Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления

Кратко о главном

Пока давление столба раствора выше порового давления каждого вскрытого проницаемого пласта, флюид в скважину не идёт — это первичный контроль. Если приток начался, скважину закрывают противовыбросовым оборудованием (вторичный контроль) и глушат.
Давление на забое в покое зависит только от плотности раствора и высоты его столба. Проявление начинается, если пласт оказался «сильнее», чем ожидали, или если уменьшились плотность раствора либо высота столба.
Основные причины: недостаточная плотность раствора, свабирование при подъёме инструмента, недолив скважины, поглощение раствора, газирование раствора, остановка циркуляции, когда пласт удерживала только ЭЦП.
Прямые признаки: рост расхода на выходе при неизменной подаче насосов, прирост объёма раствора в ёмкостях, перелив при остановленных насосах, несоответствие объёма долива (или вытеснения) расчётному при спуско-подъёмных операциях.
Газ при подъёме расширяется почти обратно пропорционально абсолютному давлению, и основная часть расширения приходится на верхние сотни метров. В закрытой скважине всплывающий газ расшириться не может и поднимает давление во всей скважине.
Чем раньше замечено проявление, тем меньше объём притока, ниже давления при закрытии скважины и глушении и меньше риск разорвать пласт под башмаком колонны.

Ключевые соотношения

p_{bh} = 0{,}00981\,\rho_m\,h > p_p

условие первичного контроля в покое (МПа, г/см³, м)

\Delta p = 0{,}00981\,\rho_m\,\Delta h

потеря давления на забое при падении уровня раствора на $\Delta h$

p_1 V_1 = p_2 V_2

расширение газа: давления абсолютные, температура и $Z$ постоянны

\Delta p_{bh} = \left(\frac{\rho_m}{\rho_s} - 1\right) p_a \ln\frac{p_{bh}}{p_a}

снижение забойного давления из-за газирования раствора (давления абсолютные)

Где чаще всего ошибаются

Оценивать снижение забойного давления по плотности газированного раствора, замеренной на выходе.
Не сравнивать фактический объём долива с расчётным при каждом подъёме.
Объяснять перелив после прокачки тяжёлой пачки или при прогреве раствора «безопасными» причинами без проверки.
Подставлять в закон Бойля — Мариотта избыточное давление вместо абсолютного.

После урока вы сможете

объяснить, что такое первичный и вторичный контроль скважины и какие барьеры их обеспечивают;
перечислить причины потери первичного контроля и оценить их влияние на давление на забое;
различать прямые и косвенные признаки проявления и называть явления, которые могут их имитировать;
объяснить, как ведёт себя газ в скважине: почему газированный раствор мало снижает забойное давление, почему газ расширяется у устья и почему его всплытие в закрытой скважине повышает давления;
обосновать, почему раннее обнаружение проявления определяет, насколько сложным и опасным будет глушение.

Первичный и вторичный контроль

Флюид из пласта идёт в скважину, если давление в стволе против проницаемого пласта ниже порового. Такой приток называют газонефтеводопроявлением (ГНВП, kick). Если его не остановить, пластовый флюид вытесняет раствор из скважины, давление в стволе падает ещё сильнее, и приток ускоряется, пока флюид не выйдет на поверхность неуправляемо. Неуправляемое истечение пластового флюида через устье называют открытым фонтаном (blowout); если флюид из одного пласта уходит по стволу в другой, не выходя на поверхность, — межпластовым перетоком (underground blowout).

От этого скважину защищают два уровня контроля.

Первичный контроль (primary well control) — давление столба бурового раствора выше порового давления вскрытых пластов (см. урок о поровом и горном давлении). Пока это условие соблюдается, флюид в скважину не поступает и бурение идёт в обычном режиме.
Вторичный контроль (secondary well control) — если первичный контроль потерян и начался приток, скважину герметизируют на устье противовыбросовым оборудованием (ПВО, BOP). Это останавливает приток, но не устраняет его причину: затем пластовый флюид вымывают из скважины, поддерживая давление на забое выше порового, и заменяют раствор более тяжёлым — глушат скважину (Глушение скважины после проявления). После этого снова действует первичный контроль.

Если не помогают и они, прибегают к аварийным мерам — например, бурят наклонную разгрузочную скважину (relief well), чтобы заглушить аварийную через пласт. Такие меры иногда называют третичным контролем.

Современная практика описывает то же самое через барьеры (well barriers): между пластом и поверхностью должны находиться как минимум два независимых барьера. При бурении первый барьер — столб раствора; второй — оболочка из обсадной колонны с цементом, устьевого и противовыбросового оборудования, которое можно закрыть. Потеря одного барьера — сигнал немедленно восстановить его, а не повод продолжать работу на оставшемся.

Тяжесть проявления зависит от нескольких факторов. Проницаемость и толщина пласта: песчаник отдаёт флюид гораздо быстрее, чем глина. Депрессия: чем сильнее давление в стволе отстаёт от порового, тем интенсивнее приток. Вид флюида: газ из-за очень малой вязкости поступает намного быстрее нефти и воды, а поднимаясь, ещё и расширяется. И время: чем дольше приток остаётся незамеченным, тем больше флюида окажется в стволе.

Почему теряется первичный контроль

Давление на забое неподвижного раствора равно $p_{bh} = 0{,}00981\,\rho_m\,h$ (МПа, г/см³, м). Значит, первичный контроль теряется, только если пласт оказался «сильнее», чем ожидали, если уменьшилась плотность раствора или если уменьшилась высота его столба. К этим трём путям добавляются кратковременные перепады давления при движении труб и при остановке насосов.

