Методы глушения скважин
В деятельности по бурению и эксплуатации скважин приходится использовать методы глушения скважин, в связи с часто возникающими ситуациями, обусловленными выбросом бурового раствора, либо отсутствием возможности добывать нефть и газ по причине поломки подземного или устьевого оборудования.
При возникновении нефтегазоводопроявления на скважинах начинается осуществление борьбы с ними некоторыми способами.
Наиболее распространёнными методами глушения скважин являются:
- ожидания и утяжеления;
- осуществлять промывку скважины до момента прекращения поступления пластового флюида из самих пласт под постоянным давлением в бурильных трубах;
- осуществлять промывку скважины путём сдерживания давления перед дросселем, с выводом циркуляции посредством дроссельного устройства;
- метод «бурильщика» и прочие.
Данные способы глушения газовых и нефтяных фонтанов основаны на данных величины пластового давления, или же оно определяется непосредственно перед глушением.
При этом требуется непрерывное забойное давление в скважине (в течение всей циркуляции), возможно, несколько превышающим пластовое давление проявляющихся пластов.
Существует несколько методов глушения скважин, обусловленные постоянным контролем в период устранения проявлений забойного давления:
Метод косвенного контроля
Метод непосредственного контроля
Отклонение давления, или же плотности флюида, в затрубном пространстве при промывке, которая отражается на давлении в трубе. При непрерывной подаче насосов, давление в трубах будет постоянно поддерживаться задвижкой путём регулировки избыточного давления в колонне, и тогда, в процессе полного глушения скважины, поддерживается непрерывное забойное давление. Данный метод позволяет держать под контролем забойное давление, и управлять им при вымывании пластовых флюидов, смене жидкости в скважине и прочие операции. Преимущество его состоит в простых математических расчётах и легком доступном обучении.
Измерение прямо в затрубном пространстве скважины. Происходит это по предварительно спланированной программе и расчётам, а с помощью задвижки изменяется избыточное давление в колонне, обеспечивая стабильность требуемого забойного давления. Преимущество данного метода в его точности изменения давления в границах кольцевого пространства. Недостатком его является невозможность построения точной кривой противодавления в связи с непостоянством формы кольцевого пространства и прочих факторов. Данный метод не практикуется.
Компания СНК в проведении данных мероприятий преследует одну цель – методом глушения скважин добиться превышения забойного давления над пластовым.
Источник
Способ «непрерывного глушения скважины»
ВОПРОСЫ ГНВП Помбур Машинист
1. Что такое ГНВП, выброс? Какие бывают виды проявлений, какое наиболее опасно и почему?
Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.
2. Что такое ОФ, грифон? Чем опасны открытые фонтаны?
Грифон – пропускание флюида между обсадной колонной и стенкой скважины в результате некачественного цементирования
(ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или в следствие грифонообразования.
3. Понятия пластового давления (нормального, аномального), гидростатического, давления поглощения и гидроразрыва пласта. Основное условие равновесия в скважине при глушении.
4. Закон Бойля-Мариотта. Изменение состояния и скорости газа при движении по стволу скважины.
5. Сколько существует категорий скважин по степени опасности? Какие скважины относятся к 1-ой категории опасности их ремонта? Предупреждающая надпись в плане работ, в чём важность этой информации?
Первая категория
- Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
- Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
- Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.
- Нефтяные скважины, у которых в разрезе близко расположенны между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3-х метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.
- Нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м 3 /т.
- Водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия.
- Все скважины с отсутствием циркуляции.
- Разведочные скважины.
- Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
- Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.
Вторая категория
- Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м 3 /т.
- Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.
Третья категория
- Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
- Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
- Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.)
6. Сколько существует категорий скважин по степени опасности? Какие скважины относятся ко 2-ой и к 3-ей категории опасности их ремонта? Предупреждающая надпись в плане работ, в чём важность этой информации?
7. Какие причины возникновения ГНВП при капитальном и текущем ремонте скважин?
Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
· Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
· Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
· Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
· Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
· Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
· Длительные простои скважины без промывки.
· Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
8. Какие основные причины и меры по предотвращению ГНВП при СПО при капитальном и текущем ремонте скважин?
Способ «непрерывного глушения скважины»
При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, апри достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то жеремя и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.
Дата добавления: 2018-10-26 ; просмотров: 749 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Источник
Метод уравновешенного пластового давления
Методы ликвидации проявлений
Метод косвенного контроля забойного давления
Метод непосредственного контроля забойного давления
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЙ И ЛИКВИДАЦИИ ПРОЯВЛЕНИЙ
Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.
При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.
Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.
Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее расчитанной программе с помощъю дросселя изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.
Точность метода зависит от точности изменения давления в кольцевом пространстве. Его преимуществом является то, что , зная ожидаемые давления в кольцевом пространстве, можно подготовиться для управления ими, а недостатком — то, что точную кривую противодавления невозможно построить даже при наличии связи с ЭВМ из-за многочисленных помех: непостоянства формы кольцевого пространства, изменений условий среды по мере подъема флюида с забоя скважины и многих других. поэтому этот метод в настоящее время не используется.
Изменение давления или плотности флюида в затрубном пространстве находит отражение на давлении в бурильных трубах. Так, если сильно прикрыть дроссель при циркуляции, то повысится давление в стояке. Поэтому появилась возможность косвенными методами контролировать забойное давление. Действительно, если при циркуляции с постоянной подачей насосов изменится плотность флюида в затрубном пространстве (например, снизится), это немедленно отразится на давлении в стояке — оно также снизится, так как плотность раствора в бурильных трубах постоянна. В случае, если с помощью дросселя восстановить начальное давление в бурильных трубах, то восстановится и значение забойного давления. Избыточное давление, созданное дросселем, Риз. компенсирует снижение плотности флюида в затрубном пространстве.
Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться п о с т о я н н о е з а б о й н о е давление.
Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.
Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.
В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.
1-ый способ , или способ “непрерывного глушения скважины”.
При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.
Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением , а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.
Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.
2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.
При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.
Этот способ весьма опасен , поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.
Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.
3-ий способ , или способ “двухстадийного глушения скважины”.
Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия в ы м ы в а пластового флюида.
Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину — стадия г л у ш е н и я.
Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.
4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.
Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.
Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.
Практическое распространение при ликвидации проявлений методом “уравновешенного пластовог давления” нашли 1-ый и 3-ий способы , то есть “непрерывное глушение скважины” и “двухстадийное глушение скважины”.
Источник
