Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением

Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением

Реферат

 

Изобретение относится к бурению газовых скважин с регулированием гидростатического давления в стволе и может быть использовано при вскрытии пластов (Пл) большой мощности с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). В начальный момент вскрытия (Пл) рассчитывают минимальную плотность промывочной жидкости (ПЖ). Определяют гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины. Доводят устьевое начальное давление до расчетной величины. Определяют предельно допустимое газонасыщение ПЖ. Бурят как первый интервал продуктивного Пл, так и последующий за контрольное время при постоянном отслеживании давления в трубах и расхода ПЖ на выходе из скважины. В процессе бурения первого интервала в случае постоянства или снижения давления в трубах при одновременном увеличении расхода ПЖ на выходе из скважины определяют фактическое газонасыщение ПЖ, сравнивают с предельно допустимым и при условии их равенства продолжают бурение первого интервала, повышая устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования, и завершают бурение Пл. При условии превышения фактического газосодержания ПЖ по сравнению с предельно допустимым останавливают бурение, вымывают флюид Пл, корректируют максимальную плотность ПЖ, доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования и завершают бурение Пл. При недостижении фактического газосодержания предельно допустимого ПЖ продолжают бурение как первого, так и последующих интервалов с начальным устьевым давлением, отслеживая давление в трубах. На первом интервале определяют предельно допустимое снижение давления в трубах и при равенстве фактического снижения давления в трубах и предельно допустимого в трубах продолжают бурение следующих интервалов, повышая устьевое давление до максимально допустимого, и завершают бурение Пл. В случае отсутствия притока газа, т.е. при постоянстве давления в трубах и расхода ПЖ на выходе из скважины, создают расчетную депрессию для вскрываемого интервала. Бурят до увеличения расхода ПЖ на выходе из скважины и повторяют программу бурения, предусмотренную как для бурения первого интервала, так и последующих с соответствующей заменой параметров бурения первого интервала на параметры вскрываемого интервала. Программа бурения базируется на математических расчетах по фактическим данным бурения. Улучшается качество и повышается безопасность вскрытия пласта. 3 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к бурению газовых скважин с регулированием гидростатического давления в стволе скважины, и может быть использовано при вскрытии пластов большой мощности с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).

Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением в условиях АВПД, по которому осуществляют контроль за поступлением газа в скважину (см. патент РФ 2081993 от 22.07.93 г. по кл. Е 21 В 21/08, 47/00, опубл. в ОБ 17, 1997 г.). Контроль включает создание гидравлических импульсов давления на забое или устье скважины и регистрацию сигналов давления на устье скважины в трубах и затрубном пространстве. Равновесное состояние в скважине поддерживают путем увеличения расхода и/или плотности промывочной жидкости до достижения расчетной разности времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычной промывочной жидкости и газожидкостной смеси.

Недостатком указанного способа является некачественное вскрытие пласта и высокая вероятность возникновения аварийных ситуаций. Низкое качество вскрытия пласта обусловлено ухудшением коллекторских свойств призабойной зоны пласта за счет проникновения фильтрата утяжеленной промывочной жидкости в процессе регулирования забойного давления, а аварийные ситуации возникают вследствие недостаточно оперативных действий по контролю за газонасыщением промывочной жидкости (контроль на устье по плотности чреват возможностью нарушения равновесного состояния в стволе скважины до момента выхода газожидкостной смеси) и регулированию забойного давления (увеличение расхода и/или плотности промывочной жидкости); в качестве прототипа нами взят способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением (см. патент РФ 2148698 от 14.07.98 г. по кл. Е 21 В 21/08, опубл. в ОБ 13, 2000 г.). По способу герметизируют устье скважины и в начальный момент вскрытия рассчитывают минимальную плотность промывочной жидкости по формуле где _o - минимальная плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; Н_к - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м; Р_пл - проектная величина пластового давления, Па; [Р_y] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении, согласно условию [P_y]Р_пл-P_min, Па, где P_min - давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине Н_к, обеспечивающей технологический эффект, Па; S_заб - площадь забоя, м² ; v_м - механическая скорость проходки, м/с; m - коэффициент пористости породы; z - коэффициент сжимаемости газа; Р_o - атмосферное давление, Па; Q - производительность насосов, м³/с.

