Мягкий способ закрытия скважины при гнвп

Упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений

Анализ основной причины газонефтеводопроявления. Нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ. Выбор способа закрытия скважины. Оценка давления поглощения горных пород. Гидравлические системы управления превенторами.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	27.03.2016
Размер файла	1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)

Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:

снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;

нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;

недостаточная обученность специалистов и производственного персонала действиям по предотвращению и ликвидации нефтегазопроявлений и фонтанов.

При проявлении признаков газонефтеводопроявлений, либо уже совершившегося поступления пластового флюида на устье скважины следует придерживаться «Регламента по практическим действиям буровой бригады при возникновении ГНВП на скважине» и других инструкций, положений по предупреждению и ликвидации данного вида осложнений.

Общий порядок действий буровой бригады в этом случае следующий: закрыть скважину; исследовать характер и степень ГНВП; оценить параметры, необходимые для управления скважиной; выбрать способ глушения скважины; приступить и осуществить ликвидацию аварии; расследовать причины аварии, ее последствия; по результатам работ провести обучение персонала для предупреждения повторного осложнения.

Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан

прекратить углубление скважины и остановить вращение ротора (при турбинном бурении снизить производительность буровых насосов или отключить один насос);

установить замок бурильной трубы над столом ротора в пределах 0,5-1,2 м (напротив ключа АКБ для удобства в работе);

остановить насос в последнюю очередь, чтоб сохранить влияние перепадов давления в затрубном пространстве и не допустить осложнения при подъеме компоновки бурильного инструмента;

закрыть обратный клапан.

Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике бурения известны методы «жесткого» и «мягкого» закрытия скважины при флюидопроявлении.

«Мягкое закрытие » скважины

Для реализации этого метода, рабочая гидравлически-механическая задвижка на устье должна быть закрыта, штуцер (правый) должен быть на 50 % открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты. Это нормальное положение задвижек на штуцерной батарее при всех операциях, выполняемых на скважине.

Порядок работ при «мягком закрытии» скважины:

* открыть гидравлическо — механическую задвижку на линии дросселирования (боковая задвижка на крестовине ПВД);

* закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор) и задвижку прямого сброса. Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

постепенно закрыть штуцер;

закрыть механическую задвижку после штуцера;

оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Риз.т, Риз.к через каждую минуту.

«Жесткое закрытие» скважины

В зарубежной практике, в случае раннего обнаружения проявления (Vо = 50ч500л), используется метод быстрой герметизации устья скважины. Для реализации этого метода штуцер (правый) должен быть закрыт, задвижки после штуцера на вертикальный дегазатор открыты. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты.

Порядок работ при «жестком закрытии» скважины:

* закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор). Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

* открыть гидравлическо — механическую задвижку на линии дросселирования (главная боковая задвижка на крестовине);

оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут, независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Риз.т, Риз.к через каждую минуту.

1. Рекомендации к выбору способа закрытия скважины

Преимущества «мягкого» закрытия скважины: — снижен эффект гидравлического удара в скважине.

Недостатки «мягкого» закрытия скважины: более сложный способ выполнения закрытия скважины; образуется больший приток пластового флюида в скважину.

Преимущества «жесткого» закрытия скважины: простая и быстрая процедура закрытия скважины; образуется меньший приток пластового флюида в скважину.

Недостатки «жесткого» закрытия скважины: возникает опасность гидравлического удара, опасного для оборудования и горных пород.

2. Исследование параметров НГВП

После закрытия скважины и стабилизации давлений в бурильной колонне и кольцевом пространстве регистрируют через 10-15 минут следующую устьевую информацию о флюидопроявлении:

1. Время возникновения НГВП

2. По показаниям манометров на устье скважины регистрируют установившееся давление в трубах бурильной колонны Ри (бт) и кольцевом пространстве Ри. кп.

3. Вес бурового инструмента на крюке.

4. Параметры бурового раствора.

5. Рассчитывают давление проявляющего пласта

Рпл. = Ри (б к) + сg H,

где с — плотность буровой промывочной жидкости

6. По расходомеру в приемной емкости определяют объем (V0) поступившего пластового флюида.

7. Определяют вид поступившего флюида

визуально и по формуле

где — высота столба поступившего пластового флюида, м;

S — площадь кольцевого пространства скважины, м2.

если: с = 10-360 кг/м3 — газ;

с = 360 — 700 кг/м3 — газоконденсат;

с = 700-1080 кг/м3 — газированная нефть;

с = 1080-1200 кг/м3 — пластовая вода.

