Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 102

 

565 

3.  Когда  газ  расширяется  в  затрубном  пространстве,  объём  увеличивается  на 

поверхности. Прирост в амбаре выражается в виде какой-то удельной высоты затрубного 
пространства. Т.о. потери гидростатического давления в затрубном пространстве 

d Н = 

ф

бар

объем

кольцевой

бар

амбара

объема

прирост

/

,

,

х плотность раствора х 0,05 2. 

Пример. 

Глубина - 10000 ф

 

Размер ствола -  9 7/8" 

Вес раствора - 14 фунт/гал

 

Размер трубы - 5" 

Газирование до 10 ф/гал

 

Прирост объема амбара - 3,6 

Каково снижение гидростатического давления. 
1. Strong-White   

Н=10000 х 14 х 0,052 = 7280 psi 

N = 

10

14

1 



вес

ый

газированн

вес

начальный

= 0,40 

dН = 0,40 х 2,3 log х 

7

,

14

7280

 х 14,7 = 36,44 psi или 0,07 фунт/гал. 

2. Укороченный расчёт 

dН  = 100

1



раствора

ого

газированн

вес

раствора

нного

негазирова

вес

 

dН =100 

10

14

-1-40 psi  = 0,076 фунт/гал. 

3. Используя прирост объёма в амбаре 

Н

амбаре

в

объема

увеличение

3

052

,

0

14

1029

)

5

(

)

875

,

9

(

36

1029

)

5

(

)

875

,

9

(

2

2

2

2













 

004

,

0

36

х 14 х 0,052 = dН 

37,2 psi 

или   0,071  ф/гал = dН 

 
Классический пример. 
1. Глубина 

- 16000 ф. 

Вес раствора - 18 ф/гал. 
Газирование до - 2 ф/гал. 
Увеличение в амбаре - 48 бар. 
Размер ствола - 8 3/4". 
Бурильная труба - 4 1/2". 

а) Каково снижение гидростатического давления? 
б) Каково начальное давление в бурильной трубе, если скважина закрыта? 

2.Глубина - 10000 ф. 

Вес раствора - 14 ф/гал. 
Газирование до 10 ф/гал. 
Бурильная труба - 5" 
Ствол -  12 1/4". 
Увеличение в амбаре - 3 бар. 
Глубина нахождения долота - 6000 ф. 
SIDPP -150 рsi 
Градиент давлении на 2000 ф - 11,2 ф/гал. 

Рассчитать требуемый вес раствора для глушения выброса. 

 

566 

6000

052

,

0

150

)

10

6000

052

,

0

(











 = 10,0 ф/гал. 

В этом случае используется вариант № 1, т.к. вес раствора не превышает градиента 

трещины. Если бы скважину можно было заглушить долотом на забое, достаточен был бы 
вес 10,3 ф/гал. 

 
Пример № 2. 
Глубина - 10000 ф. 
Вес раствора - 10,0 ф/гал. 
Глубина долота - 4000 ф. 
SIDPP  - 300 рsi 
Градиент разрыва на 2000 ф - 11,2 ф/гал. 

Вес глушения 

4000

052

,

0

300

)

10

4000

052

,

0

(











 х 4000 = 11,44 ф/гал. 

Здесь используется вариант №  2, т.к. вес глушения превышает градиент разрыва. С 

долотом  на  забое  достаточен  вес  10,6    ф/гал.  Рассчитывается  вес  высокой  плотности 
жидкости глушения небольшого объёма 

10000

052

,

0

300

)

10

10000

052

,

0

(









= 5500 рsi  

Длина  столба  раствора  10  ф/гал  =  0  ф  -  2000  ф  +  4000  ф  -  10000  ф  =8000  ф. 

Гидростатическое  давление  раствора  10  ф/гал  =  0,052  х  8000  х  10  =  4160  рsi 
Гидростатическое давление раствора высокой плотности от 2000-4000 ф. 

5500-4160= 

2000

052

,

0

1340



ф

=12,9 ф/гал. 

В  варианте  №  3  для  создания  механической  перемычки,  а  не  уравновешивания 

пластового 

давлении 

используется 

баритовая 

или 

цементная 

пробка. 

Т.к. 

уравновешивание  давления  не  происходит,  то,  если  пробка  успешна,  газ  вероятно 
мигрирует в неё. Но это опасно, если пробку нужно разбуривать. 