Причины проявлений и что именно они меняют

Причина: Поровое давление выше ожидаемого
Что уменьшается: запас давления раствора над поровым
Как это происходит: вскрыта не предсказанная зона АВПД или кровля высокой газовой залежи (Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание)

Причина: Снижение плотности раствора
Что уменьшается: плотность $\rho_m$
Как это происходит: очистное оборудование вместе со шламом удаляет утяжелитель; раствор чрезмерно разбавляют водой; в раствор поступает газ; в глубоких горячих скважинах раствор расширяется от нагрева

Причина: Недолив при подъёме труб
Что уменьшается: высота столба $h$
Как это происходит: из скважины извлекают трубы, а их объём не восполняют раствором, и уровень опускается

Причина: Поглощение раствора
Что уменьшается: высота столба $h$
Как это происходит: раствор уходит в трещиноватый или кавернозный пласт либо в трещины, раскрытые слишком высоким давлением в стволе

Причина: Свабирование (поршневание)
Что уменьшается: давление под долотом во время подъёма
Как это происходит: поднимаемая колонна действует как поршень, и раствор не успевает перетекать под долото

Причина: Остановка циркуляции
Что уменьшается: добавка к забойному давлению от трения в затрубье
Как это происходит: если пласт удерживала только ЭЦП, при остановке насосов забойное давление падает ниже порового

Причина	Что уменьшается	Как это происходит
Поровое давление выше ожидаемого	запас давления раствора над поровым	вскрыта не предсказанная зона АВПД или кровля высокой газовой залежи (Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание)
Снижение плотности раствора	плотность $\rho_m$	очистное оборудование вместе со шламом удаляет утяжелитель; раствор чрезмерно разбавляют водой; в раствор поступает газ; в глубоких горячих скважинах раствор расширяется от нагрева
Недолив при подъёме труб	высота столба $h$	из скважины извлекают трубы, а их объём не восполняют раствором, и уровень опускается
Поглощение раствора	высота столба $h$	раствор уходит в трещиноватый или кавернозный пласт либо в трещины, раскрытые слишком высоким давлением в стволе
Свабирование (поршневание)	давление под долотом во время подъёма	поднимаемая колонна действует как поршень, и раствор не успевает перетекать под долото
Остановка циркуляции	добавка к забойному давлению от трения в затрубье	если пласт удерживала только ЭЦП, при остановке насосов забойное давление падает ниже порового

Первые две причины ослабляют барьер по всей высоте ствола, остальные — через уровень раствора или кратковременные перепады давления.

Снижение плотности. Плотность раствора на входе в скважину и на выходе из неё контролируют постоянно, потому что она может упасть при обычной работе: неправильно подобранное очистное оборудование вместе со шламом удаляет утяжелитель (барит), при обработке раствор разбавляют водой больше, чем нужно, в раствор поступает газ. Газированию раствора посвящён отдельный раздел ниже: его влияние на забой гораздо меньше, чем подсказывает замер на устье.

Недолив. При подъёме из скважины извлекают металл труб, и его объём нужно сразу восполнять раствором — доливать скважину. Если этого не делать, уровень опускается, а с ним и давление на забое. Требуемый объём долива рассчитывают заранее по длине поднятых труб и их вытеснению — объёму металла на метр, а при подъёме труб, заполненных раствором, — объёму металла и внутреннего пространства.

Объём долива и падение уровня при подъёме труб

V = L\, d_s, \qquad \Delta h = \frac{V}{A_c - d_s}, \qquad \Delta p = \rho_m\, g\, \Delta h

где:

$V$ объём раствора, который нужно долить, м³
$L$ длина поднятых труб, м
$d_s$ вытеснение труб — объём металла на 1 м длины с учётом замков; численно равно площади сечения металла, м³/м
$A_c$ площадь сечения ствола (внутреннего сечения обсадной колонны) там, где опускается уровень, м²
$\Delta h$ на сколько опустится уровень, если не доливать, м
$\Delta p$ снижение давления на забое, Па

Единицы: СИ; удобно брать $d_s$ в л/м (1 л/м = 0,001 м²) и считать $\Delta p\,[\text{МПа}] = 0{,}00981\,\rho_m\,[\text{г/см}^3]\;\Delta h\,[\text{м}]$

Справедливо, если

трубы поднимают «сухими»: раствор из них стекает в скважину, и уровень опускается одинаково в трубах и в затрубье;
в знаменателе — сечение ствола за вычетом сечения металла труб, которые остаются в скважине на уровне раствора;
раствор не уходит в пласт и не приходит из него; именно отклонение фактического объёма долива от расчётного служит признаком неблагополучия.

Долив — это «счёт» за каждый поднятый метр металла. Если скважина приняла раствора меньше, чем положено, освободившийся объём занял пластовый флюид; если больше — раствор уходит в пласт.

