Что такое способ бурильщика

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Метод — бурильщик

Метод бурильщика наиболее простой в использовании и позволяет немедленно начинать вымыв. [1]

При использовании метода бурильщика поступившие в скважину пластовые флюиды полностью вымываются без изменения плотности бурового раствора, затрубное пространство и бурильные трубы заполняются буровым раствором одинаковой плотности; следовательно, по давлению в затрубном пространстве в этом случае можно точно судить о забойном давлении. [2]

Читателю рекомендуется решить пример 13.2, применяя метод бурильщика . [3]

Из примера 13.3 следует, что при использовании метода бурильщика требуется два рабочих графика — один для легкого бурового раствора и один для раствора глушения. [4]

Преимущество метода ожидания и утяжеления в этих обстоятельствах очевидно. По сравнению с непрерывным методом глушения, и особенно с методом бурильщика , снижается вероятность достижения максимально допустимого давления, кроме того, уменьшаются длительность периода несбалансированности условий на забое и ее степень. [5]

Считать и записать стабилизированное давление в бурильных трубах, давления на дросселе и в линии глушения, если они используются для контроля давления в обсадной колонне. Провести подготовку к утяжелению бурового раствора или немедленно начать промывку, если должен использоваться метод бурильщика . [6]

Это давление по мере закачки утяжеленного бурового раствора изменяется ( метод ожидания и утяжеления и непрерывный метод) или поддерживается постоянным ( метод бурильщика ), пока скважина не очистится от пластовых флюидов. [7]

Через 4991 двойной ход буровой раствор достигает устья и свободный газ выходит из скважины. Буровой раствор насыщен газом из-за перемешивания. Когда используют метод бурильщика , насосы останавливают и сравнивают давления в бурильной и обсадной колоннах. В методе ожидания и утяжеления закачка продолжается и давление в обсадной колонне продолжает снижаться, так как утяжеленный раствор заменяет буровой раствор, первоначально находившийся в бурильных трубах. [9]

Если используется метод ожидания и утяжеления или непрерывный метод, то давления на дросселе и в бурильных трубах должны быть нулевыми. При использовании метода бурильщика оба давления должны быть равны первоначальному давлению в бурильных трубах при закрытом устье. Может произойти вторичное проявление, о чем будет свидетельствовать изменение давления в обсадной колонне. [10]

Нетрадиционный метод глушения применяется при подводном расположении устья скважины на большой глубине. В отечественной и зарубежной литературе описывается множество методов глушения, но все они являются разновидностями указанных трех. Ниже подробно описан метод бурильщика . [12]

Во время подготовки первого издания этой книги казалось, что все внимание промышленности было сфокусировано на противо-выбросовом оборудовании, а вопросы ликвидации проявлений оставались в забвении. Противовыбросовое оборудование и операции по ликвидации проявления одинаково важны. По этой теме написано множество статей, и многие учебные центры предлагают свои услуги в обучении способам борьбы с проявлениями. В промышленности обычно используется методика поддержания постоянного забойного давления в процессе глушения проявления. Тем не менее имеются три принципиальные разновидности, которые перечислены ниже в порядке популярности: метод выжидания и утяжеления, метод бурильщика и непрерывный метод. В промышленности используются также модификации этих методов. Необходимо иметь представление о сравнительных преимуществах и ограничениях каждого метода. Целесообразно повсюду стандартизировать рабочие листы для всех этих методов. [13]

Источник

3.2. Метод бурильщика.

Ликвидация выброса по методу бурильщика (двухстадийный метод) состоит из шести этапов.

На первом этапе производится закрытие скважины. В процессе закрытия и после закрытия осуществляется постоянный контроль за давлением на выходе из скважины. Р_е, чтобы оно не привысило допустимое значение Р_{е. доп.} В противном случае имеет место фонтан и ликвидация выброса невозможна.

После закрытия скважины выдерживается в покое в течении пяти минут для стабилизации давлений в закрытой скважине, а затем измеряется давление на входе в закрытой скважине Р_{н. зкр.} и на выходе из скважины Р_{е. зкр.}

Высота столба поступившего флюида в КП скважины рассчитывается по формуле:

(3.1)

где: — приращение объема раствора в приемных емкостях за счет

поступившего флюида, м:

(3.2)

где: F_кп – площадь поперечного сечения КП скважины , м 2 ,

U_Е0 — начальный уровень раствора в емкостях, м (1м),

U_Е1, U_Е2— уровни раствора в емкостях 1 и 2, м,

F_1, F₂ – площадь приемных емкостей 1 и 2, м 2 .

