Способ определения пластового давления в процессе бурения

 

Изобретение относится к исследованию поисковых и разведочных скважин и может быть использовано в различных нефтегазовых районах при проведении поисково-разведочного бурения на нефть и газ в глубоких скважинах. Цель изобретения - повышение точности, оперативности и сокращение времени определения пластового давления (ПД). После остановки циркуляции бурового раствора (БР) в скважине поднимают колонну бурильных труб (БТ), определяют величи-ну снижения забойного давления при подьеме БТ, оставляют скважину без циркуляции, инициируют флюидопроявление и через время, определяется по формуле t = V/C -АР, повторно спускают колонну БТ и восстанавливают первоначальную плотность БР, а ПД определяют из выражения РПЛ = РГ- Рд.п - РСТ - Аh • /э • д, где V -.объем пластового флюида, поступающего в ствол скважины при инициации флюидопроявления, причем V<Vflon, м ; Удоп ~ допустимый объем флюидопроявления,. м ; С - коэффициент сопротивления движения жидкости или газа в пласте и глинистой корке, м /Па • с; АР - величина депрессии на пласт. Па; РГ =уО • g ' h - гидростатическое давление. Па; Рд.п - гидродинамическое давление, обусловленное подъемом БТ, Па; РСТ-снижение забойного давления, обусловленное эффектами контракции и фильтра'ции. Па; Ah - глубина опорожнения скважины при подъеме бурильной колонны, м; рплотность БР в бурильной колонне, кг/м"^; g - ускорение свободного падения, м/с .СПсИзобретение относится к исследованию поисковых и разведочных скважин и может быть использовано в различных нефтегазовых районах при проведении поисково-разведочного бурения на нефть и газ в глубоких скважинах.Известен способ определения пластового давления при исследовании слабопро-ницаемых пластов в процессе бурения во время проявлений, предполагающий обязательное освоение скважины, в которую спущена колонна труб, и получение притока пластового флюида.Пластовое давление замеряется на завершающем этапе исследования путем закрытия скважины для восстановленияVI^О 00>&

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 47/06

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

K АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4796566/03 (22) 29.02.90 (46) 23.02.92. Бюл. Rb 7 (71) Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению сква>кин и буровым растворам (72) Э.В.Бабаян и В.Н.Баринов (53) 622.276(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 875006, кл. Е 21 В 47/00, 1979.

Авторское свидетельство СССР

М 12967 17, кл. Е 21 В 47/06, 1985. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ (57) Изобретение относится к исследованию поисковых и разведочных скважин и может быть использовано в различных нефтегазовых районах при проведении поисково-разведочного бурения на нефть и газ в глубоких скважинах. Цель изобретения — повышение точности, оперативности и сокращение времени определения пластового давления (ПД). После остановки циркуляции бурового раствора (БР) в скважине поднимают колонну бурильных труб (БТ), определяют величиИзобретение относится к исследованию поисковых и разведочных скважин и может быть использовано в различных нефтегазовых районах при проведении поисково-разведочного бурения на нефть и газ в глубоких скважинах, Известен способ определения пластового давления при исследовании слабопро„„. Ж„„1714108 А1 ну снижения забойного давления при подъеме БТ, оставляют скважину без циркуляции, инициируют флюидопроявление и через время, определяется по формуле с =

ЯС Л Р, повторно спускают колонну БТ и восстанавливают первоначальную плотность БР, а ПД определяют из выражения

Рпл= Рг- Рд.п- Рст- Ы1 Р g, где 1/ —.объем пластового флюида, поступающего в ствол скважины при инициации флюидопроявления, причем ЧЫ/д0п, м; Vpon — допустимый объем флюидопроявления,. м; С вЂ” коэффи3. циент сопротивления движения жидкости или газа в пласте и глинистой корке, м /Па с; ЬР— величина депрессии на пласт, Па;

Рт = p . g П вЂ” гидростатическое давление.

Па; Рд.п — гидродинамическое давление, обусловленное подъемом БТ, Па; Р т — снижение. забойного давления, обусловленное эффектами контракции и фильтрации, Па;

Ьh — глубина опорожнения скважины при подъеме бурильной колонны, м; р — плотность БР в бурильной колонне, кг/м; g—

3. ускорение свободного падения, м/с2. ницаемых пластов в процессе бурения во время проявлений, предполагающий обязательное освоение скважины, в которую спущена колонна труб, и получение притока пластового флюида.

Пластовое давление замеряется на завершающем этапе исследования путем закрытия скважины для восстановления

1714108

Рпл = Р + Р л, с=Ч/С ЛР, 25 статического пластового давления при на.личии в стволе пластового флюида, Рассчитывают пластовое давление по формуле где Рг — гидростатическое давление, Па;

Ри,.т — избыточное давление в бурильных трубах, Па.

Известен способ определения пласто- 10 ваго давления в процессе бурения в условиях флюидопроявления, заключающийся в том, что после спуска колонны и создания избыточного давления в колонне восстанавливают циркуляцию и определяют плот- 15 ность поступающего через затрубное пространство бурового раствора, причем при уменьшении плотности увеличивают избыточное давление в затрубном пространстве выравнивания плотности вхо- 20 дящего и выходящего бурового раствора, а пластовое давление определяют из соотношения

Ризб1 + Ризб2

Рпл =Рг+ гск+

2 где P„= pgh — гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, Па; 30

Ргск — гидравлическое сопротивление в

/ затрубном пространстве, Па;

Ризб — избыточное Давление в обсаДной колонне, при котором поступает пластовый флюид, МПа;

Ризб2 избыточное давление в обсадной колонне, при котором прекращается поступление пластового флюида, МПа; р — плотность бурового раствора в бурильной колонне, кг/мЗ;

h — глубина нахождения пласта, м; у — ускорение свободного падения, м/с, . после чего циркуляцию в скважине останав- „ ливают.

Известный способ позволяет осуществить определение пластового давления без использования специального геофизического оборудования или пластоиспытателей лишь при условии факта поступления флюида из пласта.

При отсутствии флоюидопроявления данное техническое решение не выполнит задачу определения пластового давления, так как приподнятие долота над забоем не обеспечивает достаточного снижения забойного давления, а также создание избыточного давления до необходимой величины способствует прекращению флюидопроявления, подавляя тем самым инициирование скважины.

Цель изобретения — повышение точно-. сти, оперативности, надежности и сокращение времени определения пластового давления.

Сущность изобретения заключается в том, что после остановки циркуляции бурового раствора в скважине поднимают колонну бурильных труб, определяют величину с нижения забойного давления при подъеме бурильных труб, оставляют скважину без циркуляции, инициируют флюидопроявление и через время, определяемое по формуле повторно спускают колонну бурильных труб и восстанавливают первоначальную плотность бурового раствора, а пластовое давление определяют из выражения

Р.. = Р,- Р,. - Рсг - h.h Р g, где V — объем пластового флюида, поступающего в ствол скважины при инициации флюидопроявления, причем V V/Ion. м, где одоп — допустимый объем флюидопроявления, м;

С вЂ” коэффициент сопротивления движения жидкости или газа в пласте и глинистой корке, м /Па с;

ЛР— величина депрессии на пласт, Па;

Pl = p g Ь вЂ” гидростатическое давление, Па;

Рд.п — гидростатическое давление, обус- . ловленное подъемом бурильных труб, Па;

Рст — снижение забойного давления, обусловленное эффектами контракции и фильтрации, Па;

hh — глубина опорожнения скважины прй подъеме бурильной колонны, м; р — плотность бурового раствора в бурильной колонне, кг/м; у — ускорение свободного падения, м/с .

После прекращения циркуляции в сква>кине, во время подъема колонны бурильных труб из скважины происходит снижение забойного давления, обусловленного вышеуказанными причинами. После подъема колонны труб на некоторую глубину, например в башмак предыдущей колонны, скважину оставляют без циркуляции в течение времени t. В каждом конкретном случае

V V/Ip/>. Если при этом забойное давление меньше пластового, то инициируется флюидопроявление и в скважину поступает пластовый флюид в объеме V.

1714108. Через время с нахождения скважины в покое приступают к повторному спуску колонны бурильных. труб на забой скважины.

После завершения спуска колонны бурильных труб в скважину создают циркуляцию 5 при открытом устье, В процессе циркуляции удаляют разгазированную пачку бурового раствора и восстанавливают его первоначальную плотность. Затем. определяют пластовое давление.

Способ осуществляется следующим образом.

Параметры скважины: диаметр сква>кины 0 = 0,22 м, наружный диаметр бурильной колонны dH = 0,14 м, длина 15 колонны труб L = 4300 м, площадь кольца трубы ST = 0,01 м .

Обьем пластового флюида, поступившего в ствол скважины при испытании, Ч з

= Чдсп = 1 м, Величина допустимого объема 20 флюидопроявления при подъеме бурильной колонны находится в соотношении

1/4 Чпр = Чдсп 1 м, 25 где Чпр — предельный объем флюидопроявления, м;

Коэффициент сопротивления движения газа в пласте и глинистой корке С = 0,64

-1о з

10 м /Па с. Величина С обычно опреде- 30 ляется в процессе испытания скважин, Перепад давления (депрессии) P = 2,17 МПа.

Газ, поступивший в скважину, обнаруживают во время промывки после спуска бурильной колонны. 35

Пример, При промывке скважины перед подъемом колонны труб приводят параметры бурового раствора B соотношении в плотностью p = 2080 кг/м и статическим з напря>кением сдвига О= 5,0 Па. 40

Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, рассчитывают по формуле

Рг = p g ll = 85,54 МПа. 45.

Прекращают циркуляцию в скважине.

Подъем колонны труб с забоя начинают со скоростью V = 0,2 м/с. Скорость распространения ударной. волны для необсажен- 50 ного ствола, заполненного буровым раствором, С = 800 м/с, Обычно С принимаютдля обсаженного ствола, заполненного водой, 1350 м/с, буровым раствором 1100 м/с, для необса>кенного ствола, заполненного бу- 55 ровым раствором, 800 м/с. Используя эти данные определяют гидродинамическое давление, обусловленное подъемом труб, по формуле

Рд.. =4 д +рс (V — VD) — =120МП

01 i S

0 — бп S

Поднимают колонну труб в башмак. При этом глубину опорожнения определяют по формуле

hh =Lïï 1 — K — K — 1 =4300

=43 м, где L— - глубина залегания пласта с наибольшим градиентом пластового давления;

К вЂ” коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлени- ем при полностью заполненной скважине, принимается равным 1,05;

К1 — коэффициент, учитывающий безопасное превышение гидростатического давления над пластовым во время подъема,: принимается равным 1,04.

Эта глубина не превышает безопасную глубину опорожнения, равную 43 м.

Снижение давление за счет опорожнений скважины Лhpg =0,85 МПа.

Скважину оставляют без циркуляции в течение дОп 2ч

С ЬР

Снижение гидростатического давления, обусловленное эффектом контракции и фильтрации, определяется из соотношения

Рст = 0,02 Н1..pg = 0,12 МПа, где H> — высота столба бурового раствора от долота до забоя, равна 300 м.

При этом инициируют флюидопроявление. Спускают колонну труб до забоя. Восстанавливают циркуляцию и промывку.

Замеряют- плотность бурового раствора в начале циркуляции, которая была 2030 кг/м .

Через 1,5 ч пошла разгазированная пачка бурового раствора в течение 40 мин, которую удаляют полностью и доводят параметры до первоначальных.

Пластовое давление рассчитывают по вышеприведенной формуле:

Рпл = 88,87 МПа.

1714108 повторно опускают колонну бурильных труб и восстанавливают первоначальную плотность бурового раствора, а пластовое давление определяют из выражения

Р..=Р,-Р„,.-Р„- и -рg

Формула изобретения т= V/С ЬР.

35

45

Составитель В.Баринов

Техред М.Моргентал Корректор Т.Мал

Редактор Н.Гунько

Заказ 670 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

При использовании предлагаемого способа повышаются точность и оперативность получения информации, сокращается время на проведение исследования скважин, ускоряется процесс вызова притока из пласта, 5 что способствует охране недр и окружающей среды.

Способ определения пластового давления в процессе бурения, включающий спуск бурильной колонны, создание циркуляции в скважине, восстановление первоначальной плотности бурового раствора, остановку его 15 циркуляции и определение гидростатического давления в скважине, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения точности, оперативности и сокращения времени определения пластового давления в условиях 20 отсутствия флюидопроявления, после остановки циркуляции бурового раствора вскважине поднимают колонну бурильных труб, определяют величину снижения забойного давления при подъеме бурильных труб (БТ), 25 оставляют скважину без циркуляции, инициируют флюидопроявление и через время

t, определяемое по форМуле где Ч вЂ” объем пластового флюида, поступающего в ствол скважины при инициации флюидопроявления, причем ЧЫlддд, м, где

Чдоп — допустимый объем флюидопроявления, м;

С - коэффициент сопротивления движения жидкости или газа в пласте и глинистой корке, м Па с

Ь Р вЂ” величина депрессии на пласт, Па;

Рг =- p g h — гидростатическое давление, Па;

Рд.п — гидродинамическое давление, обусловленное подъемом БТ, Па;

P T — снижение забойного давления, обусловленное эффектами контракции и фильтрации, Па;

hh — глубина опорожнения скважины при подъеме бурильной колонны, м;

1. — плотность БР в бурильной колонне, кг/м;

I у — ускорение свободного падения, м/с .