Приложение N 2

к Руководству по безопасности

"Технология управления скважиной при

газонефтеводопроявлениях в различных

горно-геологических условиях",

утвержденному приказом

Федеральной службы по экологическому,

технологическому и атомному надзору

от 19 декабря 2024 г. N 408

РЕКОМЕНДУЕМЫЙ СПОСОБ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО ОБЪЕМА ПОСТУПЛЕНИЯ ФЛЮИДА
В СКВАЖИНУ, ДОПУСТИМОГО ВНУТРЕННЕГО ДАВЛЕНИЯ, МАКСИМАЛЬНОГО
ОБЪЕМА И ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА УСТЬЕ

1. При глушении ГНВП обеспечивают безопасность работ и исключение появления дополнительных осложнений, связанных с разрушением устьевого оборудования, порывом колонны, гидроразрывом пород в необсаженной части ствола скважины. Это достигают недопущением в скважину флюида объемом больше предельного.

2. Предельный объем определяют по формуле:

- газообразный флюид

- жидкий флюид

где [P] - допустимое внутреннее давление в рассматриваемом сечении, МПа;

[P_у]_min - наименьшее из допустимых давлений на устье, МПа;

S - площадь поперечного сечения газовой пачки, м²;

S_min - наименьшая площадь поперечного сечения затрубного пространства, м;

K - коэффициент, учитывающий изменение температуры и сжимаемости газов с глубиною;

- плотность бурового раствора, кг/м³;

- плотность газа в рассматриваемом сечении, кг/м³;

- плотность флюида, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/сек²;

P_пл - пластовое давление, МПа;

H - глубина залегания проявляющего пласта, м;

h - глубина нахождения рассматриваемого сечения, м;

- превышение забойного давления над пластовым МПа.

Наиболее разрушительным и скоротечным является газопроявление, поэтому при незнании вида поступившего в скважину флюида, расчеты ведут по газу.

3. Расчеты ведут для наиболее опасных сечений в скважине (устье, стык секций обсадной колонны, цементное кольцо башмака обсадной колонны, пласт склонный к гидроразрыву) до начала бурения для каждого возможного коллектора, вскрываемого скважиной.

В процессе бурения расчеты предельных объемов поступления газа в скважину уточняют при изменении геологических условий. Меньший предельный объем указывает на самое опасное сечение в скважине и является предельным для всей скважины.

4. Для разведочных скважин, в которых пластовое давление не определяли, расчеты предельного объема поступления пластового флюида в скважину проводят с учетом возможного превышения пластового давления над проектируемым. Уровень превышения определяется изученностью геологического разреза:

1) 0 - пластовое давление известно;

2) 0,0005H МПа - на разведываемой площади сделаны единичные замеры пластовых давлений;

3) 0,001H МПа - пластовое давление определено только геолого-геофизическими методами;

4) 0,0015H МПа - геологический разрез изучен только сейсмическими методами.

5. Максимальное давление на устье, которое возникает при достижении газовой пачки дросселя во время ее вымывания при условии превышения забойного давления над пластовым на рассчитывают по формуле:

где V₀ - объем поступившего в скважину газа, м³.

6. Объем, который займет газовая пачка, дошедшая до устья (это соответствует увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях), рассчитывают по формуле:

7. Допустимое внутреннее давление в любом сечении обсаженной части ствола скважины находят из выражения:

где P_опр устьевое давление опрессовки рассматриваемой части обсадной колонны, МПа;

- плотность жидкости, на которой проводили опрессовку рассматриваемой части обсадной колонны, кг/м³.

8. Давление гидроразрыва пласта берут из геолого-технических данных или определяют по формуле:

где - градиент гидроразрыва пласта, МПа/м;

C - коэффициент гидроразрыва пласта.

Для пород, залегающих на большой глубине:

1) плотные породы (глина, мергели, соли или ангидриты, алевролиты) C = 1

2) карбонаты (менее плотные, чем в 1) C = 0,75

9. Плотность газа определяют формуле

где H_г - высота столба газа в скважине, м.

10. Коэффициент K находят из выражения

или по номограмме (рис. 1),

где T_пл, T - температура газа при поступлении в скважину и в рассматриваемом сечении, °K;

Z_пл, Z - коэффициент сжимаемости газа в месте поступления в скважину и в рассматриваемом сечении.