Кроме того, определяют гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины и для бурения первого интервала продуктивного пласта доводят начальное устьевое давление до величины, определяемой по формуле P_y1=[P_y]-P_кп, (2) где P_y1 - давление на устье в начальный момент вскрытия, Па; P_кп - гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, Па.

Бурение как первого, так и последующих интервалов проводят за контрольное время для первого интервала, определяемое по формуле t₁=(H_кS_кп)/Q, (3) где t₁ - контрольное время бурения первого интервала, с; S_кп - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м², при этом постоянно отслеживают величину давления в трубах и в случае отсутствия притока газа (постоянства давления в трубах) создают депрессию на пласт путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости где P_y1 - давление на устье для вскрываемого i-го интервала, где i=2,... ,n, Па; h_j - вскрытый интервал бурения, где j=1,...,n, м.

В случае снижения давления в трубах останавливают процесс углубления и промывки скважины. Скважину "закрывают" и по величине давления в трубах определяют фактическое пластовое давление и корректируют минимальную плотность промывочной жидкости. Вымывают пластовый флюид и доводят депрессию в кровле пласта до безопасной величины путем создания устьевого давления, величину которого определяют по формуле Р_y=Р_yi-(Р_пл.ф-Р_пл), (5) где Р_y - давление на устье для вскрытия оставшейся части пласта, a i= n-1, Па; Р_пл.ф - фактическое пластовое давление, Па.

Далее измеряют давление в трубах и поддерживают эту величину в процессе последующего бурения до подошвы пласта, управляя устьевым давлением.

Недостатком указанного способа является пониженное качество вскрытия пласта и вероятность возникновения аварийных ситуаций. Некачественное вскрытие пласта обусловлено меньшей степенью вскрытия пласта по мощности на депрессии, которая определяется по данному способу отсутствием притока газа, бурение же на депрессии в случае безопасного (предельно допустимого) притока газа не предусмотрено, а также повышенной репрессией на подошву пласта в результате малой депрессии на кровлю. Возможность аварийных ситуаций, т.е. безопасность вскрытия пласта, связана с ограниченным контролем за притоком газа по одному параметру - снижению давления в трубах, что не всегда оправдывает себя, особенно при бурении глубоких скважин, когда интенсивное расширение газа происходит в верхней части ствола скважины.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, заключается в следующем: - улучшается качество вскрытия пласта за счет увеличения степени вскрытия пласта по мощности на депрессии, уменьшения репрессии на подошву пласта, что обеспечивает максимальное сохранение коллекторских свойств пласта; - повышается безопасность вскрытия пласта за счет оперативности обнаружения на ранней стадии притока газа в скважину.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего герметизацию устья скважины и в начальный момент вскрытия расчет минимальной плотности промывочной жидкости по формуле (1), определение гидравлических потерь в кольцевом пространстве скважины и для бурения первого интервала продуктивного пласта доведение начального устьевого давления до величины, определяемой по формуле (2), бурение как первого, так и последующих интервалов, за контрольное время для первого интервала, определяемое по формуле (3), с постоянным отслеживанием величины давления в трубах и в случае отсутствия притока газа создание депрессии на пласт путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости (4), в котором в начальный момент вскрытия дополнительно определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости по выражению [a₁]=min{a_{выб 1}, a_{уст 1}}, (6) при этом где [a₁] - предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости, приведенное к нормальным условиям (н.у.); а_{выб 1} - допустимое газонасыщение промывочной жидкости, соответствующее условию начала выброса и приведенное к н.у.; а_{уст 1} - допустимое газосодержание промывочной жидкости, обеспечивающее устойчивость стенок скважины и приведенное к н.у.; [Р_ymax] - максимально допустимое давление на устье скважины, определяемое технической характеристикой устьевого оборудования (вращающегося превентора, дросселя), Па; P_з - давление в скважине на глубине залегания кровли продуктивного пласта, равное сумме гидростатического и гидродинамического давления в кольцевом пространстве на глубине залегания кровли пласта и давления на устье скважины, Па; Т_о, Т_з - температура промывочной жидкости на устье и на забое соответственно, К; z_o - коэффициент сжимаемости газа в нормальных условиях; Р_max - максимально допустимая депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений, т.е. разницы между горным и поровым давлением пород (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Москва. 1998 г., п. 2.7.3.5), Па; _г - плотность газа при атмосферном давлении соответственно, кг/м³; _T - коэффициент растворимости газа при нормальных условиях и средней температуре промывочной жидкости, Па^-1; причем наряду с отслеживанием давления в трубах дополнительно отслеживают расход промывочной жидкости на выходе из скважины и в процессе бурения первого интервала в случае постоянства или снижения давления в трубах при одновременном увеличении расхода промывочной жидкости на выходе из скважины определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости по формуле при этом P_з=P_у1+H_кgrP_с, grP_c = g_o+P_кп/H_к, P_з = P_з-P_т1; P² = P²_пл-P²_з, P(h, t_б)=P_у1+hgrP_с-P_т1(1-h/t_бv_кп), b=S_забv_мmz, _з = _тQ где а_{ф 1} - фактическое газонасыщение промывочной жидкости, приведенное к н.у.; V_н.у.(t_б) - объем газа в скважине, поступивший за счет переменной депрессии и с выбуренной породой за время бурения, приведенный к н. у., м³.