Расчётный примерЧто будет, если не доливать скважину при подъёме

Исходные данные (условные)

Плотность раствора $\rho_m$: 1,22 г/см³
Статическая репрессия на забое: 1,4 МПа
Вытеснение бурильных труб с замками $d_s$: 3,2 л/м (подъём «сухих» труб)
Внутренний диаметр обсадной колонны: 220 мм
Поднято без долива: 280 м труб

Решение

Объём, который следовало долить: $V = 280\cdot 3{,}2 = 896$ л, то есть 0,896 м³.
Площадь, в которой опускается уровень: $A = \pi\cdot 0{,}220^2/4 - 0{,}0032 = 0{,}0348$ м².
Падение уровня: $\Delta h = 0{,}896/0{,}0348 = 25{,}7$ м; снижение давления на забое $\Delta p = 0{,}00981\cdot 1{,}22\cdot 25{,}7 = 0{,}31$ МПа.
Оставшаяся репрессия: $1{,}4 - 0{,}31 = 1{,}09$ МПа. Всю репрессию «съел» бы подъём без долива примерно 1270 м труб.

Ответ: Без долива уровень опустился бы на 25,7 м, а давление на забое — на 0,31 МПа, то есть на 22 % запаса.

Что это значит. Каждая поднятая без долива свеча отнимает часть запаса, а во время подъёма давление под долотом на время снижает ещё и свабирование. Поэтому скважину доливают по ходу подъёма и постоянно сравнивают фактический объём долива с расчётным: если скважина «берёт» меньше положенного, освободившийся объём занял пластовый флюид — это один из прямых признаков проявления. Данные примера условные.

Свабирование. Когда колонну поднимают, под долотом освобождается объём, и раствор должен успеть перетечь туда сверху через узкий зазор между колонной и стенкой скважины. На это течение тратится перепад давления, поэтому давление под долотом во время подъёма ниже гидростатического — колонна работает как поршень в шприце. Эффект сильнее при быстром подъёме, высокой вязкости и прочности геля раствора, малом зазоре между колонной и стволом, толстой фильтрационной корке и при сальнике — налипшей на долото и компоновку породе. Если снижение давления превысит репрессию, пласт «подсасывает» флюид в скважину. При спуске происходит обратное: давление под долотом растёт (surge), и при быстром спуске можно разорвать пласт и вызвать поглощение.

Поглощение. Раствор может уходить в пласт с естественными трещинами и кавернами, в очень высокопроницаемый пласт или в трещины, которые раскрыл сам раствор, если давление в стволе превысило давление разрыва: слишком большая плотность, высокая ЭЦП, резкий спуск труб. Уровень в скважине падает, давление на всех глубинах снижается, и другой, более высоконапорный пласт в том же открытом стволе может начать проявлять. Поэтому поглощение и проявление часто идут парой, а меры против поглощений — наименьшая достаточная плотность, умеренная ЭЦП, плавный спуск, достаточные зазоры — одновременно защищают и от проявлений.

Остановка циркуляции. При циркуляции давление на забое больше гидростатического на потери давления на трение в затрубье (Потери давления при циркуляции). Если плотность раствора подобрана впритык, пласт может удерживаться только этой добавкой и начинать проявлять при каждой остановке насосов, например при наращивании колонны. Характерный признак — газ, приходящий на поверхность порциями после каждого наращивания.

Газированный раствор: устье пугает сильнее, чем забой

Газ попадает в раствор по разным причинам: из выбуренной породы газоносного пласта (даже при правильной плотности раствора), при свабировании во время подъёма и наращивания, при настоящем притоке. На поверхности газированный раствор (gas-cut mud) выглядит пугающе: его плотность на выходе может упасть на треть и больше. Если умножить эту плотность на глубину скважины, получится огромное снижение забойного давления. На самом деле оно в десятки раз меньше.

Причина — сжимаемость газа. На глубине, под давлением в десятки мегапаскалей, пузырьки занимают ничтожный объём, и плотность раствора почти равна исходной. Расширяются они в основном в последних десятках метров перед устьем, где давление приближается к атмосферному. Лёгким раствор оказывается лишь в верхней части затрубья, а почти весь столб остаётся практически негазированным.

РасчётРасчётная плотность газированного раствора по глубине для данных примера ниже: на выходе 0,90 г/см³ при исходной 1,30 г/см³. Уже глубже 85 м плотность отличается от исходной меньше чем на 4 %.

Снижение забойного давления из-за газирования раствора

\Delta p_{bh} = \left(\frac{\rho_m}{\rho_s} - 1\right) p_a \ln\frac{p_{bh}}{p_a}

где:

$\Delta p_{bh}$ на сколько давление на забое меньше, чем при негазированном растворе, МПа
$\rho_m$ плотность раствора без газа, г/см³
$\rho_s$ плотность газированного раствора, замеренная на выходе при атмосферном давлении, г/см³
$p_a$ абсолютное давление на выходе — атмосферное, около 0,101 МПа, МПа
$p_{bh}$ абсолютное давление на забое, МПа

Единицы: любые одинаковые единицы давления; давления абсолютные, логарифм натуральный

Справедливо, если

газ идеальный, температура по стволу постоянна;
газ движется вместе с раствором, не растворяется в нём, а его масса пренебрежимо мала;
газирование установившееся: на единицу объёма раствора по всему затрубью приходится одинаковое количество газа;
$p_{bh}$ стоит под логарифмом, поэтому вместо него можно подставить давление негазированного столба — погрешность ничтожна.

Снижение пропорционально атмосферному давлению (десятым долям мегапаскаля) и растёт с глубиной лишь логарифмически. Даже сильное газирование уменьшает забойное давление на десятые доли мегапаскаля, а не на десятки. Вывод формулы — в разделе для углублённого изучения.

