ИСТОЧНИКИ И ЗНАЧЕНИЯ ДАВЛЕНИЙ

Правильный выбор противовыбросового оборудования и четко разработанные правила эксплуатации нефтяной скважины являются важными аспектами предупреждения газонефтепроявления. Однако, основным средством контроля за скважиной было и остается гидростатическое давление ствола промывочной жидкости.

Противодавление, создаваемое столбом жидкости, сдерживает возникновение газонефтепроявления, а если таковое возникло, с помощью изменения параметров жидкости можно задавить поступающий в скважину пластовый флюид и восстановить контроль за скважиной.

Таким образом, при проведении капитального и подземного ремонта скважин контроль за плотностью и другими параметрами промывочной жидкости является наиболее важным условием безопасной эксплуатации скважины.

Кроме того, для сохранения контроля за скважиной и ее безопасной эксплуатации необходимо обладать знаниями в области физики давлений (гидравлики) и понимать процессы, происходящие в скважине при их изменениях.

Гидростатическое давление- это давление, создаваемое весом столба промывочной жидкости в скважине.

При подземном ремонте скважин в качестве промывочной жидкости могут применяться вода, пластовая нефть, воздух, природный газ. Гидростатическое давление рассчитывается по формуле:

Р_{гидростат} = плотность жидкости х глубина х 0,00981

Где: Р_{гидростат} – гидростатическое давление в кПа;

Плотность раствора – в кг/м³;

Глубина – фактическая вертикальная глубина в метрах;

0,00981 – постоянная величина, ускорение свободного падения.

Градиент давления = плотность жидкости х 0,00981

Где: градиент давления в Кпа

Плотность жидкости в кг/м³

0,00981 – постоянная величина, ускорение свободного падения.

Если известен градиент давления, плотность жидкости можно рассчитывать по формуле:

Для простоты и удобства расчетов многие операторы используют градиент давлений для выражения величины пластового давления. Выраженный в такой форме градиент пластового давления легко сравнить с градиентом давления жидкости, чтобы выяснить, есть ли состояние уравновешенного давления (необходимое превышение гидростатического давления над пластовым).

Расчет градиентов пластового давления и давления жидкости производится по формулам:

Где: градиент пластового давления в Кпа/м

Пластовое давление в Кпа

Глубина – фактическая вертикальная глубина в метрах

По аналогии с градиентом пластового давления градиент давления жидкости рассчитывается по формуле:

Пластовое давление - это давление, создаваемое гидростатическим давлением жидкости (воды, нефти, газа) в порах породы пласта. Поэтому чем больше глубина скважины, тем выше пластовое давление.

К сожалению, не все пласты имеют одинаковые характеристики по давлению на одних и тех же глубинах. Кроме глубины существует целый ряд других факторов, влияющих на величину пластового давления. По этой причине пластовые давления подразделяются на 3 категории:

· Обычные

· Аномально высокие

· Аномально низкие

1. Пластовое давление называется обычным, если оно равняется гидростатическому давлению столба пластовой воды от уровня поверхности до глубины кровли пласта.

2. Пластовое давление называется аномально высоким, если расчетный градиент пластового давления превышает 10,52 Кпа/м (плотность 1072 кг/м³).

3. Пластовое давление называется аномально низким, если расчетный градиент пластового давления меньше 9,8 Кпа/м (1000 кг/м³).

Наряду с пластовым давлением существует ряд других факторов, оказывающих значительное влияние на продуктивные свойства пласта. Наиболее важные из них это проницаемость, способность пористых горных пород пропускать через себя жидкости газы, и пористость - характеристика горных пород, показывающая процентное соотношение пустого пространства пор и твердой породы.

В общем случае породы, имеющие высокую пористость и проницаемость, обладают повышенной способностью создавать газонефтепроявление по сравнению с низкопористыми и низкопроницаемыми породами. Для глушения скважины в условиях газонефтепроявления гидростатическое давление эадавочной жидкости должно превышать пластовое давление. При появлении признаков газонефтепроявления скважина должна быть немедленно закрыта. После того, как давление в скважине стабилизируется, можно рассчитать пластовое давление, используя величину статического давления в НКТ.