О баритовой пробке будет сказано отдельно. 
Эти варианты - лишь временная мера уравновешивания пластового давления пока на 

забой не будет спущено долото и по всему стволу не будет раствор с равномерным весом. 

 

Невозможность циркуляции 

Хотя и не часто, выброс может произойти в период, когда циркуляция невозможна. 

Такая ситуация является результатом одного или более обстоятельств. 

1. Авария насоса. 
2. Авария других компонентов вышки. 
3. Заблокированная труба или долото. 
4. Промыв. 
5. Выброс при отсутствии долота на забое. 
 

Объёмный метод контроля скважины 

Теория. 

Вторгшаяся  жидкость  при  отсутствии  циркуляции  мигрирует  вверх  по  стволу  со 

скоростью  500-1000  ф/час,  повышая  давление  на  усилие.  В  этом  случае  применяется 
метод  подобный  Методу  Бурильщика    для  контроля  газового  притока,  который  часто 
называется  объёмным.  При  этом  расширение  газа  дает  механизм  поддержания 
постоянного забойного давления выше пластового. 

а. Найти снижение гидростатического давления, всеми тремя способами. 
3. Глубина - 6000 ф. 

Вес раствора - 11,0 ф/гал. 

 

567 

Газирован -  до 5 ф/гал 
Найти снижение гидростатического давления. 

4. Глубина -12650 ф. 

Вес раствора - 18,0 ф/гал 
Газирован до — 16,8 ф/гал. 
Найти снижение гидростатического давления. 

5.  Глубина- 6000 ф. 

Вес раствора — 10,8 ф/гал. 
Газирован до 10,0 ф/гал. 
Найти снижение гидростатического давления. 

 

Комментарии 

1. Умеренное газирование не о заметного влияния на гидростатическое давление. 
2.  Любое  количество  газа  или  воды,  поступившее  в  скважину  должно  вытеснить 

раствор из неё в амбар. 

3. Незначительное снижение веса раствора в нагнетательной линии от притока воды 

может  понизить  забойное  давление  в  большей  мере,  чем  снижение  веса  раствора 
газированием. 

4.  Если  нет  уверенности,  проверить  давление  в  закрытой  бурильной  трубе  и 

обсадной трубе. 

5. В реальных условиях уравнение 

)

/

(

ф

бар

ва

пространст

кольцевого

объем

амбаре

в

объема

увеличение

х начальный вес раствора х 

х 0,052 = снижению давления в рsi - более точен, чем уравнение Strong-White , 

но для расчёта труднее получить данные. 

 

Выбросы при отсутствии долота на забое 

Выбросы  в  основном  происходят  во  время  подъема  трубы  из  скважины.  Основная 

причина - снижение забойного давления в результате поршневого эффекта. Свабирование 
является  функцией  свойств  раствора  и  скорости  подъёма  трубы  из  скважины.  Это 
усиливается  ещё  и  налипанием    выбуренной  породы  на  долото  и  стабилизатор.  Если  во 
время  подъема  трубы  происходит  приток  газа,  газовый  выброс  может  остаться 
незамеченным. 

Разбуривание  газоносных  пластов  с  большим  давлением  непосредственно  перед 

подъёмом  бурильной  колонны  из  скважины  без  обратной  циркуляции  может  вызвать 
приток с последующим выбросом, если он не обнаружен.   

Контроль  выброса  без  долота  на  забое  затруднен  и  связан  с  осложнениями.  Если 

скважине  начинает  фонтанировать  или  не  принимает  достаточное  количество  раствора 
для заполнения  - самое главное спустить долото на забой. Если скважина не переливает, 
возможен  спуск  трубы  на  забой.  Если  опустить  долото  на  забой  невозможно  выброс 
контролируется трубой на месте, тогда возможны следующие варианты. 

1.  Увеличить  плотность  раствора  надо  текущим  положением  долота  нормальной 

циркуляцией или через штуцер. 

2.  Смешать  и  закачать  ограниченный  объём  жидкости  глушения  с  высокой 

плотностью. 

3. Закачать баритную или цементную пробку.   
В  первом  и  втором  вариантах  сумма  гидростатического  давления  плотностей 

раствора должна быть равной пластовому давлению, но не превышать давление разрыва в 
самой слабой точке скважины. Это зависит от величины давления в закрытой бурильной 
трубе и расстояния долота от забоя. 