Расчётный примерГазированный раствор: наивная оценка и правильный расчёт

Исходные данные (условные)

Плотность раствора без газа $\rho_m$: 1,30 г/см³
Плотность раствора на выходе $\rho_s$: 0,90 г/см³
Глубина скважины по вертикали: 3200 м
Атмосферное давление $p_a$: 0,101 МПа

Решение

Гидростатика негазированного раствора: $0{,}00981\cdot 1{,}30\cdot 3200 = 40{,}81$ МПа.
Наивная оценка по плотности на выходе: $0{,}00981\cdot 0{,}90\cdot 3200 = 28{,}25$ МПа — будто давление упало на 12,6 МПа.
По формуле газированного раствора: $\rho_m/\rho_s - 1 = 1{,}30/0{,}90 - 1 = 0{,}444$ ; абсолютное давление на забое около $40{,}81 + 0{,}101 = 40{,}91$ МПа; $\Delta p_{bh} = 0{,}444\cdot 0{,}101\cdot\ln(40{,}91/0{,}101) = 0{,}27$ МПа.
Профиль плотности (см. график) показывает, что уже глубже 85 м плотность раствора отличается от исходной меньше чем на 4 %.

Ответ: Давление на забое снизилось всего на 0,27 МПа, а не на 12,6 МПа, как получается по плотности на выходе.

Что это значит. Газированный раствор сам по себе редко вызывает проявление, но это сигнал, который нужно объяснить. Если газ идёт из выбуренной породы, утяжелять раствор бесполезно: газ будет поступать, пока бурят газоносный пласт. Если газ приходит порциями после наращиваний и подъёмов или его становится всё больше, давление в стволе, возможно, уже близко к поровому. Кроме того, газ на поверхности опасен сам по себе (пожар, сероводород), поэтому его отделяют от раствора дегазатором. Данные примера условные.

Признаки проявления

Приток идёт на забое, за сотни и тысячи метров от буровой бригады, поэтому о нём судят только по признакам на поверхности. Их делят на прямые (primary indicators) — они прямо означают, что в скважину поступает посторонний объём, — и косвенные (secondary indicators): они могут говорить о проявлении, но могут иметь и другие причины.

Прямые признаки проявления

Признак: Рост расхода на выходе при неизменной подаче насосов
Почему он возникает: поступающий снизу флюид выталкивает раствор из затрубья сверх закачиваемого
Что может его имитировать: изменение подачи насосов, неисправность датчика

Признак: Прирост объёма раствора в приёмных ёмкостях
Почему он возникает: объём притока добавляется к объёму циркулирующего раствора; прирост равен объёму притока, его записывают для расчётов глушения
Что может его имитировать: перекачки между ёмкостями, добавление воды и реагентов, работа очистного оборудования

Признак: Перелив при остановленных насосах
Почему он возникает: без циркуляции поток из скважины может поддерживать только пласт
Что может его имитировать: расширение раствора при прогреве; вытеснение раствора тяжёлой пачкой по принципу сообщающихся сосудов; возврат раствора «дышащим» пластом, принявшим его при циркуляции

Признак: Объём долива меньше расчётного (при спуске — вытеснение больше расчётного)
Почему он возникает: часть освободившегося объёма занял пластовый флюид
Что может его имитировать: ошибка в расчётном вытеснении труб, подъём труб с раствором внутри

Признак	Почему он возникает	Что может его имитировать
Рост расхода на выходе при неизменной подаче насосов	поступающий снизу флюид выталкивает раствор из затрубья сверх закачиваемого	изменение подачи насосов, неисправность датчика
Прирост объёма раствора в приёмных ёмкостях	объём притока добавляется к объёму циркулирующего раствора; прирост равен объёму притока, его записывают для расчётов глушения	перекачки между ёмкостями, добавление воды и реагентов, работа очистного оборудования
Перелив при остановленных насосах	без циркуляции поток из скважины может поддерживать только пласт	расширение раствора при прогреве; вытеснение раствора тяжёлой пачкой по принципу сообщающихся сосудов; возврат раствора «дышащим» пластом, принявшим его при циркуляции
Объём долива меньше расчётного (при спуске — вытеснение больше расчётного)	часть освободившегося объёма занял пластовый флюид	ошибка в расчётном вытеснении труб, подъём труб с раствором внутри

Любой прямой признак считают проявлением, пока проверка не доказала обратное.

Самая простая проверка прямого признака — наблюдение за скважиной при остановленных насосах (flow check, проверка на перелив): если раствор продолжает выходить, работает пласт или один из перечисленных «имитаторов». Порядок такой проверки и действий при подтверждении притока задают утверждённые процедуры буровой; закрытие скважины и глушение рассматриваются в уроке о глушении скважины.

