 ~ рз.п
а - а. п 1
1
2 50000 0,039 0,149 1 280000
3 80000 0,063 0,173 1270 000
4 190000 0,135 0,245 1 400 000
1 — — — —
2 — — — —
3 30000 0,024 0,212 1 250 Д00
4 140000 0,096 0,284 1 450 000
1 — —
2 — — — —
3 — — — —
4 110000 0,072 0,308 1 530 000
Данные, полученные в процессе обработки результатов наблюдения,
позволяют определить свободный дебит газа, т.е. потенциальную произ-
водительность пласта. Абсолютно свободный дебит можно определить
по формуле
°св = >Л2 +46<Рпл ~ 1) “ э/2Ь‘ (7.17)
Величина абсолютно свободного дебита газа на вскрытый интервал
проявляющей зоны, равный 3 м, по данным проявления оказалась
3,6 тыс. м3/сут. В результате последующих газодинамических исследова-
ний установлено, что свободный дебит газа составил 3,7 тыс. м3/сут на
3 м фильтра.
PiL ~ Рзп tin-Qi 3 10s " 2 IO6 e o-u-u-2-0-42 106\ I 0 OJ 02 03 04 Qn+Qi,тыс н^/сут Рис. 52. Г рафик для определения коэффициентов в уравнении притока газа Р1,МПа Рпл 12000 ; ЯЛ7Л7/71 1111 0 0,04 0'08 0,12 0,16 0,2 Qtmuc.i-i3/ сцт. Рис. 53. Г рафик для определения пластового давления
193
Пластовое давление при газодинамических исследованиях не опреде-
ляли из опасений нарушения обсадной колонны. Исследования проводи-
лись при открытой задвижке на устье. Результаты расчетов дебита сква-
жины по данным проявления и газодинамических исследований оказа-
лись близки друг к другу. В приведенных расчетах использованы данные
результатов борьбы с проявлением.
Точность расчетов по данным газопроявления может быть повыше-
на, если при исследовании устанавливать заданные режимы промывки,
определяя этим режим работы пласта, и тщательно проводить необходи-
мые замеры. Необходимо замерять газонасыщенность бурового раство-
ра при стационарном или близком к нему режиме притока газа в сква-
жину.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН НАИБОЛЬШЕЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
В КАРБОНАТНЫХ ТОЛЩАХ ПО ДАНННЫМ БУРЕНИЯ
К карбонатным отложениям большой мощности приурочены круп-
ные месторождения нефти и газа. Среди них можно назвать такие, напри-
мер, как Тенгиз, Карачаганак, месторождения Чечено-Ингушетии, Дагес-
тана, Средней Азии и др. Как првило, карбонатные толщи неоднородны
по проницаемости. Они включают обычно интервалы повышенной кавер-
нозности и трещиноватости с очень высокой общей проницаемостью.
При бурении в таких интервалах повышается вероятность поглощения
бурового раствора с последующим газо- или нефтепроявлением. Часто
изменение плотности бурового раствора в пределах нескольких сотых
грамма на кубический сантиметр приводило к переходу от поглощения
к проявлению, и наоборот. Такие явления отмечались часто, например,
при разбуривании верхнемеловых отложений в Чечено-Ингушетии.
Определение зон с повышенными коллекторскими свойствами в
процессе бурения позволяет прогнозировать возможность поглощений
и проявлений и принимать своевременно необходимые меры для их
предупреждения. Выявление таких интервалов как наиболее продуктив-
ных представляет непосредственный интерес также и с точки зрения
вскрытия пласта перфорацией после окончания скважины бурением.
При достаточно однородных механических характеристиках интер-
вала, включающего зону повышенной проницаемости, прохождение
этой зоны можно детально проследить по данным бурения. Такие усло-
вия встречаются, очевидно, при разбуривании карбонатных толщ, где,
с одной стороны, повышенная трещиноватость, кавернозность (пус-
тотность) свидетельствуют и о повышенной проницаемости, а с другой—
механические характеристики скелета породы обычно мало изменчивы
по мощности.
Трещины, каверны и другие пустоты с механической точки зрения
194
представляют собой дефекты, ослабляющие прочность породы и снижаю-
щие ее сопротивление разрушающему действию долота. Следовательно,
в интервалах, характеризующихся повышенной пустотностью, известня-
ки обаладают и повышенной буримостью.
Определение буримости по механической скорости — грубый метод,
не позволяющий заметить локальные изменения и своевременно фикси-
ровать нарастающие отклонения в свойствах проходимых пород. Тем
более это относится к средней за рейс механической скорости. К тому
же на величину механической скорости влияют не только характеристи-
ки породы, но и значения параметров режима бурения, которые могут
быть изменены и меняются бурильщиком. Это последнее обстоятельство
вносит искажения свойств пород, что четко обнаруживается при внима-
тельном изучении графиков изменения механической скорости с глуби-
ной для любого конкретного разреза.
Механическая скорость бурения, как показатель буримости, не
обладает необходимой чувствительностью для обнаружения интервалов
повышенной пустотности.
Практика бурения в районах, характеризующихся аномально высо-
кими пластовыми давлениями, показала, что зоны АВПД, являющиеся
одновременно и зонами повышенной пористости глинистых сланцев,
хорошо выделяются методом «У-экспоненты, которая включает в себя
важнейшие характеристики и результаты работы долота. В зарубежных
источниках с/-экспонента называется нормализованной механической
скоростью, чем подчеркивается ее независимость от параметров режима
бурения. В гл. 2 был получен усовершенствованный показатель экспо-
ненты [см. формулу (2.5) J.
Показатель а -экспоненты — критерий буримости проходимых по-
род, причем чувствительный к изменению их прочностных свойств.
Благодаря этому четко обнаруживается упрочнение глинистых»пород с
глубиной в зоне их нормального уплотнения и участка разуплотненности
в зонах АВПД.
Применение метода а -экспоненты в известняковых толщах позво-
лит выделить по данным бурения и зоны, обладающие пониженной
сопротивляемостью механическому разрушению вследствие повышен-
ной пустотности трещинного или кавернозного типа.
Метод а -экспоненты использовался для выделения зон повышенной
проницаемости на месторождении Зеварды объединения "Узбекгазпром"
при наличии поглощения промывочной жидкости при бурении в продук-
тивных отложениях. Продуктивные отложения газового месторождения
Зеварды относятся к известнякам келловей-оксфорда, обладающим
непостоянной по мощности проницаемостью. Пластовое давление в
продуктивных известняках характеризуется как аномально высокое.
Коэффициент аномальности по мощности продуктивного горизонта сос-
тавляет 1,9 — 2,0.
195
Cite 33
0 t 2
I--------1--------1
Cjt8. 43
О 1 2
I--------1---------1
2Б40
2660
2680
2700 -
2720 -
2740
X.
a* 2760
г
2 780
3 2800
2820
2840
2860
Ck8 55
0 t 2
I----1---1
а- экспонента
2880
Рис. 54. Графики а-акспонеиты для скважин месторождения Зеварды
Бурение ряда скважин осложнялось перемежающимися поглощения-
ми бурового раствора и газопроявлениями. Небольшое повышение плот-
ности раствора с целью предупреждения газопроявлений нередко приво-
дило к поглощениям. Поглощения начинались и при вскрытии высоко-
проницаемых интервалов. Для успешной борьбы с поглощениями необ-
ходимо знать границы зоны ухода промывочной жидкости, приурочен-
ные, очевидно, к наиболее проницаемым интервалам.
Положение зон поглощений, начавшихся во время бурения, во вся-
ком случае их начало, могло быть установлено достаточно достоверно.
В других случаях определение местоположения поглощающего интервала
представляло серьезные затруднения.
Графики показателя а -экспоненты позволили во всех случаях обос-
нованно установить местоположение поглощающей зоны и ее границы
для поглощающих скважин, а также отбить интервалы повышенной
проницаемости в скважинах, пробуренных без поглощений.