11. Эквивалентный градиент давления находят по формуле:

Номограмма построена для условий: температура всплывшего к устью газа равна 50 °C, геотермический градиент равен 3 °C/100 м, температура дневной поверхности 25 °C, коэффициент сжимаемости на устье равен Z = 0,9. По номограмме K находят следующим образом: определяют K для глубины H и для глубины h, K в этом случае равно:

Для устья Kh - 1, - 200 кг/м³.

Рис. 1. Коэффициент K, учитывающий изменение сжимаемости

и температуры газа по глубине скважины.

Пример:

Необходимо при проектировании скважин определить предельный объем поступления флюида в ствол скважины, максимальное давление на устье и максимальное увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях, ожидаемые при ликвидации газопроявления.

1 действие. По формуле (П2.5) определяют допустимые внутренние давления для опасных сечений последней обсадной колонны:

- устье скважины

[P]_у = 0,8 М · 50 = 40,0 МПа

- стык секций обсадной колонны

[P]_у = 0,8 · 40 + 10^-6 · 1500 - 9,8 · 3000 = 76,1 МПа

- цементное кольцо башмака обсадной колонны

[P]_у = 0,8 · 40 + 10^-6 · 1500 · 9,8 · 5000 = 105,5 МПа

2 действие. Определяют параметры газа для каждого опасного сечения. При этом принимают, что температура газа соответствует геотермической температуре по скважине, а на устье - температуре бурового раствора, выходящего из скважины. Так, например, для стыка обсадных колонн: допустимое внутреннее давление - 76,1 МПа; температура - 115 °C (25 °C + 3 °C/100 м 3000) или 388 °K (115 °C + 273). Находят плотность газа для этих условий кг/м³. Находят коэффициент K: для глубины проявляющего пласта H - 6000 м и давления поступившего газа P_пл = 118 МПа эквивалентный градиент давления (35) составляет

, а для глубины нахождения стыка секций обсадной колонны h = 3000 м и допустимого внутреннего давления

.

Тогда согласно выражению (36)

Также находят параметры газа для других опасных сечений и сводят полученные данные в таблицу.

Примечание: K = °C + 273.

По полученным данным определяют по формулам (П2.1 и П2.2) предельный объем поступления газа в скважину для забоя и каждого опасного сечения, находят наиболее опасное и рассчитывают по формулам (П2.3, П2.4) максимальное давление и объем газа при достижении устья:

а) пластовое давление достоверно известно:

- устье скважины

- стык секций

- башмак обсадной колонны

- пласт, склонный к гидроразрыву

Из расчетов определяют, что наиболее опасное сечение - башмак обсадной колонны, которому соответствует меньший предельный объем. Окончательно принимают V_np = 10,9 м³. При этом максимальное давление и объем газовой пачки на устье будут равны

б) Пластовое давление заложено в проект по результатам единичных замеров, поэтому в расчетах принимают:

P_пл = P_пр + 0,0005 · H = 114 + 0,0005 · 6000 = 117 МПа

- устье скважины

- стык секций

- башмак обсадной колонны

- пласт, склонный к гидроразрыву

В данной ситуации наименьший предельный объем соответствует пласту, склонному к гидроразрыву, но ввиду того, что этот объем по высоте перекрывает опасное сечение, для которого он рассчитан, то его отбрасывают. Наиболее опасным сечением является башмак обсадной колонны с V_пр = 6,7 м³.

в) пластовое давление заложено в проект на основании измерении геолого-геофизических методов, поэтому его принимают равным

P_пл = P_пр + 0,001 · H = 114 + 0,001 · 6000 = 120 МПа

- устье скважины

- стык секций

- башмак обсадной колонны

- пласт, склонный к гидроразрыву

Наиболее опасным сечением является пласт, склонный к гидроразрыву V_пр = 2,0 м³

В данной ситуации скважина находится на грани допустимого, так как допустимый объем в пределах погрешности измерительной аппаратуры,

г) Пластовое давление заложено в проект на основании сейсмических измерений, поэтому его принимают равным

P_пл = P_пр + 0,0015 · H = 114 + 0,0015 · 6000 = 123 МПа

- устье скважины

- стык секций

- башмак обсадной колонны

- пласт, склонный к гидроразрыву

Последняя ситуация указывает на необходимость изменения конструкции скважины.