2.4. Ликвидация проявлений при нахождении долота на забое

Для ликвидации проявлений, начавшихся во время бурения или в других случаях, когда долото находится на забое, применяют способы, предусматривающие проведение всего процесса глушения при постоянном давлении на забое скважины, которое несколько превышает пластовое. При этом появляется возможность регулирования процесса глушения так, чтобы давление в скважине находилось в пределах, не вызывающих нежелательных последствий. Сохранение постоянного забойного давления достигается посредством управления давлением на устье скважины, в кольцевом пространстве или в бурильных трубах.

Закрытие скважины. Операция закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. Время реагирования персонала буровой на изменение объема бурового раствора или его расхода на выходе из скважины должно быть минимально возможным. В зарубежной практике считается, что общее время закрытия скважины не должно превышать 2,5 мин. При газопроявлениях значение максимального давления в кольцевом пространстве во время вымывания газа возрастает пропорционально корню квадратному от объема притока.

В практике бурения известны методы "жесткого" и "мягкого" закрытия скважины при проявлении. "Жесткое" закрытие заключается в том, что устье герметизируется превенторами при закрытых задвижках и дросселях на манифольде противовыбросового оборудования. Это сокращает срок герметизации скважины, но чревато серьезными осложнениями дальнейших работ по борьбе с проявлениями. В связи с этим как за рубежом, так и в отечественной практике повсеместно рекомендуется "мягкое" закрытие.

Последовательность работ при "мягком" закрытии скважины, если долото находится на забое, имеет следующий порядок:

- прекращают вращение ротора;

- поднимают рабочую трубу так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы;

- останавливают насос (насосы);

- открывают гидроуправляемую задвижку на крестовине противовыбросового оборудования;

- закрывают превентор (предпочтительно универсальный) и затем задвижку прямого сброса;

- медленно закрывают дроссель. Причем давление в обсадной колонне не должно превышать допустимое.

Определение характеристик проявления и основных параметров глушения. После закрытия скважины и стабилизации давлений записывают следующие данные устьевой информации о проявлении: избыточное давление в бурильных трубах Р_{из т} и в кольцевом пространстве Р _{из к}, увеличение объема бурового раствора в приемной емкости V₀.

Время стабилизации давлений в бурильных трубах и кольцевом пространстве при хороших коллекторских свойствах пласта обычно не превышает 10-15 мин. Для плохо проницаемых и кольматированных пластов время стабилизации может быть больше. Однако не следует наблюдать за давлением более 10 мин., так как даже если за это время не произошла стабилизация, то в дальнейшем, в результате всплывания газа, будут вноситься все большие погрешности в результаты измерений.

По разности между давлением в кольцевом пространстве и бурильных трубах можно определить плотность в забойных условиях, а следовательно и вид флюида, поступившего в скважину:

, (2.10)

где r_н - плотность бурового раствора, кг/ м³;

l_ф - высота столба флюида на забое, м;

l_ф = V₀ / S, (2.11)

где S - площадь поперечного сечения кольцевого пространства в зоне расположения флюида, м².

Если расчетная плотность флюида в скважине составляет 10-360 кг/м³, то это означает, что в скважине находится пачка газа. Плотность флюида в пределах 1080-1200 кг/м³ свидетельствует о притоке в скважину минерализованной воды. При промежуточных значениях плотности флюида от 700 до 1080 кг/м³ можно считать, что в скважину поступила газированная нефть.

Пластовое давление проявляющего горизонта после стабилизации давления в бурильных трубах будет равно забойному, поэтому справедливо равенство:

Р_пл. = Р _{из т} + rgH, (2.12)

где Н - длина колонны бурильных труб (т. е. глубина скважины).

Плотность бурового раствора для глушения скважины рассчитывается по формуле:

, (2.13)

где r_н - начальная плотность бурового раствора, кг/ м³;

DР - запас противодавления, МПа;

Н _пл - глубина проявляющего пласта, м.

Подача насосов при глушении проявляющей скважины обычно уменьшается по сравнению с ее нормальными значениями, применявшимися при нормальном бурении. Снижение подачи насосов позволяет: избежать смены втулок насоса вследствие повышения давления на дросселе; получить резерв давления в нагнетательной линии; уменьшить расход жидкости через дроссель, благодаря чему увеличивается время реакции оператора и снижается устьевое давление; снизить скорость утяжеления бурового раствора до технических возможностей установленных приспособлений; обеспечить более равномерное утяжеление.

Новая подача насосов составляет обычно от 1/2 до 1/3 подачи при бурении. Распространено правило снижения подачи насосов наполовину. Однако уменьшение подачи насосов не всегда целесообразно. Если нормальная подача насосов менее 15 л/с, то ее следует оставить без изменения. Первоначально установленная подача должна оставаться постоянной за все время глушения.