  

Пример 1. 

Глубина - 10000 ф. 

 

568 

Вес раствора - 10,0 ф/гал.      
Расширение  газа  возможно  в  стволе,  свободном  от  раствора.  Каждый  извлеченный 

баррель  раствора  представляет  собой  удельную  потерю  гидростатического  давления  в 
скважине. Потери определяются по весу раствора и высоте (затрубная высота, если   труба 
в  стволе)  в  скважине.  Забойное  давление  остается  почти  постоянным,  а  газ  мигрирует  к 
поверхности.  Когда  газ  постиг  поверхности,  гидростатическое  давление  удерживается 
раствором,  как  бы  смазывая  ствол  по  мере  выхода  газа.  Скважина  контролируется 
удовлетворительно в безопасном режиме. 

Применение. 

Мигрирующий  к  поверхности  газ  увеличивает  давление  на  устье  в  результате 

расширения.  для  поддержания  пластового  забойного  давления  раствор  должен  выходить 
из затрубного пространства по мере расширения газа. Потери гидростатического давления 
во  время  выхода  раствора  должны  компенсироваться  дополнительным  искусственным 
давлением  на  устье.  Давление  растёт,  затем  через  открытый  штуцер  медленно 
стравливается  раствор  объёмом,  равным  заранее  определенному  гидростатическому 
давлению.  Операторы  предпочитают  поддерживать  на  100  рsi  больше  пластового 
давления  и  100  рsi  прироста.  Для  прироста  в  100  рsi  давление  на  устье  должно 
увеличиваться до 200-250 рsi больше начального давления в закрытой скважине. Раствор 
затем  удаляется  открытием  штуцера  до  снижения  устьевого  давления  до  200  рsi  выше 
начального. Штуцер закрывается и давление опять растёт. Затем удаляется раствор, пока 
давление не снизится на 200 рsi больше начального устьевого. Этот процесс повторяется, 
пока  не  будет  удален  раствор  объёмом,  равным  100  рsi    гидростатического  давления. 
Затем давление увеличивается на 300-350 рsi больше начального в закрытой скважине. С 
помощью  указанной  методики  удалить  ещё  один  объём  раствора,  равный  100  рsi.  
Повторить  процесс  до  появления  газа  на  поверхности.  для  каждого  объёма  раствора, 
равного  100  рsi,  удаляемого  из  скважины,  требуется  дополнительно  100  рsi.  давления  на 
устье. 

Как  только  газ  достигнет  поверхности,    все  ещё  важно  поддерживать 

гидростатическое  давление  на  пласт.  Поэтому  газ  нельзя  выпускать,  т.к.  снизится 
гидростатическое  давление  допускающее  дальнейший  приток  газа.  На  этом  этапе  объём 
раствора,  эквивалентный  известному  гидростатическому  давлению,  нужно  закачать  в 
скважину. Если  требуется прирост в 100 рsi,  рассчитывается объём раствора, равный 100 
рsi и введен в скважину (или затрубное пространство, если спущена труба). В результате 
должно  быть  увеличение  давления  на  100  рsi.      Через  некоторое  время  (30  минут±) 
оседания раствора через газ, газ будет удаляться до понижения давления на 100 рsi 

Процедура повторяется до полного вытеснения газа из скважины. Каждый раз объём 

раствора,  эквивалентный  100  рsi  вводится  в  скважину,  устьевое  давление  должно 
снижаться на 100 рsi  до достижения начального устьевого давления. 

Как и Метод Бурильщика эта методика только удаляет приток газа из скважины Если 

скважина  не  сбалансирована,  конечное  и  начальное  давление    в  закрытой  скважине 
должно  быть  равно,  прежде,  чем  газ  начнёт  расширяться.  Если  скважина  не 
сбалансирована  при  статических  условиях,  и  свабирует  при  подъеме  трубы,  она  может 
быть заглушена после вытеснения газа. Ниже приводится пример. 

Дано: 
SIСР -  300 рsi 
Вес раствора - 10,0 ф/гал. 
Размер скважины — 8 3/4" 

Объем ствола = 

1029

752

,

8

 = 0,0744 бар/ф. 

 Длина 100 рsi в скважине = 

10

052

,

0

100



 = 192 ф. 

Поэтому столб 192 ф раствора 10 ф/гал равен гидростатическому давлению 100 рsi