Плотность поступившего флюида рассчитывается по формуле:

где: — плотность бурового раствора в скважине, г/см 3 ,

Р_е.зкр — давление на выходе в закрытой скважине, кг/см 2 ,

Р_н.зкр – давление на входе в закрытой скважине, кг/см 2 .

На втором этапе рассчитываются параметры ликвидации выброса. Заданное давление на забой рассчитывается по формуле:

Р_зад = Р_пл+ Δ Р_заб (3.4)

Р_гс.бт = 0,1 (3.6)

Где: Р_пл – пластовое давление, кг/см 2 ,

Δ Р_заб – диапазон безопасности на снижение забойного давления,

кг/см 2 (15 кг/см 2 ),

Р_гс.бт – гидростатическое давление в БТ, кг/см 2 ,

Н₀ – глубина скважины, м.

Плотность утяжеленного раствора, необходимое для создания равновесия между пластовым и гидростатическим давлениями на забое скважины расчитывается по формуле:

(3.7)

Давление нагнетания, обеспечивающее поддержание заданного давления равного заданному расчитывается по формуле:

ΔР_бт = 10 -8 (3.10)

где: ΔР_бк — потери давления в бурильной колонне, кг/см 2 ,

ΔР_бт — потери давления в бурильных трубах (БТ и УБТ), кг/см 2 ,

К_рт — коэффициент гидравлических сопротивлений в БТ и УБТ, м -5 ,

— плотность раствора в БТ и УБТ, г/см 3 ,

Q_н — расход на входе в скважину, л/с,

L_и — длина инструмента в скважине, м,

ΔР_тб — потери давления в турбобуре, кг/см 2 .

При роторном бурении ΔР_тб = 0, а при турбинном вычисляется по следующей формуле:

ΔР_тб = 10 -8 (3.11)

где: К_ТБ – коэффициент потерь давления в турбобуре, м -4 , (= 2·10 6 )

Q_Д – расход раствора, подаваемого к долоту, л/с.

(3.13)

где: К_рд— коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте,

F_д – суммарное сечение промывочных отверстий долота, м 2

(3.14)

(3.15)

где: — диаметры насадок долота, м.

Давление на выходе, обеспечивающее поддержание забойного давления равного заданному расчитывается по формуле:

На третьем этапе производится вымывание флюида из скважины раствором старой плотности. При этом необходимо поддерживать постоянными подачу насоса при закачке раствора и давление в бурильных трубах регулированием дросселя. После того, как флюид будет вымыт закрыть скважину. Давление на выходе в закрытой скважине должно быть таким же, как на входе.

На четвертом этапе производится утяжеление бурового раствора в емкостях до заданного назначения.

На пятом этапе производится закачка в скважину утяжеленного бурового раствора с заданной плотностью. При этом необходимо поддерживать постоянным подачу насоса при закачке утяжеленного раствора и давления в обсадной колонне регулирования дросселя.

Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, записать давление в бурильных трубах. Поддерживать давление в бурильных трубах постоянным регулированием дросселя. Когда утяжеленный буровой раствор достигнет поверхности, закрыть скважину. Давления на входе и на выходе в закрытой скважине должны быть равны нулю.

На шестом этапе производится открытие скважины и осуществляется контроль восстановления равновесия в скважине между пластовым давлением и гидростатическим столбом утяжеленного бурового раствора. При этом уровень раствора в емкостях не должен увеличиваться. В противном случае ликвидация выброса продолжается за счет дальнейшего увеличения плотности раствора.

Если пластовое давление уравновешивается гидростатическим (уровень раствора в емкостях не растет), то выброс считается ликвидированным.

Источник

Методы ликвидации газонефтепроявлений

Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию

Рисунок 4.2 – Типовая диаграмма испытания горной породы на

прочность методом опрессовки:

1- давление нагнетания; 2- статическое давление

А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта;

ВС- распространение трещин в породе; СD- падение давления после прекращения закачки

находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, ПВО и ствола скважины, а также от характера и интенсивности самого проявления. Существует несколько способов глушения скважин.

Метод бурильщика

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

• Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.

• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны.

• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.

• Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл — вымыв газовой пачки, второй цикл -непосредственно глушение скважины (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 – График глушения методом Бурильщика

Необходимые расчеты для реализации методов ликвидации ГНВП при составлении иста глушения скважины (Приложение 1)

1 Расчет веса бурового раствора для глушения скважины производиться по формуле

где ρ_пр – исходный вес бурового раствора, кг/м 3 ; Р_из.т – избыточное давление в трубах МПа; Н – глубина по вертикали, м.