Способ ожидания и утяжеления. Если в период, когда скважина находится без промывки, происходит всплытие газового пузыря, то давление в трубах и затрубном пространстве начинает расти, что искажает зафиксированные ранее характеристики проявления. В подобных случаях, для исключения возможных ошибок, необходимо поддерживать давление в бурильных трубах равным первоначально установившемуся значению путем постоянного снижения ("стравливания") давления в обсадной колонне через дроссель.

Следующий этап после утяжеления - закачка в скважину бурового раствора с требуемой конечной плотностью. Для обеспечения постоянного давления на забое скважины во время промывки необходимо соответствующим образом регулировать давление в бурильных трубах, так как при этом в них постоянно изменяется соотношение высот раствора с различной плотностью. В период заполнения бурильной колонны утяжеленным раствором давление циркуляции линейно снижается от начального до некоторого конечного значения.

Начальное давление циркуляции представляет собой давление на насосах после их выхода на рабочий режим в период начала промывки и определяется по формуле:

Р_н = Р_{из т} + Р_гс + DР, (2.14)

где Р_гс - гидравлические сопротивления в циркуляционной системе буровой при подаче насосов, используемой во время глушения проявления;

DР - принятое превышение давления над избыточным, зарегистрированное после закрытия скважины.

Для определения гидравлических сопротивлений при новой подаче насосов используют следующий метод. Во время предшествующего бурения регулярно через каждые 100 - 150 м регистрируют гидравлические сопротивления по манометру на стояке Р_гс и значение подачи насосов Q₁. Располагая такими сведениями, можно найти потери давления на трение при измененной подаче насосов по данным последних измерений:

Р_гс = Р_{1 гс} ( Q/Q₁)² . (2.15)

Для расчета конечного давления мы знаем, что конечное давление циркуляции зависит только от гидравлических сопротивлений в момент подхода утяжеленного раствора к долоту. Начиная с этого момента избыточное давление Р_изт и дополнительное давление DР становится излишним, поскольку пластовое давление полностью контролируется в бурильных трубах буровым раствором. Так как гидравлические сопротивления пропорциональны плотности раствора, то конечное давление циркуляции равно:

Р_к = Р_гс (r _к / r _н) . (2.16)

Определение промежуточных, между начальным и конечным, давлений циркуляции производится посредством графической интерполяции. Для этого строится график изменения давления в бурильных трубах при заполнении их утяжеленным буровым раствором (рис. 2.1). График позволяет определить давление нагнетания в любой момент закачки, но практически давление снижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.

Рис. 2.1

Н ачальное давление циркуляции устанавливают одновременно с выводом насоса на рабочий режим в следующем порядке:

- частично открывают дроссель и открывают (включают) буровой насос;

- регулируют режим работы насоса так, чтобы был обеспечен принятый для глушения расход бурового раствора. Одновременно с помощью дросселя устанавливают начальное давление циркуляции в бурильных трубах;

- после стабилизации расхода и давления продолжают глушение скважины.

Давление в бурильных трубах регулируется дросселем, пока утяжеленный раствор не достигнет долота. Этот момент определяется расчетом. Также, если остановив насосы, давление на стояке будет равным нулю, можно считать, что утяжеленный раствор достиг долота.

После того, как давление в бурильных трубах станет равным его конечному значению, его поддерживают постоянным до конца глушения. Циркуляция продолжается до тех пор, пока утяжеленный раствор не достигнет устья. С этого момента противодавление на дросселе снижается. На рисунке 2.2 показаны различные этапы глушения скважины данным способом. Предполагается, что п ластовой флюид является газом.

Рис. 2.2

Способ непрерывного глушения. Глушение проявления этим способом начинают непосредственно после герметизации устья скважины, в чем заключается его несомненное преимущество перед ранее рассмотренным. Недостаток способа непрерывного глушения - существенная сложность процесса регулирования давления в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора во время циркуляции.

Давление в бурильных трубах регулируется в соответствии с графиком его изменения, строящимся так же, как и при способе ожидания и утяжеления (см. рис. 2.1).

Пояснения к рисунку 2.2: а - последовательность операций при глушении газопроявления в течение одного цикла циркуляции бурового раствора; б) - зависимость давления от времени; I - наблюдение за давлением на устье закрытой скважины после обнаружения проявления; II - начало закачки бурового раствора при пониженной подаче; III - утяжеленный раствор достиг долота; IV - газовый пузырь поднялся к блоку превенторов; V - газовый пузырь вымыт; VI - раствор начальной плотности вымыт; VII - наблюдение за давлением бурового раствора на устье открытой скважины; 1,2 - давление в обсадной колонне и на выкиде насоса;

Р_н = Р_{из т} + Р_гс + `DР; Р_к = Р_гс ( r _к/r _н ); Р_3I = Р_пл = r_нgH + Р_{из т};

Р_3II = r_нgН + Р_{из т} + DР = Р_3III = Р_3IV = Р_3V = Р _3VI.