Р _пласт.= гидростатическое давление + статическое давление в НКТ,

где Р_пласт.- пластовое давление в Кпа

Гидростатическое давление - статическое давление столба жидкости в НКТ

Статическое давление в НКТ - давление в закрытом НКТ после стабилизации давлений в Кпа

Давление гидроразрыва пласта.Гидроразрыв пласта представляет собой процесс закачки в пласт жидкости под большим давлением с целью превысить предел на разрушение пород пласта и вызвать их разрыв.

Р_{макс.обс.кол}. = градиент гидроразрыва х глубина – гидростатическое давление,

где: Р_{макс.обс.кол.}- максимально допустимое давление в обсадной колонне (давление опрессовки) в Кпа;

Градиент давления в Кпа/м;

Гидростатическое давление - давление столба жидкости в скважине от уровня поверхности до кровли пласта.

Плотность задавочной жидкостиДля глушения скважины утяжеленной жидкостью необходимо рассчитать плотность задавочной жидкости таким образом, чтобы ее гидростатическое давление несколько превышало пластовое давление. Плотность задавочной жидкости должна быть подобрана таким образом, чтобы она обеспечивала сохранение полного контроля за скважиной и одновременно не могла привести к разрыву пласта. Плотность задавочной жидкости рассчитывается по следующей формуле:

В некоторых случаях, когда необходимо рассчитать увеличение плотности жидкости, а не саму плотность, используется следующая формула:

Где: p = увеличение плотности жидкости измеряется кг/м³

Статическое давление в НКТ в Кпа после стабилизации давления;

Глубина – фактическая вертикальная глубина в метрах до кровли пласта;

0,00981 – постоянная величина, ускорение свободного падения.

Потери давления в циркуляционной системе. При проведении подземного и капитального ремонта скважин циркуляционная система применяется для глушения скважин, регулирования свойств и циркуляции промывочной жидкости и других операций. Давление циркуляции, создаваемое на выкиде насоса, должно рассчитываться с учетом всех потерь на трение, которые возникают в следующих точках:

1. наземное оборудование: нагнетательные линии, стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба

2. НКТ (БТ): внутренние потери на трение

3. Прочее оборудование: долотные насадки, слив НКТ, перепускные клапаны, забойный штуцер, погруженный насос и любые другие препятствия в колонне НКТ

4. 3атруб: потери на трение между НКТ (БТ) и обсадными трубами

Факторы, влияющие на потери на трение:

1. Параметры промывочной жидкости: Плотность, вязкость, пластическая вязкость, предел текучести, предельное статическое напряжение сдвига

2. Скорость промывки - при более высоких скоростях потока жидкости увеличиваются потери на трение

3. Площадь затрубного пространства - расстояние между обсадными и НК бурильными трубами

4. Препятствия в колонне НКТ - долотные насадки, перепускные клапаны

Давление на выкиде насоса при пониженной передаче - это давление, необходимое для преодоления потерь на трение в циркуляционной системе, но недостаточное для установления рабочей скорости промывки.

Величина давления на выкиде насоса при пониженной передаче используется для расчетов начального и конечного давления циркуляции.

Пример: Начальное давление циркуляции = статическое давление в НКТ + давление на выкиде насоса при пониженной передаче + противодавление.

где: противодавление - фактор безопасности для предупреждения дополнительного поступления пластовых флюидов в скважину, в Кпа.

При закачке утяжеленной задавочной жидкости необходимо рассчитать окончательное давление циркуляции по формуле:

Окончательное давление циркуляции = давление на выкиде насоса при пониженной передачи, кПа х +противодавление в кПа

Для определения давления на выкиде насоса при пониженной передаче необходимо придерживаться следующего порядка действий:

1. Установить циркуляцию и довести подачу насоса приблизительно до 50% от обычной подачи при закачке. Если этого нельзя сделать, установить подачу насоса, достаточную для данного оборудования.

2. Направить выход промывочной жидкости через штуцерный манифольд. Если это нельзя сделать из-за погодных или прочих условий, направить выход раствора в главную емкость. Убедиться, что штуцер открыт полностью.

После определения давления на выкиде насоса при пониженной передаче, поместить эти данные на доске объявлений в культбудке на видном месте для справок.

Давление поршневого эффекта.При подъеме бурильных /НК труб/штанг, противодавление на продуктивные пласты снижается благодаря так называемому поршневому эффекту. Снижение давления может привести к поступлению пластовых флюидов в скважину и началу газонефтепроявления. Основной фактор, влияющий на возникновение сальникообразования, - это скорость подъема (также ускорение - замедление). Опасность поршневого эффекта наиболее высока, когда трубы находятся ближе всего к продуктивному пласту или интервалу перфораций. Кроме скорости подъема существует ряд других факторов, влияющих на возникновение поршневого эффекта.

1. Площадь затрубного пространства между обсадными трубами и HКТ или между штангами и НКТ.

2. Параметры жидкости, в особенности предел текучести и предельное статическое напряжение сдвига.

3. Длина поднимаемой колонны.

Избыточные давления. При спуске бурильных/насосно-компрессорных труб противодавление на продуктивный пласт увеличивается настолько, что может привести к гидроразрыву пласта и потере раствора. Это в свою очередь имеет потенциальную опасность повреждения продуктивного коллектора и начала газонефтепроявления. Избыточные давления, возникающие при спуске труб, выталкивают жидкость вверх по затрубу и достигают максимальной величины при приближении колонны труб к интервалу перфораций.

Факторы, влияющие на возникновение избыточных давлений при спуске труб.

Площадь затруба между НКТ и обсадными трубами
Пара метры промывочной жидкости: предел текучести и предельное статическое напряжение сдвига
Длина колонны

Запас увеличения давления при подъеме. Во многих случаях противодавление столба жидкости лишь незначительно превышает пластовое давление. Такая ситуация может привести к возникновению газонефтепроявления во время подъема труб, т.к. противодавление при этом может еще более снизиться вследствие сальникообразования.

Для того чтобы предупредить опасность возникновения поршневого эффекта и снижения противодавления при подъеме колонны широко применяется метод увеличения плотности промывочной жидкости. Этот метод также называется методом запаса увеличения давления при подъеме.

где: запас увеличения давления при подъеме – величина увеличения противодавления для данной глубины, а Кпа

Глубина – вертикальная фактическая глубина, в м

0,00981 – ускорение свободного падения

Противодавление. При ликвидации газонефтепроявления основной задачей оператора является поддержание гидростатического давления несколько превышающим пластовое давление, Это необходимо для предупреждения поступления пластового флюида в скважину во время вымыва проявления и максимального снижения избыточных давлений на пласт и обсадную колонну.

Давление в призабойной зоне должно поддерживаться постоянным и регулироваться с помощью изменения давления в НКТ или бурильных трубах. Давление в НКТ определяется заданной подачей насоса и плотностью столба жидкости в НКТ. Практически поддержание постоянного давления в НКТ в призабойной зоне осуществляется с помощью изменения проходного отверстия регулируемого штуцера. Из-за погрешности показании манометров, пульсации давлений, вызываемой работой поршней насоса, различий в параметрах жидкости и прочих причин достаточно сложно точно определить превышение давления в призабойной зоне над пластовым. Для того, чтобы компенсировать эти потери и неточности к давлению циркуляции добавляется расчетное значение противодавления, сумма которых, однако, не должна превышать давление гидроразрыва пласта и давление опрессовки устьевого оборудования.

Величина противодавления составляет 700 - 1400 Кпа, а его точное значение определяется на основе анализа условий данной скважины.

Расширение газа. В данном разделе дается объяснение еще одного важного фактора, влияющего на технологию контроля за скважиной - расширения газа. В отличии от жидкостей газ имеет высокую сжимаемость, что создает многочисленные проблемы при ликвидации проявления.