2 Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства, количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до поверхности»

Объем колонны рассчитывают по формуле

где D_в – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м.

Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле

где D_c – диаметр скважины, мм;

D_н.к. – наружный диметр колонны, мм.

Число ходов насоса рассчитывают по формуле

где Q – подача насоса, л/с.

Время прокачивания раствора по формуле

где n – число ходов насоса в минуту.

3 Расчет ожидаемого начального давления циркуляции (ICP).

Величину ICP необходимо для оценки величины давления в циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется по формуле

где Р_пр – давление насосов.

4 Расчет конечного давления в циркуляционной системе (FCP).

Во время замещения предыдущего бурового раствора на утяжеленный буровой раствор в бурильной колонне, давление циркуляции на стояке необходимо понижать, принимая во внимание повышение гидростатического давления в бурильной колонне. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.

5. Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне в сравнении с количеством ходов поршня насоса.

После определения начального и конечного давления необходима составить таблицу понижения давления циркуляции по отношению к числу ходов насоса и график глушения скважины. Это позволит без помех заглушить скважину и выявить любые возможные нарушения.

Порядок выполнения работы

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР_прок) в циркуляционной системе при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов. Для этого предлагается заполнить таблицу 1.

Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной линии.

Таблица 1 – Гидравлические сопротивления при циркуляции

Показания 1 ого насоса	Показания 2 ого насоса
N — ходов	N/2 — ходов	N — ходов	N/2 — ходов
ΔРпрок

2. После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения. При увеличении механической скорости в 2 и более раза прекратить углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. кп}).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Определить плотность жидкости глушения

7. Определить начальное, и конечное давление циркуляции для удаления пластового флюида из скважины.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.3.

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным.

После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (участок 0-1). При этом давление кольцевом пространстве будет расти (участок а-b).

9. Вести циркуляцию с поддержанием постоянной производительности насосов и постоянным давлением в нагнетательной линии до полного удаления флюида из скважины. Постоянство давления регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования (участок 1–2). Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса не меняется. Готовится жидкость глушения требуемой плотности в объеме равном 1,2 – 1,5 объема скважины.

10. Определить момент подхода газа к устью скважины (точка b). Открыть задвижку на штуцерной батарее для вывода пачки газа через дроссель на факельное устройство (участок b-с). Флюид считается удаленным, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным Pкп = Р и (бт) + S.

11. После удаления флюида из скважины записать установившееся давление (Р кп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует III зоне на графике глушения (рисунок 4.3).

12. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве

постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой раствор в бурильные трубы при постоянном установившемся давлении в кольцевом пространстве Ркп. (участок с-d). Давление в

Рисунок 4.3 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0 — 4) и кольцевом пространстве (а – е) при глушении скважины двухстадийным способом (способ Бурильщика)

I – газовая пачка поднялась к устью; II – удаление пачки газа из скважины; III – период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкость глушения; IV- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; V – заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения

бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2-3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены утяжеленным раствором (Р кон. = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.

14. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового раствора плотностью ρ_гл. необходимо остановить операцию по глушению скважины плавным снижением числа ходов плунжера, поддерживая при этом давление в затрубном пространстве постоянным. После остановки насосов и закрытия дросселя давление в бурильных трубах и затрубном пространстве должно быть равно нулю.

15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов.

Метод ожидания и утяжеления

Условия применения

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора (рисунок 4.4).

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину,

Рисунок 4.4 – График глушения методом ожидания и утяжеления

немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов.

Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

• долото должно быть у забоя;

• не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

• максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве (MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

• возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени. Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе). Таким образом, всегда должно быть в наличии некоторое количество тяжелого раствора; кроме того, вместимость системы перемешивания раствора и растворных емкостей должна быть достаточно для утяжеления раствора в процессе циркуляции.

• По срокам реализации он короче, чем метод Бурильщика;

• Давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

• Давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

• Требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции.

• Требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метода стравливания давления.

• Отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора.

• Большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки.

• Проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины.

Порядок выполнения работы

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР_прок) в циркуляционной системе при рабочем режиме циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подаче буровых насосов.

2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. кп}).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине. Строится график изменения давления в бурильной колонне при вымывании пачки газа.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.

7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком.

10. Продолжить циркуляцию бурового раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III, IV) при постоянных значениях производительности насосов и плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором.

11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник