4 упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлении (гнвп)
4.5 Метод ожидания и утяжеления
4.5.1 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.
4.5.2 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.
4.6 Метод непрерывного глушения скважин
При этом способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при непрерывном утяжелении бурового раствора, т.е совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для ликвидации притока из пласта.
Обычно проявление ликвидируют в течение нескольких циклов циркуляции. Однако не исключается возможность глушения за один цикл, если при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового раствора. Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями, причем прекращение на каждом цикле определяется возможностью оборудования.
Давление в бурильных трубах регулируется в соответствии с графиком его изменения, строящимся так же, как и при способе «ожидание и утяжеление».
Преимущества этого способа – отсутствие периода простоя скважины под давлением, низкие давления в обсадной колонне при глушении.
Недостаток способа – сложность процесса регулирования давления в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора во время циркуляции.
Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис.4.5.
Рисунок 4.4 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве при глушении скважины способом «ожидания и утяжеления»
I – время приготовления утяжеленного бурового раствора; II- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; III –IV — заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения и вымывание газа из скважины
Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать плотность раствора.
Порядок выполнения работы
Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР прок ) в циркуляционной системе (давление прокачивания) при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.
1. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.
2. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р и.бт ) и обсадной колонне (Р и. кп ).
3. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.
4. Определить вид поступившего в скважину флюида.
5. 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.
7. 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
Рисунок 4.5- Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения скважины»
I — заполнение бурильных труб жидкостью глушения; II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины жидкостью глушения
обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.
8. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора в бурильные трубы строят график снижения давления нагнетания от значения Рн до значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.
9. После заполнения бурильных труб утяжеленным раствором продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора ρ к до полного удаления газа из скважины (участок II, III).
10. 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.
4.7 Объемный метод глушения скважины
Если поступивший в скважину газ нельзя вытеснить путем циркуляции (например, бурильная колонна находится у поверхности или извлечена из скважины, или забиты насадки долота), необходимо дать возможность газу выйти на поверхность. Это достигается открыванием задвижки регулируемого штуцера с тем, чтобы выпустить некоторое количество раствора, что приведет к расширению газа. Для применения объемного метода необходимо, чтобы MAASP (максимально допустимое давление в затрубном пространстве при закрытом устье) превышало реальное давление в обсадной колонне. В то же время при выходе газа на поверхность MAASP не должно превышать давление разрыва обсадной колонны или рабочее давление превенторов.
Объемный метод можно разбить на три этапа:
миграция газа к поверхности при контролируемом расширении;
вытеснение газа раствором;
В случае проявления, когда устье уже герметизировано, пластовый флюид будет иметь некоторый объем, высоту и давление.
Флюиду предоставляется возможность двигаться без расширения до тех пор, пока давление в верхней части не увеличится на величину S, равную 1 МПа, считающуюся запасом на противодавление. Увеличиваем Р из.к на 1 МПа. Это значение принимается как запас рабочего давления на противодавление». Затем вычисляется количество раствора, которое следует выпустить через штуцер, чтобы уменьшить давление в скважине.
Контролируя давление, выпускается часть раствором через штуцер в мерник. Объем выпускаемого раствора должен соответствовать расчетной высоте H v . Этот объем рассчитывается по уравнению:
V p = H v ×(πD 2 /4) (объем с учетом бурильного инструмента или без него).
На этом этапе очень важно строго контролировать объем выпускаемого раствора, регулируя отверстие штуцера, чтобы поддерживалось постоянное значение Р из.к. +S.
Как только расчетный объем раствора выпущен, необходимо закрыть штуцер. Повторять операцию до тех пор, пока газ не окажется у поверхности. На данном этапе газ не следует выпускать, необходимо помнить, что в этот момент надо быстро закрыть штуцер. При этом P из.к достигает максимального значения.
Порядок расчетов до момента подъема газа до устья при заполнении бланка объемного метода глушения (Приложение2):
Выбрать диапазон рабочего давления Р р.д. и величину безопасного предела Р п (от 0,1 до 1 МПа);
Найти величину гидростатического давления на один метр кольцевого пространства по формуле
Р р/м =ρ р g/[π(D c 2 -D н.к. 2 )/4] (4.12)
Найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле
H v =P р.д. / Р р/м (4.13)
Дать возможность увеличению давления в кольцевом пространстве на величину Р п + Р р.д. , без выпуска раствора из скважины;
Приоткрыть штуцер и выпустить расчетный объем раствора.
Р цикл1 =Р из.т + Р п + Р р.д.
