Давление в скважине (Рскв.) это прежде всего давление гидростатическое (Рг/стат.) и определяется плотностью бурового раствора.
Рг/стат. = g*g*Н
Рскв. = Рг/стат. + DРк.п.+- DРпор., где DРк.п. – потеря давления в кольцевом пр-ве
DРпор. – поршневое давление
g - плотность бурового раствора
r - пластическая вязкость
v – напряжение сдвига
S = Dn (скорость сдвига) / Dr (направление сдвига) ® градиент скорости (Па/сек.)
t (напряжение сдвига в Па) = F(сила сдвига) / А(площадь сдвига)
t = m (вязкость жидкости) * S
t
t
t 0
m
S
S
t - t 0 =h * S, где h - пластическая вязкость
t 0 – предельное динамическое напряжение сдвига
t = к * S n, где n – показатель нелинейности
к – показатель консистенции бурового раствора
S – измеряется в (Мпа*сек)
t - измеряется в (Дпа) - декопаскаль
Р / Н – градиент давления
grad Рскв. = Yр-ра +DYр-ра (добавка плотности раствора)
Yэкв. Совпадает grad Рскв.
График совмещенных давлений.
Р прочности породы
Р гидроразрыва
grad T = 3,30С/ 100м
Р скв. Не должно превышать Рп. И Рг/раз.
grad Рпласт. = 1,05г/см3
grad Геостатическое = 2,231г/см3
определяется средневзвешенной плотностью гор. Породы.
Единственным способом определения Рпласт является испытание пластов.
Ргорн. = S + Рпласт.
Определение давления пласта.
1. Появление газа наращивания
Рскв. = Рг/стат - DРсвбирования = Р пл.
Подъем с определенной скоростью несколько раз, затем оценить приток.
2. Проявление притока в процессе бурения.
Рскв. = Рг/стат + DРк.п. = Рпл.
Суммарный газ растет
При входе в пласт (коллектор) суммарный газ падает из-за хорошей фильтрации пласта.
Покрышка, потом пласт ® скорость проходки увеличивается в 2-3 раза.
Если приток Суммарного газа , то Рпл. >Р скв., Рскв. = Рг/стсат - DРсваб.
Приток чаще всего случается при простое скважины или при подъеме инструмента.
Дехр. – оценочный метод, используется в отложениях, где есть монотонный глинистый разрез.
Sigmolog – для пород обладающих определенной напряженностью (песчаники, известняки).
Считаем Р напряжения для предупреждения аварий и осложнений.
Основная задача для предупреждения выброса пластового флюида.
Для этого оператор должен выявлять и оценивать ситуации:
1) Приток при бурении,
2) Приток при СПО.
1-я часть задачи состоит в раннем обнаружении первых признаков проявления притока и получения его характеристик.
1-я аномалия – увеличение механической скорости.
2 –я аномалия – увеличения объема в активных емкостях
3 –я аномалия снижение давления на входе при постоянном расходе бурового раствора
Определяем сразу интенсивность притока во времени
Q = Vпр. / t= (м3/час).
Рекомендация – закрыть превертор.
Оцениваем Рпласт = Рг/стат +DРизб. , DРизб в любой точке одинаково.
кот. покажет прибор
Рпл ³ Рскв. - было
Рскв = Рпл - когда закрыли
Если не закрыли, а бурят дальше, то растет объем
Плотность раствора падает, Сумма газов растет, температура на выходе падает
Рекомендация - включить дегазатор. Дегазировать и отсечь выходящую пачку от циркуляции в отдельную емкость, чтобы отсеченная (облегченная) пачка не попала в активную емкость и далее в скважину, т. к. раствор облегчится и со временем может произойти выброс (не допускать пачку к циркуляции)
Рскв > Рпл – 14 атм перепад принормальном давлении, чтобы удержать колектор.
2)Приток при СПО (подъеме) увеличился.
1 аномалия - объем инструмента поднятого (Vпод. Инстр.) сравнивается с объемом долива Vд.
Vд – Vпод.инст. = Б – баланс
Программа через каждые 5 свечей сравнивает Vд. и Vпод.инст. и величину «приток потери инструмента».
Доливать больше, чем Vпод.инст.
Карта долива
| Б | Б | Б | Б | Б |
| +0,5 | +0,4 | +0,6 | +0,1 | 0 (минус) |
| +0,9 | 1,7 м3 |
Б – приток в скважину
+0,5 … - объем сум. баланса
0 получили, сум. баланс – 1,7 м3
Скважина не принимает раствор. Оператор должен предупредить буровую, что скважина проявляет.
В зонах АВПД долив идет по специальному плану на каждую свечу. Объем каждой свечи сравнивается с объемом долива.
При отрицательном балансе предупредить бригаду.
Vпр. (объем притока) = åБ (суммарный баланс)
Qпр(интенсивность притока) = åБ / Тспо
Дата: 2019-02-02, просмотров: 284.