На рис. 54 помещены такие графики для некоторых поглощающих
скважин. Кривые рассчитывались по величине средней механической
скорости. Заметим, что наилучшие результаты получаются при проведе-
нии механического каротажа с регистрацией показаний через 1 — 2 м.
Однако в рассматриваемом случае значения проходок на долото оказа-
лись сравнительно невелики.
Как известно, на графиках экспоненты механической скорости зоны
196
повышенной буримости соответствуют меньшему значению экспоненты.
Вследствие этого наименьшие значения экспоненты, как и следовало
ожидать, совпали с зонами поглощений в интервалах наибольшей прони-
цаемости, что во всех случаях подтверждается данными непосредствен-
ных наблюдений.
В скв. 33 поглощение было отмечено во время бурения при глубине
забоя 2783 м. На диаграмме зона повышенной проницаемости распола-
гается в интервале 2778 — 2782 м, т.е. начинается несколько выше, чем
это замечено при прекращении циркуляции.
Та же закономерность наблюдается и для скв. 43. По данным непос-
редственных наблюдений поглощение возникло при бурении на глубине
2736 м. По диаграмме а -экспоненты наибольшей проницаемостью ха-
рактеризуется интервал 2727 — 2754 м.
В скв. 45 поглощение (частичное), согласно первичным документам,
началось на глубине 2675 м во время бурения. Борьба с поглощением
проводилась при одновременном углублении скважин. Однако со време-
нем интенсивность поглощения увеличилась. Согласно диаграмме, в скв.
45 вскрыты две высокопроницаемые зоны на глубинах 2672 — 2677 и
2702-2712м.
В скв. 55 поглощение возникло на глубине 2770 м, как видно на
диаграмме, после чего началась длительная борьба с перемежающимися
проявлениями и поглощениями бурового раствора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аникиев К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенство-
вание глубокого бурения на нефть и газ. М., Недра, 1971.
2. Барриоз Джон Р., Махони Бернард Д. Расчет потенциальной производитель-
ности газоносного пласта по данным выброса в процессе бурения. — Инженер-неф-
тяник, 1975, № 3, с. 49 — 53.
3. Богомолов Н.П. Дифференциальный расходомер глинистого раствора. —
Нефтяное хозяйство, 1973, № 7, с. 63 — 65.
4. Борел В.Д., Люис Р.А. Методы определения пластовых давлений. — Инже-
нер-нефтяник, № 10, 1969, с. 57 — 64.
5. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев О.А. Проектирование конструк-
ций скважин. М., Недра, 1979.
6. Геологические предпосылки прогноза АВПД в Западной Сибири/Г.П. Евсе-
ев, Н.В. Шаблинская, Т.В. Дорофеева, Б.А. Лебедев ВНИГРИ, 1977, с. 106 — 117.
7. Гусаков Н.А. Справочное пособие по гидравлике и гидродинамике в буре-
нии. М., Недра, 1982.
8. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию
скважин. М., Недра, 1983.
9. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально
высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978.
10. Есьман Б.И. Термогидравлика при бурении скважин. М., Недра, 1982.
11. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных
скважин. М., Недра, 1977.
12. Кендалл Х.А. Научные основы регулирования давлений в скважине. —
Инженер-нефтяник, 1978, № 3, с. 7 —9.
13. Крылов В.И., Сухенко Н.И. Борьба с поглощениями при бурении скважин.
М„ Недра, 1978.
14. Крылов В.И. Изменение гидродинамического давления в скважине в зави-
симости от скорости спуска бурильной колонны. — Нефтяное хозяйство, 1976,
№ 1, с. 13 — 16.
15. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.,
Недра, 1980.
16. Кулиев Р.И. Гидравлические проблемы при бурении скважин в условиях
АВПД. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1979, № 4, с. 22 — 25.
1 7. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М., Недра, 1976.
18. Предупреждение газопроявлений при бурении скважин/А.Ф. Озеренко,
А.К. Куксов, А.И. Булатов, и др. — М., Недра, 1978.
19. Промывка при бурении, креплении и цементировании скважин/В.Г. Бели-
ков, А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов и др. — М., Недра, 1974.