8. Определяют плотность жидкости глушения

9. Определяют максимально допустимые давления при глушении скважины

Ропр — давление опрессовки обсадных труб; Ргр — давление гидроразрыва наименее прочных горных пород; H* — глубина залегания наименее прочных горных пород.

3. Оценка давления поглощения (гидроразрыва) горных пород

В практике бурения после разбуривания башмака обсадной колонны проводят работы по оценке давления поглощения горных пород с целью определения максимально допустимого увеличения плотности промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины.

Знание давления поглощения обязательно для успешной ликвидации НГВП или открытого фонтана. В тех случаях, когда давление нагнетания ограничивается предварительно установленным его значением, подтверждается способность горной формации выдерживать заданное давление. Такая процедура носит название ограниченного испытания горных пород на прочность методом опрессовки. В прочных горных породах ограниченное испытание часто вполне достаточно для выполнения требований дальнейшей проводки скважины. В скважинах подлежащих ликвидации, давление в целях накопления данных может доводиться до величины гидравлического разрыва.

Если предполагается встреча с горными породами малой прочности ниже башмака обсадной колонны, то рекомендуется проводить повторные

испытания в открытом стволе скважины.

Обычно испытания проводят под башмаком кондуктора и промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не должна подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в скважине.

Порядок проведения испытания следующий.

1. После схватывания цементного камня разбуривают цементный стакан в обсадных трубах, башмак и цемент, а затем горную породу на 10-15 метров ниже башмака обсадной колонны.

2. Скважину промывают и обеспечивают выравнивание параметров бурового раствора.

3. Поднимают долото в башмак обсадной колонны. Необходимо убедиться, что скважина полностью заполнена буровым раствором.

4. Подсоединяют цементировочные агрегаты к опрессовочной головке и опрессовывают нагнетательную линию.

5. Вызывают циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования при полностью открытом штуцере. Подачу цементировочных агрегатов следует создавать в пределах 40-80 л/мин.

6. Скважину закрывают, используя превентор и штуцер.

7. Прокачивать цементировочным агрегатом внутрь бурильной колонны буровой раствор, увеличивая давление в скважине до половины расчетного максимального значения. При этом на устье регистрируют повышение давления по мере увеличения объема закачиваемого раствора.

8. Продолжают закачивание бурового раствора порциями по 0,04 м3 . Каждый раз с последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для стабилизации давления в скважине.

9. По полученным данным строят график изменения давлений в скважине после каждой закачанной в неё порции (рис. 4.2). Точка отклонения (А) от прямолинейной зависимости соответствует давлению начала поглощения (РА). Прекращают закачивание при получении на графике 2-3 точек стабильного поглощения. Продолжение закачивания (точка В) приведет к достижению максимального давления (РВ), при котором происходит гидроразрыв горной породы. Происходит резкое падение давления нагнетания.

10. Останавливают насос и делают выдержку в течение 5- 10 минут.

11. Осуществляют плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание давления через штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с закаченной, определяют объем жидкости, поглощенный пластом.

3.1 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.

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.

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

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

Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле

где Dc — диаметр скважины, мм;

Dн.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 Рпр — 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.

Pк= PпрЧ( сгл/ спр)

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 (ДРпрок) 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

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 (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. 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 глушениябурильных 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 сгл. 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.

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, 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 (ДРпрок) 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 (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. 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.

3.3 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.

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 (ДРпрок) 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 (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. 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).

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 ск 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.

3.4 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 Риз.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 Hv. Этот объем рассчитывается по уравнению:

(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 Риз.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 Pиз.к достигает максимального значения.

Порядок расчетов до момента подъема газа до устья при заполнении бланка объемного метода глушения (Приложение2):

• Выбрать диапазон рабочего давления Рр.д. и величину безопасного предела Рп (от 0,1 до 1 МПа);

• Найти величину гидростатического давления на один метр кольцевого пространства по формуле

• Найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле

• Дать возможность увеличению давления в кольцевом пространстве на величину Рп+ Рр.д., без выпуска раствора из скважины;

• Приоткрыть штуцер и выпустить расчетный объем раствора.

Рцикл1=Риз.т+ Рп+ Рр.д.

Второй этап вытеснения газа раствором.

Начать закачивание в скважину того же раствора, который использовался при начале проявления (сн). Нагнетание вести очень медленно через линию для глушения скважины. Pиз.к начинает повышаться. Дать ему возможность достичь значения MAASP, минуя запас на противодавление. В этот момент надо выключить насос.