а_{пф 1} - параметр, характеризующий коллекторские свойства вскрываемого пласта и приток газа к забою скважины при конкретных технологических условиях, м³/с², Па; t_б - время бурения, с; v_кп - скорость восходящего потока, м/с; Q_ф1 - фактический прирост расхода промывочной жидкости на выходе из скважины, м³/с; t - интервал времени, в течение которого произошел прирост расхода промывочной жидкости, с; gr Р_c - градиент суммарного давления промывочной жидкости в кольцевом пространстве, Па/м; Р_T1 - текущее снижение давления в трубах, равное разнице давлений в трубах в начале бурения пласта и текущий момент, Па; P(h, t_б) - распределение давления в скважине по высоте газожидкостной смеси, образовавшейся за время бурения, Па; h - текущая высота газожидкостной смеси, м; _з - параметр, характеризующий количество растворенного газа, ³/(сПа); b - параметр, характеризующий коллекторскис свойства вскрываемого пласта и приток газа с выбуренной породой, м³/с, сравнивают с предельно допустимым газонасыщением промывочной жидкости и при условии а_ф1 = [a₁] продолжают бурение первого интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости P_y(t) = [P_{y max}]-_og(t_п-t)v_кп60, (12) при этом где P_y(t) - текущее создаваемое устьевое давление, Па; t_п - время, в течение которого осуществляется повышение давления на устье, мин; t - текущий момент времени повышения давления на устье, мин, и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, при условии а_ф1 > [a₁] останавливают бурение, определяют фактическое пластовое давление, вымывают пластовый флюид, корректируют минимальную плотность промывочной жидкости по формуле где - откорректированная минимальная плотность промывочной жидкости, кг/м³, доводят устьевое давление до максимально допустимого давления устьевого оборудования, и при этом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, и при условии а_ф1 <[a_{] продолжают бурение как первого, так и последующих интервалов с начальным устьевым давлением и отслеживают давление в трубах, причем на первом интервале определяют предельно допустимое снижение давления в трубах по формуле где [Pт 1] - предельно допустимое снижение давления в трубах при бурении в начальных условиях, Па, при условии Pтф = [Pт 1] продолжают бурение последующего интервала, повышая давление на устье до максимально допустимого давления устьевого оборудования по зависимости (12), и на этом устьевом давлении завершают бурение до подошвы продуктивного газоносного пласта, а в случае отсутствия притока газа, т. е. при постоянстве давления в трубах и неизменном расходе промывочной жидкости на выходе из скважины, создают расчетную величину депрессии по формуле (4) для вскрываемого интервала и проводят бурение до увеличения расхода промывочной жидкости на выходе из скважины и далее повторяют программу буровых работ, предусмотренную как для бурения первого, так и последующих интервалов, с соответствующей заменой параметров бурения первого интервала на параметры вскрываемого интервала.}

Способ базируется на определении величины предельно допустимого газонасыщения промывочной жидкости в зависимости от конкретных геолого-технических условий бурения скважины.