20. Промывочные жидкости и тампонажные растворы/А.И. Булатов, Н.Н. Круг-
лицкий, Н.А. Мариампольский — М., Киев, Техника, 1974.
21. Повх И.Л. Техническая гидромеханика. Л., Машиностроение, 1979.
22. Погарский А.А., Чефранов К.А., Шишкин О.П. Оптимизация процессов
глубокого бурения. М., Недра, 1981.
23. Рачинский М.З., Мурадян В.М., Дурмишьян В.А. Закономерности развития
АВПД в разрезе осадочного чехла западного борта Южно-Каспийской впадины. —
Труды ВНИГРИ, вып. 397,1977, с. 128 - 142.
24. Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. М., Недра, 1973.
25 Серяков А.С. Естественные электрохимические процессы при бурении
скважин. — РНТС "Бурение", 1980, № 11, с. 33 — 36.
198
26. Скотт Джон. Сверхглубокое бурение в США. — Инженер-нефтяник, 1975,
март, с. 14 — 22.
27. Соколов В.А., Юровский В.М. Теория и практика газового каротажа. М.,
Недра, 1976.
28. Уилки Д.И., Бернард У.Ф. Обнаружение и контроль аномально высоких
давлений. — Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1981, № 7, с. 31 — 34.
29. Утяжеление буровых и тампонажных растворов/И.Н. Резниченко, А.И. Бу-
латов, С.А. Рябоконь, С.Н. Шандин — М., Недра, 1978.
30. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. — М., Недра, 1980.
31. Фролов Е.П. Изменение максимального градиента порового давления по
площади. — РНТС "Бурение", 1982, № 5, с. 7 — 8.
32. Шевцов В.Д. Борьба с выбросами при бурении скважин. — М., Недра, 1977.
33. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. М., Недра,
1984.
34. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвида-
ция осложнений в бурении. М., Недра, 1979.
35. Adams Neal. How to implement the one circulation mentod. The Oil and Gas J .
1979, No 48, p. 54 — 56.
36. Adams Neal. Kicks give clear warning signs. The Oil and Gas J ., 1979, N 42,
p. 132 - 134.
37. Bourgoyne A.T., Joung F.S. A multuple regression approach to optimal
drilling and abnormal pressure detection. Society of Petroleum Engeneer Journal,
August 1974, N 4. p. 132 - 136.
38. Cudd Bod. Deep holes in a high pressure inviroment call for special well control
procedures and training. Drilling, July, 1982, p. 53 — 56.
39. Dawson R. Barite — plud design for beffer well control. The Oil and Gas J .
1982, N 10, p. 122 - 126.
40. Fischer T.J., Kaster R. J. Controlling well kicks when shutin methods are
unsafe. World Oil, October, 1975, p. 61 — 66.
41. Fontenot J.E., Berry L.N. Study compares drilling — ratebased pressure—
prediction methods. The Oil ahd Gas J . 1975, 63, N 15, p. 123 — 138.
42. Joung A., Low P. Osmosis in argillaceous rocks. Bull. Am. Assoc. Pet. Geol.
1975, 49, p. 1005- 1007.
43. Maus L.D., Tannich Y.D., Jefrey W.T. Jnstrumention Requirements for
kick Detektion in Deep water. J . of Prtroieum Technology 1979, August, p. 1029 —
1034.
44. Mario Zamora, Mike Kimball New CBHP Method solves kickcontrol problems.
The Oil and Gas J . 1978, 6, p. 105 - 108.
45. Preston L. Moore. Procedures aid pressure control when drill bit is not on
bottom. The Oil and Gas J . 1977, 3, p. 86 — 92.
46. Stewart K. Plug set using diesel oil as carier. Drilling contractor, 1983, 39, N 4,
p. 32 - 34.
47. Wilkie D.Y., Bernard 1V.F. Detecting and controlling abnormal pressure. Wored
Oil July, 1981.
48. Tenevert Martin E. Program calculates Kick tolerance while drilling. The
Oil and Gas J. 1981, 79, N 48, p. 78-81.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Ввведение........................................................... 3
Глава 1. Причины поступления газа в ствол бурящейся скважины........ 6
Недостаточное давление столба бурового раствора................. 6
Изменение давления в скважине при подъеме бурильного инструмента. . 11
Разбуривание газоносных отложений............................... 18
Физико-химические превращения в буровом растворе . ............. 20
Фильтрация дисперсионной среды в окружающие породы.............. 24
Фильтрационное замещение........................................ 26
Осмотические перетоки........................................... 27
Диффузия газа................................................... 29
Другие причины поступления газа в буровой раствор............... 31
Анализ причин возникновения проявлений.......................... 32
Глава 2. Оперативное выявление зон АВПД в процессе бурения.......... 33
Общие представления об условиях образования АВПД................ 33
Механическая скорость бурения................................... 36
Нормализованная скорость бурения................................ 38
Вращающий момент на роторе...................................... 41
Вес на крюке....................................................... 42
Количество и свойство шлама на вибросите........................ 43
Плотность глинистого шлама......................................... 45
Скорость фильтрации............................................. 48
Показатель влажности............................................... 49
Температура бурового раствора...................................... 50
Газирование бурового раствора...................................... 51
Определение величины порового давления............................. 53
55
Глава 3. Раннее обнаружение притока газа в скважину................. 55
Контроль уровня бурового раствора в приемных емкостях........... 57
Контроль расхода бурового раствора на выходе из скважины........ gg
Давление в нагнетательной линии насосов......................... gg
Контроль условий подъема бурильной колонны...................... дд
Требования к средствам обнаружения проявлений................... gg
Запаздывание сигнала о проявлении...............................
Влияние примесей сероводорода и углекислого газа на время обнаруже- 7q
ния проявлений .................................................
Глава 4. Давления при борьбе с газопроявлениями....................
Изменение давлений при всплывании газа в закрытой скважине.....
Изменение давлений в скважине при движении пачки газа в процессе
глушения газопроявлений........................................
Давление при движении пачки газа в случае применения нерегулируе-
мого штуцера...................................................
Максимальные давления..........................................
Допустимые давления на устье при борьбе с газопроявлениями.....
Критический объем проявления газа..............................
Методы контроля давлений в скважине при борьбе с проявлениями. . . .
Г лава 5. Ликвидация газопроявлений.................................... 94
Методы ликвидации газопроявлений................................... 94
Определение характеристик газопроявлений и плотности бурового
раствора для глушения.................................. .... 96
Выбор подачи насосов...........................................99
Метод постоянного давления в бурильных трубах . . . . 100
Метод ожидания и утяжеления...................................105
Метод циркуляции и утяжеления.................................110
Упрощенный метод..............................................113
Метод ограничения давления перед штуцером.....................116
Облегчение условий глушения с помощью утяжеленного раствора 119
Метод диспергирования.........................................121
Ликвидация проявления но частям...............................125
Глушение проявлений с применением нерегулируемого штуцера 128
Контроль проявляющей скважины без циркуляции бурового
раствора......................................................133
Метод ожидания и уменьшения давления..........................137
Метод утяжеления и уменьшения давления...................... 143
Глушение проявлений при нахождении долота не на забое . 143
Установка баритовых пробок....................................148
Глава 6. Планирование противовыбросовых программ..................150
Специальные противовыбросовые мероприятия.....................150
Принципы выбора комплексов специальных технологических проти-
вовыбросовых мероприятий 151
Рациональная последовательность решений при обнаружении
проявлений....................................................154
Допустимое давление выброса . .......................164
Оценка предельного объема проявления по коэффициенту теле-
рантности . 168
Допустимая скорость подъема бурильной колонны .... 170
Скорость циркуляции ......................................... 176
Требования к буровым растворам................................179
Безвыбросовый дебит газа......................................180
Глава 7. Определение характеристик проявляющего пласта . 183
Перелив или увеличение расхода бурового раствора на выходе 183
Избыточный объем бурозого раствора в приемных емкостях 187
Газирозание бурового раствора.................................189
Определение зон наибольшей проницаемости в карбонатных тол-
щах по данным бурения.........................................194
Список литературы.................................................193