Рассчитать, на сколько может уменьшится Pиз.к, чтобы это снижение компенсировалось гидростатическим давлением столба закаченного раствора. Допустим, что был закачан объем Vp. Преобразуем Vp в Hv (высота гидростатического столба).

Медленно выпускать газ до тех пор, пока Pиз.к не достигнет значения конечного Pиз.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 Pиз.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. 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 Lмах — максимально допустимая длина труб, поднимаемых из скважины без долива, м;

рпл — пластовое давление на глубине L (по вертикали), МПа;

рж — плотность жидкости, заполняющей скважину, г/см ;

Vс — внутренний объем приустьевой части обсадной колонны, м3 /100 м; Vm — усредненный объем металла извлекаемых из скважины труб

(с учетом замковых соединений), м3/100 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 м3, 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.

Рисунок 4.6. Схема циркуляционной системы бурового тренажера DrillSum 5000

Современная технология предусматривает бурение скважины, как правило, при Рзб > Рпл. Однако соотношение это нарушается, по ряду причин: вскрытие пласта с более высоким, чем ожидалось, пластовым давлением; падение Рзб ниже проектного из-за нарушения технологии бурения; нестабильность свойств используемых буровых растворов; фильтрационный и контракционный эффекты; снижение уровня бурового раствора, вызванное его поглощением; поломка обратного клапана. Полностью избежать возникновения этих ситуаций при существующей практике буровых работ невозможно. Следовательно, при проводке скважин всегда существует потенциальная опасность ГНВП. Проявления, обнаруженные заблаговременно, могут быть быстро ликвидированы. Трудоемкость работ но ликвидации ГНВП зависит в основном от количества поступивших в скважину пластовых флюидов и по мере его увеличения возрастает.

Основными причинами, по которым пластовое давление может быть выше забойного, что неизбежно приводит к ГНВП, являются:

— уменьшение гидростатического давления за счет снижения плотности бурового раствора, поступления в циркулирующий раствор жидкости меньшей плотности, недостаточная дегазация бурового раствора;

— падение гидростатического давления за счет снижения уровня бурового раствора в скважине (поглощение бурового раствора, недолив раствора в скважину при подъеме бурильной колонны);

— отрицательное гидродинамическое давление, возникающее при спускоподъемных операциях, усиливающееся за счет эффекта поршневания;

— нестабильность бурового раствора (снижение плотности раствора, находящегося в скважине, за счет осаждения твердой фазы);

— эффекты фильтрации и контракции в сочетании с особенностями структурно-механических свойств бурового раствора;

— погрешности в определении пластового (порового) давления.

Условие, при котором возникает проявление в процессе бурения или промывки, может быть записано как:

где РГ — гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора;

РГС — гидравлические потери в затрубном пространство скважины.

Условие, при котором возникает проявление при подъеме колонны труб, может быть выражено формулой

где ДРДВ — гидродинамическое давление (отрицательная составляющая), обусловленное подъемом колонны труб, МПа;

ДРСТ — снижение статического давления на забой скважины, обусловленное седиментационными явлениями, МПа;

Дh— глубина опорожнения затрубного пространства, м;

g — ускорение свободного падения, м/с2;

р — плотность бурового раствора, кг/м2.

В литературе фигурирует только одна формула, по которой можно рассчитать снижение давления во время подъема колонны труб формула

где dн — наружный диаметр труб, м.

Снижение давления против гидростатического при подъеме колонны труб также может быть обусловлено изменением скорости подъема (обратный гидравлический удар) при преодолении воздействия статического напряжения сдвига на этапе начала движения, а также в связи с гидравлическими потерями при движении колонны труб вверх с равномерной скоростью.

На момент начала движения гидродинамическое давление может быть определено по формуле

где Vc — скорость распространения ударной волны по затрубному пространству скважины, м/с;

V — достигнутая скорость движения труб за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с;

V0 — начальная скорость движения колонны труб, м/с;

L — длина колонны труб, м;

ST, SK — площадь поперечного сечения соответственно трубы и затрубного пространства, м .

При равномерном движении колонны труб вверх снижение давления может быть оценено по формуле Дарси — Вейсбаха с учетом скорости движения жидкости:

где VT — объем труб, поднятых из скважины за время Т (в секундах), м3;

л — коэффициент гидравлических сопротивлений.