Прежде чем перейти к рассмотрению конкретных проблем, связанных с сохранением контроля за скважиной и ликвидации проявлений, необходимо составить себе четкое представление, что такое расширение и сжатие газа. Основные факторы, влияющие на расширение газа, это давление, температура и сжимаемость.

После того, как в скважину попал газ и скважина была закрыта, газ начинает всплывать по затрубному пространству на поверхность благодаря разности удельных весов жидкости и газа. Скорость всплытия газа на поверхность принимается за 600 м/час, хотя между специалистами до сих пор существуют разногласия по этому вопросу.

При всплытии газа на поверхность ему следует давать возможность расширяться, т.к. если не допустить расширения газа, то его давление окажется постоянным - газ будет переносить забойное давление к устью скважины. (См. схему - 2.7).

При ликвидации проявления происходит расширение газа, всплывающего вверх по затрубу. При этом забойное давление поддерживается постоянным. Давление циркуляции такжке поддерживается постоянным с помощью регулируемого штуцера. По мере расширения газа из скважины вытесняется большее количество жидкости, что приводит к общему повышению давления на обсадную колонну. Увеличение давления на обсадные трубы продолжается до достижения газом поверхности. После этого давление в обсадной колонне начинает снижаться до тех пор, пока вся газовая пачка не будет вымыта из скважины. Размер газовой пачки определяет максимальное давление в обсадной колонне, которое требуется для того, чтобы уравновесить пластовое давление во время ликвидации проявления.

Таким образом, своевременное обнаружение начала газонефтепроявления имеет первостепенное значение для предотвращения дальнейшего поступления пластового флюида в скважину и, следовательно, сведения к минимуму размеров проявления.

Типы промывочных жидкостей и их параметры.При проведении операций по завершению, освоению, подземному и капитальному ремонту нефтяных скважин применяется целый ряд промывочных жидкостей различных типов, среди которых есть газы с низкой плотностью, типа азот, и тяжелые пакерные жидкости с повышенной плотностью. Выбор типа жидкости осуществляется на основе следующих условий:

Тип проводимых операций
Необходимые параметры жидкости
Возможные повреждения пласта при использовании данного типа жидкости

В этом учебнике мы, прежде всего, рассматриваем различные аспекты ликвидации проявлений и сохранения контроля за скважиной, поэтому при анализе типов промывочных жидкостей мы ограничимся рассмотрением типов и параметров жидкостей на водной основе, жидкостей на нефтяной основе и пакерных жидкостей. В главе 9 даются таблицы по приготовлению этих типов жидкостей и типовые расчеты.

Жидкости на водной основе. Жидкости на водной основе представляют собой жидкость с водной дисперсионной средой, которая постоянно находится в контакте с поверхностью скважины и пласта. В жидкостях на водной основе может присутствовать другая жидкая фаза, например, нефть, которая локализуется в капли и не входит в соприкосновение с поверхностью скважины.

Жидкости на водной основе могут иметь в своем составе:

Пресную воду
Пластовую воду с низким содержанием твердой фазы
Буровой раствор

Пресная вода.Пресная вода иногда используется в качестве промывочной жидкости при бурении, ремонте и освоении скважин. Основные достоинства пресной воды заключаются в том, что она недорога, не требует большого количества специальных добавок и имеется повсеместно. Основной недостаток пресной воды, который часто служит противопоказанием к ее применению, заключается в том, что ее использование приводит к нарушению эксплуатационных качеств глинистых пластов.

Пластовая вода (с содержанием растворимых утяжелителей). Добавки различных солей к пресной воде сообщают ей ряд полезных свойств, среди которых:

1) Повышение плотности воды с помощью растворимых утяжелителей без увеличения содержания твердой фазы. Это увеличивает гидростатическое давление на пласт и помогает сохранить контроль за скважиной.

2) Уменьшение нарушений эксплуатационных качеств пласта вследствие разбухания глин, т.к. солевые добавки сообщают воде ингибирующие свойства.