Второй этап вытеснения газа раствором.
Начать закачивание в скважину того же раствора, который использовался при начале проявления (ρ н ). Нагнетание вести очень медленно через линию для глушения скважины. P из.к начинает повышаться. Дать ему возможность достичь значения MAASP, минуя запас на противодавление. В этот момент надо выключить насос.
Рассчитать, на сколько может уменьшится P из.к , чтобы это снижение компенсировалось гидростатическим давлением столба закаченного раствора. Допустим, что был закачан объем V p . Преобразуем V p в H v (высота гидростатического столба).
Н v = V p /(πD 2 /4) ,
Медленно выпускать газ до тех пор, пока P из.к не достигнет значения конечного P из.к — ∆PI. На этом этапе стравливают газ, раствор при этом не выпускается.
Продолжается до полного вытеснения газа. Во время нагнетания не должно быть превышено значение MAASP. He должно также чрезмерно снижаться P из.к . В конце этого этапа скважина заполнена раствором и находится под контролем, но не заглушена.
Третий этап : возобновление циркуляции, спуск колонны под давлением.
Для того, чтобы заменить первоначальный раствор раствором для глушения скважины необходимо в скважину спустить инструмент. Скважина находится под давлением, поэтому спуск проводится под давлением.
4.8 Предупреждение ГНВП при спуско-подъемных операциях
При бурении промывочная жидкость за счет своей плотности должна создавать в состоянии статики противодавление на пласт. При циркуляции противодавление увеличивается еще на величину гидравлических потерь в затрубном пространстве. При подъеме трубной колонны максимально допустимое снижение уровня промывочной жидкости в скважине рассчитывается в каждом конкретном случае из условия недопущения падения давления в скважине ниже пластового и, соответственно, определяется максимально допустимая длина поднимаемых труб без долива. Максимальное количество свечей бурильных, утяжеленных и насосно-компрессорных труб, поднимаемых без долива, указывается в ГТН и в плане работ по испытанию скважины. Если на практике конструкция скважины, компоновка бурильной колонны или плотность промывочной жидкости отличаются от проектных данных, максимально допустимое количество свечей, поднимаемых без долива, пересчитывается буровым мастером по формуле
где L мах – максимально допустимая длина труб, поднимаемых из скважины без долива, м;
р пл — пластовое давление на глубине L (по вертикали), МПа;
р ж — плотность жидкости, заполняющей скважину, г/см ;
V с — внутренний объем приустьевой части обсадной колонны, м 3 /100 м; V m — усредненный объем металла извлекаемых из скважины труб
(с учетом замковых соединений), м 3 /100 м.
Как видно из приведенной формулы, снижение уровня жидкости в скважине зависит не только от количества свечей (длины) поднятых труб, но и от их диаметра и толщины стенки, т.е. от их веса. При наличии нескольких вскрытых пластов с различными градиентами пластового давления допустимое понижение уровня рассчитывают для каждого пласта и принимают наименьшее значение.
Долив скважины на практике производится периодически через каждое ранее определенное количество поднятых свечей. Доливать можно буровыми насосами, но такой метод нежелателен из-за возможных грубых ошибок определения дополнительно закачанного объема. Наиболее точным является, долив скважины из отдельной доливной емкости объемом 1,5 — 5,0 м 3 , смонтированной, как показано на рисунке 4.6а и рисунке 4.6б (схема циркуляционной системы бурового тренажера).
При наличии в открытой части разреза нескольких газовых горизонтов с градиентом пластового давления 0,013 МПа/м и более во время спуска бурильных труб необходимо проводить промежуточные промывки независимо от наличия или отсутствия разгазированных пачек раствора по стволу скважины. Продолжительность и частоту промежуточных промывок определяет технологическая служба предприятия по каждой скважине отдельно. Допустимая скорость спуска компоновок независимо от условий.
При превышении допустимой скорости спуска возможно поглощение промывочной жидкости за счет эффекта поршневания, т.е. возникновения области повышенного давления под долотом. Это может привести к снижению уровня в затрубном пространстве и противодавления на пласт.
В случае использования промывочной жидкости с увеличенными вязкостью и статическим напряжением сдвига, а также УБТ или турбобура увеличенного диаметра скорость спуска необходимо уменьшить. Осыпание стенок скважины, наличие в шламе крупнооскольчатых кусочков породы говорят о том, что скорости спуска и подъема близки к критическим значениям то их надо уменьшать. Технологическая служба предприятия обязана пересчитать эти величины и довести до сведения буровой бригады.
Источник