Измерения на забое, сделанные с помощью телеметрической системы, показали, что при подъеме колонны труб с глубины 2020 — 2235 м изменение давления составило 0,17 — 0,74 МПа при рГ = 25.5…27,2 МПа. Расчеты по формуле (4.18) ? = 50 Па, Vc = 1000 м/с и V = 0,2ч0,4 м/с хорошо совпадают с результатами измерений забойного давления. Расчеты по формуле (4.19) дают заниженные значения по сравнению с фактическими измерениями. По-видимому, наибольшее снижение давления при подъеме колонны труб наблюдается в начальный момент движения.

При расчетах по предложенной формуле рекомендуется принимать скорость распространения ударной волны по затрубному пространству для обсаженного ствола, заполненного водой, равной 1350 м/с, и буровым раствором 1100 м/с. Для не обсаженного ствола, заполненного буровым раствором, Vc = 800 м/с.

ГНВП при спуске колонны труб обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижной части бурового раствора в связи с понижением гидродинамического давления при торможении колонны труб.

Условие, при котором возникает проявление при спуске труб, может быть выражено формулой

где ДРДС — гидродинамическое давление (отрицательная составляющая), обусловленное торможением при спуске колонны труб.

Значение ДРСТ по мере спуска труб уменьшается.

Анализ результатов исследований показал, что снижение давления не превышает 5 % значения гидростатического давления, рассчитанного на глубине погружения труб. При спуске труб со скоростью 1,0 — 3,0 м/с гидродинамическое давление (отрицательная составляющая) следует определять, по формуле:

где рГ — гидростатическое давление на глубине погружения бурильной колонии.

При спуске труб со скоростью менее 1 м/с ДРДС — 0,01 рГ.

При отсутствии циркуляции ГНВП обусловлены нестабильностью свойств раствора в сочетании с фильтрационными и контракционными эффектами., в связи с чем условия их возникновения можно выразить формулой :

Снижение давления столба бурового раствора, находящегося в покое, обусловлено нестабильностью По мере роста статического напряжения сдвига темп падения и значение забойного давления снижаются. На основании имеющихся результатов экспериментальных исследований можно предложить следующую формулу для определения снижения давления:

— в случае, когда ? 200 дПа за 1 мин снижение давления столба бурового раствора не происходит. Для уточнения предложенных зависимостей необходимо провести дополнительные экспериментальные исследования.

Поступление из пласта флюида должно быть оценено для случаев:

— Осуществляется промывка скважины после остановки

Поступивший в скважину пластовый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки, с теми же параметрами, что и при работе скважины. Следовательно, интенсивность ГНВП зависит от депрессии на пласт, проницаемости и толщины вскрытой части проявляющих пластов, а также от вида флюида.

— При малых объемах флюида, поступающего в скважину, например газа, вследствие низкой проницаемости коллектора забойное давление возрастает до тех пор, пока структурированный раствор будет выдерживать воздействие возникающего избыточного давления. Поступление газа в скважину может прекратиться, если забойное давление станет равным пластовому или превысит его. В этом случае поступивший в скважину пластовый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки.

— Если поступление флюида (чаще всего газа) в скважину при отсутствии циркуляции обнаруживается только при промывке после спуска бурильной колонии во время выхода с забоя газированной пачки, то подобное проявление чаще всего не требует повышения плотности бурового раствора. газонефтеводопроявление скважина горный превентор

Поступление пластового флюида в скважину при бурении, приводящее к повышению уровня бурового раствора в приемных емкостях, следует считать явлением опасным и требующим увеличения плотности раствора.

5. Гидравлические системы управления превенторами

Все превенторы и основные задвижки устьевого оборудования оснащены гидравлическими системами управления и функционируют по принципу гидравлического домкрата двойного действия. Каждый превентор требует отдельного управления открытием и закрытием. Их работа определяется наличием такого запаса жидкости под давлением, который в любой момент обеспечивает закрытие или открытие превенторов.

· необходимый объем жидкости для реализации ряда функций превенторов в случае срочной необходимости;

· необходимое давление для получения надежной герметичности;

· необходимое время для закрытия превенторов.

· состав комплекса превенторов;

· последовательность операций по управлению превенторами для расчета:

· требуемый объем рабочей жидкости, Vт;

· общий объем баллонов, Vз;

· емкости атмосферного резервуара;

· производительность каждого насоса.

В таблице 4.1 представлены требуемые характеристики для закрытия, открытия превенторов различных конструкций, их модификации и примерная компоновка.

Таблица 4.1 — Сведения о рабочих характеристиках превенторов

Диаметр, мм (дюйм)

Рабочее давление, МПа (PSI)

Необходимое количество жидкости, м3 (галлон)

Источник