Бурение газоносного пласта в условиях равновесия давлений в системе "скважина-пласт" или депрессии создает предпосылки для притока газа в скважину, интенсивность которого главным образом обусловлена величиной депрессии на кровле пласта. В этих условиях безопасность процесса бурения напрямую зависит от количества поступившего газа, т.е. газонасыщения (отношение расхода газа к расходу промывочной жидкости) промывочной жидкости, а также методов регулирования давления в скважине, которые позволяют поддерживать безопасную депрессию на пласт. В свою очередь, безопасная депрессия на пласт предопределена условием устойчивости стенок скважины, количеством поступившего газа и давлением на устье скважины. В общем случае должно выполняться условие P_max[P] = f([a],[P_{y max}]), (15) где [P] - безопасная депрессия на пласт, Па.

Газ, поступающий в скважину, по мере подъема к устью расширяется, снижая плотность бурового раствора, что приводит к увеличению депрессии на пласт и более интенсивному притоку газа. Энергия расширения газа, начиная с некоторого сечения ствола скважины, становится достаточной для подъема промывочной жидкости в кольцевом пространстве без помощи насосов, что приводит к "выбросу" промывочной жидкости. Скважина, таким образом, начинает работать как газлифт. Следовательно, газонасыщение промывочной жидкости характеризует безопасность бурения. Известны способы определения предельно допустимого газонасыщения промывочной жидкости, при котором обеспечивается его безопасное (с позиций предупреждения поглощений, нарушения герметичности обсадной колонны и разрушения устьевого оборудования) удаление из скважины при глушении проявлений. Для безопасного бурения с равномерным притоком газа в скважину нами предлагается определять предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости согласно условию (15), т. е. предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости удовлетворяет условиям устойчивости стенок скважины и предотвращения "выброса" промывочной жидкости, обеспечивая безопасное бурение скважины.

Условием начала "выброса" промывочной жидкости является нарушение энергетического баланса A_р=A_п, (16) где А_р - работа расширения газа в газожидкостной смеси, Дж; A_п - работа по подъему промывочной жидкости в смеси, равная сумме работ на изменение потенциальной энергии смеси, преодоление гидравлических сопротивлений и сил инерции, Дж.

Для определения условий возникновения "выброса" промывочной жидкости с некоторой глубины вполне достаточно рассмотреть динамическое равновесие элементарного объема в этом сечении, содержащего 1 кг газожидкостной смеси. В вышележащих объемах газожидкостной смеси эти условия тем более будут выполняться. Так как давление во всех точках объема 1 кг газожидкостной смеси будет практически одинаковым в процессе расширения, то применимы принципы термодинамики.

Исходя из энергетического баланса, для выделенного элементарного объема газожидкостной смеси уравнение равновесия действующих сил следующее: dA_p/dh=dA_п/dh, (17) где dA_p - элементарная работа расширения газа, содержащегося в 1 кг газожидкостной смеси, Дж; dA_п - элементарная работа по подъему промывочной жидкости, содержащейся в 1 кг газожидкостной смеси, Дж; dh - приращение высоты подъема 1 кг газожидкостной смеси, м.

Элементарная работа газа, содержащегося в 1 кг газожидкостной смеси, при расширении равна где а - коэффициент газонасыщения промывочной жидкости и равен отношению расхода газа (в нормальных условиях) к расходу жидкости; Р - давление в рассматриваемом сечение скважины, равное сумме гидростатического и гидродинамического давления в кольцевом пространстве на глубине рассматриваемого сечения, устьевого давления, Па.

Элементарную работу по подъему жидкости, содержащейся в 1 кг газожидкостной смеси, можно определить, пренебрегая силами инерции вследствие их малости, по выражению где I - гидродинамическая составляющая давления.

После подстановки полученных выражений в условие (17) и интегрирования, принимая во внимание направление действующих сил, в обозначенных пределах получим зависимость глубины поперечного сечения, где нарушается энергетический баланс от газонасыщения промывочной жидкости где h_выб - глубина поперечного сечения, где нарушается энергетический баланс, м.

Для предотвращения выброса с глубины h_выб необходимо компенсировать энергию расширения газа, поступившего в скважину, за счет создания избыточного давления на устье. В случае, когда бурение ведется с начальным устьевым давлением, требуемое дополнительное давление равно разнице максимально допустимого давления на устье скважины и ранее созданного устьевого давления. Учитывая эти условия, газонасыщение промывочной жидкости, которое соответствует условию начала выброса, определяют по формуле (7), что позволяет учитывать конкретные технические ([Р_ymах]) и технологические (Р_з) условия.

Несомненно, что уменьшение плотности промывочной жидкости за счет притока газа в скважину, его расширения по мере подъема по стволу скважины снижает забойное давление, что приводит к увеличению депрессии на пласт и нарушению устойчивости стенок скважины. Поэтому давление, создаваемое столбом газожидкостной смеси, должно обеспечивать максимально допустимую депрессию на стенки скважины. Давление столба газожидкостной смеси определяется в результате интегрирования уравнения dP = _гжgdh, (21) с подстановкой формулы для плотности газожидкостной смеси, которая учитывает наличие твердой фазы и растворимость газа где Т - текущая температура, К; Р - текущее гидростатическое давление в кольцевом пространстве, Па.

Тогда где Р_гж - давление столба газожидкостной смеси на глубине Н_К, равное Р_пл - Р_mах, Па; Р_y - избыточное устьевое давление на устье, равное [Р_ymах]-Р_y1, Па, где [Р_ymах] - P_y1 - технический резерв устьевого давления, Па.

Согласно условию (15), подставляя значение технического резерва устьевого давления и давления газожидкостной смеси в уравнение (23), определяют допустимое газонасыщение промывочной жидкости по формуле (8).

Таким образом, предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости, которое обеспечивает безопасное бурение скважины, удовлетворяя условию предотвращения "выброса" промывочной жидкости, устойчивости стенок скважины и равное меньшему из допустимых значений, определяют по выражению (6).

Известно, что основными признаками притока газа в скважину являются увеличение расхода промывочной жидкости на выходе из скважины и снижение давления в трубах. Прирост расхода промывочной жидкости на выходе прямо пропорционален объему газа, распределенного по стволу скважины при подъеме, а снижение давления в трубах отображает изменение суммарного давления промывочной жидкости при циркуляции. Совместное же использование фактических данных устьевой информации позволяет определить количество поступившего газа еще до момента выхода газожидкостной смеси на устье, т.е. фактическое газонасыщение промывочной жидкости при фактических расходах промывочной жидкости на выходе из скважины и давлении в трубах, что обеспечивает оперативное обнаружение на ранней стадии газопритока.

Фактическое газонасыщение промывочной жидкости определяют по формуле (10), которая была получена в результате аналитических исследований при следующих предположениях: - в процессе бурения газ поступает в скважину в результате превышения фактического пластового давления над забойным и вместе с выбуренной породой; - с уменьшением забойного давления (депрессия на пласт переменная) приток газа из пласта возрастает; - поступивший в скважину газ поднимается к устью движущейся промывочной жидкостью (движение газа относительно раствора отсутствует) и изменяет свой объем из-за уменьшения температуры и давления по стволу скважины; - учитывается растворимость газа в промывочной жидкости; - технически обеспечивается постоянное заданное устьевое давление, независимо от расхода промывочной жидкости на выходе из скважины; - допускается зависимость изменения давления в газожидкостной смеси кольцевого пространства от величины падения давления в трубах при постоянном устьевом давлении в виде где Р_т - текущее снижение давления в трубах, равное разнице давлений в трубах в начале бурения пласта и текущий момент, Па.