Косвенные признаки проявления

Признак: Резкий рост механической скорости проходки (drilling break)
Как связан с проявлением: долото вошло в пористый недоуплотнённый пласт или в пласт с давлением выше ожидаемого: при меньшей репрессии выбуренная порода легче отрывается от забоя
Другие возможные причины: смена литологии, например переход из глин в песчаник

Признак: Рост содержания газа в растворе
Как связан с проявлением: газ из пласта, особенно порциями после наращиваний и подъёмов, говорит о малом запасе давления
Другие возможные причины: выбуренный газоносный пласт при правильной плотности раствора

Признак: Падение давления на насосах при росте частоты ходов
Как связан с проявлением: лёгкий маловязкий флюид в затрубье уменьшает давление, нужное для циркуляции, а раствор в трубах начинает «проваливаться»
Другие возможные причины: промыв бурильной колонны, её обрыв

Признак: Изменение шлама, момента, затяжек, свойств раствора
Как связан с проявлением: крупный осколочный шлам глин и рост момента — признаки неустойчивости ствола при малой репрессии; изменение минерализации раствора — приток пластовой воды
Другие возможные причины: многие технологические причины

Признак	Как связан с проявлением	Другие возможные причины
Резкий рост механической скорости проходки (drilling break)	долото вошло в пористый недоуплотнённый пласт или в пласт с давлением выше ожидаемого: при меньшей репрессии выбуренная порода легче отрывается от забоя	смена литологии, например переход из глин в песчаник
Рост содержания газа в растворе	газ из пласта, особенно порциями после наращиваний и подъёмов, говорит о малом запасе давления	выбуренный газоносный пласт при правильной плотности раствора
Падение давления на насосах при росте частоты ходов	лёгкий маловязкий флюид в затрубье уменьшает давление, нужное для циркуляции, а раствор в трубах начинает «проваливаться»	промыв бурильной колонны, её обрыв
Изменение шлама, момента, затяжек, свойств раствора	крупный осколочный шлам глин и рост момента — признаки неустойчивости ствола при малой репрессии; изменение минерализации раствора — приток пластовой воды	многие технологические причины

Косвенные признаки — повод насторожиться и проверить скважину, а не доказательство притока.

СхемаГде на буровой видны признаки проявления: 1 — расход раствора на выходе; 2 — объём раствора в приёмной ёмкости; 3 — доливная ёмкость для учёта объёмов при спуско-подъёмных операциях; 4 — давление на стояке и частота ходов насоса; 5 — газ в растворе. Внизу — приток из проницаемого пласта в затрубье. Схема не в масштабе.

Особый случай — растворы на углеводородной основе. Газ хорошо растворяется в их нефтяной основе, поэтому газовый приток даёт намного меньший прирост объёма в ёмкостях, чем в растворе на водной основе, и может долго оставаться незамеченным. Растворённый газ выделяется лишь в верхней части ствола, когда давление падает ниже давления насыщения, — зато быстро и в большом объёме. При таких растворах контроль объёмов должен быть особенно тщательным.

Спуско-подъёмные операции: самое уязвимое время

Во время спуско-подъёмных операций (СПО, tripping) риск проявления особенно велик. Насосы стоят, и расход на выходе не измерить; уровень в скважине всё время меняется; подъём колонны вызывает свабирование; а если приток всё же начнётся, долото может оказаться далеко от забоя, и вымыть флюид промывкой с забоя будет невозможно. По отраслевому опыту значительная доля проявлений, в том числе тяжёлых, связана именно с подъёмом инструмента.

Поэтому объёмы при СПО контролируют по доливной ёмкости (trip tank) — узкой и высокой, соединённой со скважиной: в ней даже небольшое изменение объёма даёт заметное изменение уровня. При подъёме из неё доливают скважину, при спуске в неё уходит вытесняемый раствор, и через каждые несколько свечей фактический объём сравнивают с расчётным.

Обычные меры предосторожности при подъёме прямо следуют из физики, разобранной выше:

перед подъёмом убеждаются, что скважина спокойна: раствор однороден, газа в нём нет, скважина не переливает;
в трубы закачивают небольшую пачку более тяжёлого раствора, чтобы поднимать трубы «сухими» — иначе раствор из труб выливается на буровую и мешает учёту объёмов; при этом помнят, что тяжёлая пачка по принципу сообщающихся сосудов вытеснит часть раствора из затрубья (см. раздел для углублённого изучения);
ограничивают скорость подъёма, чтобы свабирование не «съело» репрессию;
при сомнениях делают короткий контрольный рейс (short trip): поднимают инструмент на часть длины, например до башмака колонны, и возвращают на забой; газ или прирост объёма после такого рейса выдают свабирование.

Газ в скважине: расширение и всплытие

Газовый приток ведёт себя иначе, чем приток нефти или воды, потому что газ сжимаем. Его объём при постоянной температуре обратно пропорционален абсолютному давлению (закон Бойля — Мариотта); у реального газа добавляются поправки на коэффициент сверхсжимаемости $Z$ и на температуру (Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости).

Расширение газа при снижении давления

V_2 = V_1\,\frac{p_1\, Z_2\, T_2}{p_2\, Z_1\, T_1} \;\approx\; V_1\,\frac{p_1}{p_2}

где:

$V_1,\ V_2$ объём газа в состояниях 1 и 2, м³
$p_1,\ p_2$ абсолютные давления, МПа
$Z_1,\ Z_2$ коэффициенты сверхсжимаемости газа, —
$T_1,\ T_2$ абсолютные температуры, К

Единицы: любые одинаковые единицы; давление и температура абсолютные

Справедливо, если

масса газа не меняется: газ не растворяется в растворе и не выделяется из него;
приближённая форма — для постоянных температуры и $Z$ ; на забое газ горячее, поэтому при подъёме к устью его объём растёт чуть меньше, чем по приближённой формуле, а изменение $Z$ может сдвинуть результат в любую сторону.

Газ, поднятый с забоя, где давление 35 МПа, до глубины, где давление 3,5 МПа, увеличит объём примерно в 10 раз, а у устья — в сотни раз.

В открытой скважине — при циркуляции или если скважину не закрыли — газ по мере подъёма расширяется и вытесняет раствор из затрубья, так что прирост объёма в ёмкостях ускоряется. Основное расширение приходится на верхние сотни метров. Вытесненный раствор уменьшает давление столба на забое, пласт отдаёт ещё больше газа, и процесс разгоняется сам. Поэтому поздно замеченный газовый приток развивается особенно быстро.

РасчётРасчётное увеличение объёма газовой пачки при подъёме в открытой скважине глубиной 3000 м с раствором 1,20 г/см³ (давления абсолютные, температура и

Z

постоянны, облегчение столба самим газом не учтено). К середине пути объём лишь удваивается, к глубине около 290 м вырастает в 10 раз, у устья — примерно в 350 раз.

В закрытой скважине картина обратная. Газ легче раствора и всплывает сквозь него даже без циркуляции. Если скважина закрыта, а раствор и стенки почти несжимаемы, газу некуда расшириться: его объём, а значит, и давление в нём остаются почти прежними — такими, каким было давление на забое. Поднимаясь, пачка несёт это давление с собой. Над ней столб раствора до устья становится короче, поэтому растёт давление на устье; под ней добавляется вес столба раствора, через который она прошла, поэтому растёт давление на забое и во всём стволе, включая самое слабое место — породу под башмаком последней колонны.

Расчётный примерВсплытие газовой пачки в закрытой скважине

Исходные данные (условные)

Глубина скважины и башмака колонны по вертикали: 3000 м и 1800 м
Плотность раствора: 1,20 г/см³
Давление в затрубье на устье сразу после закрытия: 1,5 МПа
Давление разрыва под башмаком: эквивалентная плотность 1,63 г/см³
Всплытие газовой пачки без расширения: на 600 м; пачка остаётся ниже башмака

Решение

Давление в пачке остаётся прежним, а столб раствора над ней стал короче на 600 м. Поэтому давления на устье, под башмаком и на забое выросли на вес этого столба: $0{,}00981\cdot 1{,}20\cdot 600 = 7{,}06$ МПа.
Давление под башмаком до всплытия: $1{,}5 + 0{,}00981\cdot 1{,}20\cdot 1800 = 22{,}69$ МПа (эквивалентная плотность 1,28 г/см³); после всплытия — $22{,}69 + 7{,}06 = 29{,}75$ МПа (1,68 г/см³).
Давление разрыва под башмаком: $0{,}00981\cdot 1{,}63\cdot 1800 = 28{,}78$ МПа. Оно превышено на 0,97 МПа; предел был достигнут уже после всплытия примерно на 520 м.
Давление на устье выросло до $1{,}5 + 7{,}06 = 8{,}56$ МПа.

Ответ: Всплытие на 600 м подняло давление во всей скважине на 7,06 МПа; под башмаком оно (29,75 МПа) превысило давление разрыва (28,78 МПа).

Что это значит. Приток уже остановлен, а опасность растёт: порода под башмаком может разорваться, и тогда начнётся поглощение с риском межпластового перетока или выхода флюида на поверхность за колонной. Поэтому закрытую скважину с газом нельзя просто оставить: давление в ней отслеживают и управляют им по специальным методам, позволяя газу расширяться контролируемо (Глушение скважины после проявления). В действительности небольшая сжимаемость раствора и упругость колонн дают газу немного расшириться, и рост давления чуть меньше расчётного. Данные примера условные.

Почему важно заметить проявление рано

Из сказанного понятно, почему время решает всё. Небольшой приток, замеченный сразу, занимает короткий интервал затрубья: после закрытия скважины давления на устье невелики, а при вымывании пачка расширяется умеренно. Большой приток занимает сотни метров затрубья: он сильнее облегчает столб, при закрытии даёт более высокие давления, а при вымывании газ расширяется настолько, что давление под башмаком может превысить давление разрыва.

Простая оценка показывает, как это зависит от объёма притока. Столб лёгкого флюида высотой $h_k$ в затрубье «недодаёт» гидростатике $(\rho_m - \rho_k)\,g\,h_k$ по сравнению с раствором. В простейшем случае после закрытия скважины именно на столько давление в затрубье на устье больше, чем давление в бурильных трубах, — подробно об этом в уроке о глушении скважины.

Расчётный примерМалый и большой приток газа

Исходные данные (условные)

Объём притока: 1,5 м³ (замечен сразу) и 6,0 м³ (замечен поздно)
Объём затрубья у забоя: 20 л на метр
Плотность раствора и газа в забойных условиях: 1,20 и 0,25 г/см³

Решение

Высота пачки в затрубье $h_k = V/C$ : $1{,}5/0{,}020 = 75$ м и $6{,}0/0{,}020 = 300$ м.
Недостача гидростатики: $0{,}00981\cdot(1{,}20 - 0{,}25)\cdot 75 = 0{,}70$ МПа и $0{,}00981\cdot(1{,}20 - 0{,}25)\cdot 300 = 2{,}80$ МПа.

Ответ: Поздно замеченный приток даёт вчетверо большую добавку к давлению в затрубье после закрытия: около 2,80 МПа против 0,70 МПа.

Что это значит. Это только начальная разница. При вымывании газовая пачка поднимается и расширяется, и давление в затрубье растёт дальше — у большой пачки намного сильнее, чем у малой. Если ожидаемое давление под башмаком превысит давление разрыва, скважину уже нельзя безопасно закрыть и промыть обычным способом. Поэтому при проектировании каждой секции оценивают допуск на проявление (kick tolerance) — наибольший объём притока, который ещё можно закрыть и вымыть, не разорвав пласт под башмаком (Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение). Данные примера условные.

Термины и обозначения

ГНВП (kick): поступление пластового флюида — газа, нефти или воды — в скважину, когда давление в стволе против проницаемого пласта ниже порового.
Открытый фонтан (blowout): неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины.
Межпластовый переток (underground blowout): неуправляемое течение флюида по стволу из одного пласта в другой.
Первичный и вторичный контроль: удержание пласта давлением столба раствора; герметизация устья противовыбросовым оборудованием, если первичный контроль потерян.
Долив, доливная ёмкость (trip tank): восполнение объёма поднятых труб раствором; узкая ёмкость для точного учёта этих объёмов.
Свабирование (swabbing): снижение давления под долотом при подъёме колонны, из-за которого пласт может «подсосать» флюид в скважину; при спуске — обратный эффект, рост давления (surge).
Газированный раствор (gas-cut mud): раствор с пузырьками газа; его плотность на выходе сильно занижена по сравнению с плотностью в глубине ствола.
Допуск на проявление (kick tolerance): наибольший объём притока, который можно закрыть и вымыть без разрыва пласта под башмаком колонны.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Раствор на выходе стал легче на треть — значит, давление на забое упало на треть».

На самом деле

Газ расширяется в основном у устья, и забойное давление падает на десятые доли МПа. Но газ в растворе — сигнал: нужно выяснить, откуда он.

Неверно

«Скважина закрыта — значит, опасность миновала».

На самом деле

Всплывающий газ в закрытой скважине повышает давления во всей скважине, включая породу под башмаком. Давлениями нужно управлять по установленным методам.

Неверно

«Перелив после остановки насосов — это прогрев раствора или тяжёлая пачка».

На самом деле

Такие объяснения возможны, но их проверяют: поток от сообщающихся сосудов и прогрева затухает и совпадает с расчётом. Пока причина не доказана, перелив считают проявлением.

Неверно

«Пара свечей без долива ничего не изменит».

На самом деле

Недолив накапливается и складывается со свабированием, а без учёта объёмов теряется главный способ заметить приток во время подъёма.

Неверно

«Утяжелим раствор посильнее — и проблема проявлений решена».

На самом деле

Слишком тяжёлый раствор вызывает поглощение, а поглощение снижает уровень и само ведёт к проявлению. Плотность должна лежать в окне между поровым давлением и давлением разрыва.

Подробно: для продвинутых

Откуда формула газированного раствора

Пусть на каждый кубометр раствора на выходе приходится $a$ кубометров газа при атмосферном давлении $p_a$ . Массой газа пренебрегаем, поэтому плотность смеси на выходе $\rho_s = \rho_m/(1 + a)$ , откуда $a = \rho_m/\rho_s - 1$ . На глубине, где абсолютное давление равно $p$ , тот же газ занимает объём $a\,p_a/p$ , и плотность смеси равна $\rho_m/(1 + a\,p_a/p)$ . Подставив её в уравнение гидростатики $\dd p = \rho\, g \dd z$ и проинтегрировав от устья ( $z = 0$ , $p = p_a$ ) до глубины $z$ , получаем профиль давления:

Давление и плотность в столбе газированного раствора

\rho_m\, g\, z = (p - p_a) + a\, p_a \ln\frac{p}{p_a}, \qquad \rho(p) = \frac{\rho_m}{1 + a\, p_a/p}

где:

$z$ глубина по вертикали от устья, м
$p$ абсолютное давление на глубине $z$ , Па
$a$ объём газа при атмосферном давлении на единицу объёма раствора, $\rho_m/\rho_s - 1$ , —
$\rho(p)$ плотность газированного раствора при давлении $p$ , кг/м³
$\rho_m,\ p_a$ плотность раствора без газа и атмосферное давление, кг/м³, Па

Единицы: СИ; давления абсолютные

Справедливо, если

те же, что у формулы снижения забойного давления: идеальный газ, постоянная температура, газ движется с раствором и не растворяется в нём.

Первое уравнение задаёт глубину, на которой давление достигает $p$ ; по нему и построен график профиля плотности. У негазированного раствора было бы $\rho_m g z = p - p_a$ , поэтому на забое разница составляет $a\,p_a\ln(p_{bh}/p_a)$ — это и есть снижение забойного давления.

Сообщающиеся сосуды: трубы и затрубье

Бурильная колонна и затрубье соединены у долота, как колена U-образной трубки. Когда жидкости в них одинаковы, уровни стоят на одной высоте. Если в трубах оказалась более тяжёлая жидкость, она «перевешивает»: раствор из затрубья выходит на поверхность, а уровень в трубах опускается, пока давления у долота не уравновесятся. На этом основана закачка тяжёлой пачки перед подъёмом, и тот же эффект объясняет перелив, который легко принять за проявление. В закрытой скважине тот же принцип связывает давления в трубах и в затрубье — на нём построены расчёты глушения.

Расчётный примерСколько раствора вытеснит тяжёлая пачка

Исходные данные (условные)

Плотность раствора: 1,22 г/см³
Пачка в трубах: 1,5 м³ раствора плотностью 1,50 г/см³
Внутренний объём бурильных труб: 7,4 л/м

Решение

Высота пачки в трубах: $1{,}5/0{,}0074 = 203$ м.
Давления у долота уравновесятся, когда уровень в трубах опустится на $y$ , при котором $1{,}22\,y = (1{,}50 - 1{,}22)\cdot 203$ : $y = 46{,}5$ м.
Из затрубья при этом выйдет $46{,}5\cdot 7{,}4 = 344$ л раствора.