Вдоль нижней оси графика наносится шкала плотности, заполняемая изменяющимися через определенные интервалы значениями от r_н до r_к. График, таким образом, отражает зависимость давления циркуляции от плотности раствора в бурильной колонне. Начальное и конечное давления циркуляции определяются по ранее приведенным формулам.

Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями, причем приращение на каждом цикле определяется возможностями установленного оборудования. Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать плотность раствора.

Для построения графика изменения давления в бурильных трубах рассчитывают промежуточные значения давления циркуляции.

Увеличение плотности бурового раствора от r_i1 до r_i2 на любом цикле циркуляции приводит к понижению давления раствора в бурильных трубах на величину, равную:

. (2.17)

Начальное давление циркуляции для каждого цикла можно вычислить также по формуле:

Р_{Н i} = Р_{гс i} + Р_{из т i}+ DР . (2.18)

Потери давления на трение при каждом значении плотности будут следующими:

Р _гс = Р _{1 гс} (r _i / r_н) . (2.19)

Величина избыточного давления в трубах при каждом значении плотности определяется как разность, равная:

Р_{из т} = Р _пл - r _i gH . (2.20)

По вычисленным значениям промежуточных давлений циркуляции строят зависимость давления в бурильной колонне от плотности бурового раствора

(рис. 2.3). Давление в бурильных трубах поддерживают на каждом цикле циркуляции в соответствии с графиком, пока раствор с данным приращением не достигнет долота. После этого, до появления раствора с такой плотностью на поверхности, давление циркуляции еще не меняется.

Рис. 2.3

В последнем цикле, когда буровой раствор с необходимой для глушения плотностью достигнет долота, конечное давление в бурильных трубах поддерживают постоянным, пока на выходе из скважины не будет отмечено появление раствора конечной плотности.

При осуществлении непрерывного способа глушения выход на начальное давление циркуляции производится так же, как и в способе ожидания и утяжеления.

Двухстадийный способ. Глушение проявления по двухстадийному способу осуществляют за два цикла циркуляции. В течение первого цикла пластовый флюид вымывается из скважины, а в течение второго - буровой раствор, использовавшийся в первом цикле, замещается на утяжеленный.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рисунке 2.4.

Рис. 2.4

Пластовый флюид вымывается при постоянном давлении в бурильных трубах. Это давление устанавливается одновременно с восстановлением циркуляции. С выходом насоса на рабочий режим, обеспечивающим принятую для глушения подачу, давление в кольцевом пространстве при помощи дросселя регулируется, чтобы его значение превышало первоначальное избыточное на 0,5-1,0 МПа. Давление в бурильных трубах, установившееся при этом после стабилизации режима промывки, является давлением циркуляции и поддерживается без изменения до полной очистки скважины от флюида.

После окончания вымывания пластового флюида скважину вновь закрывают до окончания утяжеления бурового раствора. Давление в бурильных трубах и обсадной колонне при этом должны быть примерно одинаковыми и равными первоначальному избыточному давлению в бурильных трубах. В случае невыполнения такого равенства необходимо установить его причину.

По окончании утяжеления раствора до плотности, необходимой для глушения, вновь восстанавливается циркуляция. Во время этой операции вместе с выводом бурового насоса на рабочий режим, с принятым для глушения расходом при помощи дросселя, устанавливают давление в обсадной колонне, превышающее на 0,5-1,0 МПа давление в нем при закрытом устье после вымывания флюида. Установленное таким образом давление в обсадной колонне поддерживают постоянным до заполнения бурильных труб утяжеленным раствором.

Когда утяжеленный буровой раствор достигает долота, начинают поддерживать постоянным давление в бурильных трубах, установившееся в них к этому моменту. Промывку при постоянном давлении в бурильных трубах продолжают до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не появится на устье. После чего глушение скважины считается оконченным и давление на дросселе полностью сбрасывается.

Открытие превенторов. Превенторы открывают после полного глушения скважины, когда давление в бурильных трубах и на дросселе при остановленных насосах равны нулю или отсутствует движение бурового раствора из скважины.

П

Рис. 2.4

роверка скважины производится после появления на устье раствора с плотностью глушения. Для этого, остановив насосы, проверяют визуально наличие или отсутствие притока бурового раствора из скважины. Если из скважины продолжает поступать раствор, то, закрыв дроссель, определяют давление в кольцевом пространстве и бурильных трубах. Если давление равно нулю, то открывают превенторы и промывают скважину с полной подачей насосов до окончательного выравнивания плотности раствора по всему циклу.

Если меняется давление на дросселе, а в бурильных трубах давление равно нулю, то в затрубном пространстве все еще находится пластовый флюид. В этом случае следует вымыть флюид из скважины при постоянном давлении в бурильных трубах.

Наличие давления в бурильных трубах означает, что плотность бурового раствора недостаточна и скважина не заглушена. В таких условиях следует откорректировать плотность бурового раствора по давлению в бурильных трубах и вновь повторить процесс глушения скважины.