При сделанных предположениях распределение давления в скважине определяется в виде при этом grP_c = g₀+P_кп/H_к, h_в=H_к-t_бv_кп, где h_В - глубина верхней границы столба газожидкостной смеси, м.

На фиг. 1 и 2 схематично показано расположение текущей глубины относительно верхней границы газожидкостной смеси, отвечающее вышеуказанным условиям, соответственно.

Определяется количество газа, поступившего в скважину за элементарный отрезок времени: - за счет депрессии, согласно закону Дарси при этом P² = P²_пл-P²_з, P_з = P_з-P_т1; P_з=P_у1+HgrР_с, f(P_т) = P_т1; где dV'_o - объем газа, поступившего в скважину за элементарный отрезок времени за счет депрессии и приведенный к н.у., м³; k - коэффициент проницаемости пласта, м²; - вязкость газа, Пас; R_k, r_с - соответственно радиусы контура питания и скважины, м; - с выбуренной породой в ствол скважины поступает газ в объеме где dV''_o - объем газа, поступившего в скважину за элементарный отрезок времени с выбуренной породой и приведенный к н.у., ³.

Согласно закону Генри объем газа, растворившегося в данном объеме жидкости при данной температуре, пропорционален текущему давлению. На забое газ растворяется за элементарный промежуток времени в объеме где dV''_o - объем растворенного газа за элементарный отрезок времени и приведенный к н. у., м³.

Общий объем свободного газа, поступившего на забой скважины за элементарный промежуток времени в момент бурения t_б, равен сумме Рассматривая интервал газожидкостной смеси 0 h_ГЖ h_В, образованный за время бурения, находят элементарный объем газа на уровне текущей глубины h (фиг.1): где dV_tб(h) - элементарный объем газа, поступивший на глубину h в момент бурения t_б, м³; dV_o(t) - объем газа, поступившего на забой в момент времени t при изменившемся забойном давлении на величину снижения давления в трубах P_T(t), м³.

Объем газа dV_o(t), поступивший на забой скважины в момент бурения t при давлении Р_з-Р_T(t), к моменту времени t_б поднят промывочной жидкостью на уровень h, при этом t <t_{. Следовательно, время подъема объема dVo(t) от забоя до уровня h определяется разностью tб - t, т.е.}

H_K-h=v_кп(t_б-t).

Учитывая (30), объем свободного газа на уровне h к моменту бурения t_б равен Подставляя в (32) t = t_б -(Н_к - h)/v_кп, dt = dh/v_кп, получим Объем свободного газа в рабочих условиях за время бурения определяется численным интегрированием выражения Аналогично определяют объем свободного газа в скважине в нормальных условиях к моменту бурения t_б по выражению (10).

Учитывая ускоренный характер вытекания промывочной жидкости из скважины, обусловленный поступлением и расширением газа за время бурения, можно записать где Q_вых - расход промывочной жидкости на выходе из скважины, м³/с.

Приравнивая выражения (33) и (34), с помощью численного интегрирования находят параметр "а_пф1" по формуле (11).

Подставляя значение а_пф1 в выражение (10), определяют объем газа в нормальных условиях. Используя полученные значения, определяют фактическое газонасыщение промывочной жидкости по формуле (9).

Определяют расход газа, поступающего в скважину в результате притока из пласта при переменной депрессии и приведенного к нормальным условиям, используя выражение где Q_г(t_б) - расход газа, поступающего в скважину за счет переменной депрессии за время бурения и приведенного к нормальным условиям, м³/с.

Разделив выражение (35) на текущее значение депрессии, определяют параметр продуктивности вскрытого интервала газоносного пласта за время бурения где R(t_б) - параметр продуктивности вскрытого интервала газоносного пласта за время бурения, м³/сПа; Р - текущее значение депрессии, Па.

Согласно определению предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости обусловливает безопасную депрессию на пласт. Поэтому при условии а_ф1 - [a₁] для обеспечения безопасности дальнейшего бурения до подошвы пласта необходимо поддерживать в кровле пласта постоянную депрессию. Постоянство депрессии достигают путем увеличения устьевого давления по мере подъема газожидкостной смеси по стволу скважины, тем самым компенсируя снижение давления на забой в результате расширения газа. На основании этого условия и учитывая давление, создаваемое газожидкостной смесью предельно допустимого газонасыщения, можно записать следующие равенства для определения зависимости увеличения давления на устье в процессе циркуляции: [P_ymax]-P_y(t)[P_ymax]-P_y1, (40) при этом h-h_п=tv_кп, где h - глубина, с которой необходимо повышать устьевое давление по мере подъема газожидкостной смеси к устью скважины, м; h_п - текущая глубина скважины, h_п h, м.

Решая уравнения (37), (38) и (39) с учетом условия (40) относительно P_y(t), а также для удобства практического использования, произведя постановку параметра времени в минутах, определяют зависимость увеличения устьевого давления до максимально допустимого давления устьевого оборудования (12).

При условии а_{ф 1} > [a₁] проводят технологические операции, предусмотренные при ликвидации флюидопроявлений, позволяющие расчетным путем определить фактическое пластовое давление и параметр продуктивности вскрытого интервала газоносного пласта. Для дальнейшего безопасного бурения до подошвы пласта целесообразно обеспечить в кровле пласта постоянную депрессию за счет корректировки плотности промывочной жидкости и создания максимально допустимого давления на устье. Исходя из этого условия и учитывая фактическое пластовое давление, параметр продуктивности пласта, можно записать следующие равенства (в гидростатике) для определения величины откорректированной плотности промывочной жидкости: Решая уравнения (41) и (42) относительно _, определяют зависимость корректировки минимальной плотности промывочной жидкости (13). При фактическом пластовом давлении больше проектной величины потребуется утяжеление промывочной жидкости для обеспечения меньшей депрессии на кровлю пласта.

Условие а_ф1 <[a_{] свидетельствует о допустимости бурения при начальных условиях. Однако по истечении контрольного времени бурения, когда верхняя граница газожидкостной смеси достигает устья скважины, определение фактического газонасыщения промывочной жидкости по увеличению расхода промывочной жидкости на выходе с использованием формулы (10) становится недостоверным. В то же время безопасной депрессии, согласно определению параметра продуктивности пласта, соответствует предельно допустимое снижение давления в трубах Решая уравнения (43) и (44) относительно [Pт 1], определяют величину предельно допустимого снижения давления в трубах при циркуляции промывочной жидкости по формуле (14).}

С изменением забойного давления меняется величина давления в трубах согласно закону сообщающихся сосудов. При достижении фактического снижения давления в трубах предельно допустимого значения, т.е. при выполнении условия P_тф = [P_т1], безопасность дальнейшего бурения до подошвы пласта обеспечивают за счет поддержания постоянной депрессии в кровле пласта путем увеличения давления на устье в процессе циркуляции до максимально допустимого давления по зависимости (12).

Отсутствие флюидопроявлений, наряду с другими признаками, свидетельствует о равновесии системы "скважина-пласт". С целью уменьшения противодавления на пласт снижают устьевое давление по мере углубления скважины, обеспечивая переменную депрессию в кровле газоносного пласта. Величина снижения устьевого давления равна приросту гидростатического давления промывочной жидкости на пробуренный интервал и определяет устьевое давление для бурения последующего интервала. Изменение гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве по мере углубления принимается малым и не учитывается, т.к. не меняется гидравлическая программа промывки скважины. Таким образом, при выполнении условия постоянства давления в трубах и расхода промывочной жидкости на выходе из скважины в процессе бурения соблюдается определенная схема снижения устьевого давления по мере углубления скважины согласно выражению (4).

В результате переменной депрессии на кровлю пласта возникает приток газа в скважину. Все теоретические выводы, сделанные для бурения первого интервала в случае притока газа в скважину, справедливы и для бурения последующих "i-x" интервалов в условиях притока газа с соответствующей заменой параметров первого интервала на "i-й", а именно: - определяют предельно допустимое газонасыщение промывочной жидкости по выражению [a_i]=min{a_{выб i},a_{уст i}}, при этом - фактическое газосодержание промывочной жидкости по формуле при этом P_з=P_уi+H_к