Ответ: После остановки насосов скважина «перельёт» около 344 л, и поток прекратится.

Что это значит. Такой перелив ожидаем и рассчитан заранее. Если поток не затухает или его объём заметно больше расчётного, дело не в пачке, и перелив считают признаком проявления. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Поровое и горное давление — гидростатика, поровое давление и выбор плотности раствора.
Аномальные пластовые давления: происхождение, прогноз, распознавание — как предсказывают и распознают зоны АВПД — главный источник неожиданных проявлений.
Глушение скважины после проявления — что делают после закрытия скважины: давления в трубах и затрубье, глушение.
Противовыбросовое оборудование — устройство противовыбросового оборудования — вторичного барьера.
Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение — давление разрыва под башмаком и допуск на проявление.
Потери давления при циркуляции — ЭЦП и почему давление на забое меняется при остановке насосов.

Проверьте себя

1
Какой из признаков относится к прямым признакам проявления?
1. А.Рост механической скорости проходки
2. Б.Прирост объёма раствора в приёмных ёмкостях при неизменной подаче насосов
3. В.Падение давления на насосах
4. Г.Рост содержания газа в растворе
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Прирост объёма раствора в приёмных ёмкостях при неизменной подаче насосов
Прирост объёма в ёмкостях прямо означает, что в систему поступил посторонний объём — пластовый флюид. Остальные признаки косвенные: у них есть и другие объяснения — смена породы, промыв колонны, выбуренный газоносный пласт.
2
При подъёме колонны скважину не доливали, и уровень раствора опустился на 60 м. Плотность раствора 1,25 г/см³, статическая репрессия была 1,0 МПа. Сохранился ли первичный контроль?
Показать ответ
Потеря давления на забое: $0{,}00981\cdot 1{,}25\cdot 60 \approx 0{,}74$ МПа. Оставшаяся репрессия около 0,26 МПа: формально контроль сохранился, но запас почти исчерпан, а свабирование во время подъёма снижает давление под долотом ещё сильнее. Скважину нужно долить, а причину расхождения фактического объёма долива с расчётным — выяснить.
3
Раствор плотностью 1,30 г/см³ выходит из скважины глубиной 3000 м газированным, с плотностью 1,00 г/см³. Как примерно изменилось давление на забое?
1. А.Уменьшилось примерно на 8,8 МПа
2. Б.Уменьшилось примерно на 0,2 МПа
3. В.Уменьшилось примерно на 2 МПа
4. Г.Не изменилось совсем
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Уменьшилось примерно на 0,2 МПа
По формуле газированного раствора: $(1{,}30/1{,}00 - 1)\cdot 0{,}101\cdot\ln(38{,}4/0{,}101) \approx 0{,}3\cdot 0{,}101\cdot 5{,}94 \approx 0{,}18$ МПа. Наивный расчёт по плотности на выходе дал бы $0{,}00981\cdot 0{,}30\cdot 3000 \approx 8{,}8$ МПа — почти в 50 раз больше. Газ расширяется в основном у устья, а в глубине раствор почти не облегчён.
4
Скважину закрыли после газового проявления, и приток прекратился. Почему через некоторое время давление на устье начинает расти, хотя ничего не делают?
Показать ответ
Газ легче раствора и всплывает. В закрытой скважине ему некуда расшириться, поэтому давление в пачке остаётся почти равным исходному давлению на забое. По мере подъёма пачки над ней остаётся всё более короткий столб раствора — растёт давление на устье, а под ней добавляется вес пройденного столба — растёт давление на забое и под башмаком. Если давлением не управлять, можно разорвать породу под башмаком.
5
После закачки в трубы пачки утяжелённого раствора насосы остановили, и из затрубья пошёл раствор. Что верно?
1. А.Это наверняка проявление, других объяснений нет
2. Б.Это может быть вытеснение раствора тяжёлой пачкой по принципу сообщающихся сосудов: такой поток затухает и по объёму совпадает с расчётом; если он не затухает или объём больше — это проявление
3. В.Это прогрев раствора, на него можно не обращать внимания
4. Г.Перелив без работы насосов невозможен
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Это может быть вытеснение раствора тяжёлой пачкой по принципу сообщающихся сосудов: такой поток затухает и по объёму совпадает с расчётом; если он не затухает или объём больше — это проявление
Тяжёлая пачка в трубах перевешивает раствор в затрубье и вытесняет его, пока давления у долота не уравновесятся; этот объём рассчитывают заранее. Если поток не прекращается или его объём больше ожидаемого, причина — пласт, и перелив считают проявлением.
6
Почему раннее обнаружение проявления так важно, если скважину в любом случае можно закрыть противовыбросовым оборудованием?
Показать ответ
Чем дольше приток не замечен, тем больше флюида в стволе. Большой приток сильнее облегчает столб, при закрытии даёт более высокие давления на устье, а при вымывании газ расширяется так, что давление под башмаком может превысить давление разрыва. Малый приток, замеченный сразу, укладывается в допуск на проявление, и его можно безопасно закрыть и вымыть.

Обновлено: 22 сентября 2026 г.