Существует целый ряд различных солей и их комбинаций, с помощью которых можно воспроизвести состав пластовой воды. Пластовая вода, которая имеет в своем составе только одну соль, называется односолевой пластовой водой. Если для данного типа операций необходима промывочная жидкость большой плотности, применяется двух - и трехсолевые пластовые воды.

В таблице 2.10 указаны значения плотностей промывочной воды, которые можно достичь, используя различные комбинации солей. Необходимо отметить, что плотность пластовой воды зависит от изменений температуры. Для большинства пластовых вод их плотность уменьшается с увеличением температуры. По этой причине замеры плотности пластовых вод должны проводиться при одинаковой температуре жидкости. Установленная температура = 15 градусов.

Быстрота коррозии для пластовых вод обычно низкая, низкая - средняя, однако ее применение в качестве пакерной жидкости не рекомендуется. Быстроту коррозии можно значительно снизить добавками антикоррозионных ингибиторов, раскислителей и поддержанием рН в пределах от 7 до 10.

Кроме того, следует отметить, что пластовые воды с высоким содержанием солей, имеют высокую температуру замерзания. Например, раствор КС1 с плотностью 1160 кг/м³ замерзает при температуре 15градС.

По этой причине необходимо принимать необходимые меры предосторожности при применении насыщенной пластовой воды в холодных условиях.

Односолевая пластовая вода. Наиболее простой и широко применяемый тип промывочных вод. Односолевую воду получают добавлением к пресной воде одной из солей: KCI, NaCl или CaCl₂. Плотность такой воды регулируется добавлением к ней пресной воды или соли.

а) Хлорид калия (KCI) Хлорид калия наиболее подходит для скважин, где имеются водовосприимчивые пласты. Максимальная плотность пластовой воды с хлоридом калия - 1162 кг/м3. В 9-ом разделе даются таблицы для приготовления пластовой воды с KCl.

б) Хлорид натрия (NaCI) Хлорид натрия является наиболее широко применяемой односолевой пластовой водой. Максимальная плотность такой воды - 1200 кг/м3. Однако после достижения жидкостью плотности 1162 кг/м', соль растворяется в воде очень медленно. Таблицы для приготовления хлорида натрия также даются в разделе 9

с) Хлористый кальций Плотность пластовой воды с хлоридом кальция можно легко довести до 1390 кг/м3. При смешивании CaCI₂ необходимо соблюдать меры предосторожности, т.к. реакция происходит со значительным выделением теплоты. Таблицы для смешивания приведены в разделе 9.

Двухсолевые пластовые воды применяются в тех случаях, когда необходимо получить жидкость с плотностью выше 1390 кг/м³. Наиболее распространенный тип двухсолевой воды - это смесь хлорида кальция и бромида кальция (CaCI2./CaBr₂). С помощью основного компонента СаВr₂, можно достичь вязкости 1690 - 1713 кг/м³. Затем плотность можно еще более повысить до 1910 кг/м³ путем добавления гранулированного или хлопьевидного хлористого кальция. Пластовая вода CaCI2./CaBr2 имеет низкие коррозионные свойства, т.к. ее Рн = 7-9. Если необходимо полностью исключить возможность коррозии, в воду добавляют антикоррозионные ингибиторы.

Жидкости на нефтяной основе. В жидкостях на нефтяной основе нефть является дисперсионной средой, а вода - вторичной фазой. Применяемые типы нефти - пластовая нефть, очищенные светлые нефтепродукты или смесь дизельного топлива и воды.

При проведении ремонтных работ на нефонтанирующих скважинах в качестве задавочной жидкости часто применяется добытая жидкость. Если характеристики пласта не позволяют использовать жидкость на водной основе, при проведении ремонтных операций применяется жидкость на нефтяной основе. В состав жидкостей обычно входит дизельное топливо (основа), т.к. большинство добавок хорошо смешиваются с дизельным топливом, и различные добавки: утяжелители, гели, эмульгаторы и прочее.

РАЗДЕЛ 3