4.6.9 Утяжеление раствора за несколько циклов

При управлении проявлением флюида может понадобиться, из различных соображений, замена исходного бурового раствора за несколько циклов.

Действительно, если, например, мы располагаем запасом утяжеленного бурового раствора (его плотность  _{ут бр}) , и если давления р _бк1 и р_кп1 относительно велики, возникнет искушение осуществить циркуляцию этого раствора как можно быстрее, чтобы свести к минимуму давления в скважине. Повышение плотности до уровня _{ут бр} будет осуществлено позже и в лучших условиях.

Таким же образом, если определение значения _{ут бр} слишком приблизительно, утяжеление будет осуществлено как минимум за два цикла, чтобы не слишком утяжелять раствор и тем самым повредить системе пласт-скважина. Это особенно заметно при работе с депрессией на пласт.

Рис. 4.35

Отметим, что метод работы без запаса безопасности почти неизбежно ведет к проведению второго цикла утяжеления, так как плотность _{ут бр} несомненно окажется недостаточной при спуско-подъемных операциях.

В процессе каждого нагнетания бурового раствора новой плотности (при неизменном расходе) от поверхности до долота будет равномерно меняться давление циркуляции, поэтапно или, проще говоря, в диапазоне между желательным теоретическим давлением и несколько превышающим значением, чтобы сохранить забойное давление в скважине постоянным и равным р_пласт + р_репрес. Следовательно, необходимо определить промежуточные давления циркуляции в момент, когда после каждого утяжеления буровой раствор новой плотности достигает долота.

Приращение плотности _{ут бр} - _бр соответствует уменьшению давления циркуляции р_нач1-р_кон.

Уменьшение давления циркуляции для каждого этапа утяжеления бурового раствора для момента достижения долота равняется:

р_нач = (р_нач1-р_кон)/ (100  (_{ут бр} - _бр))

Уменьшение давления циркуляции P для каждого этапа увеличения плотности бурового раствора для момента достижения долота равняется:

P = р_нач х число пунктов утяжеления = р_нач х N_цикл.

При этом проще вычертить диаграмму изменения давления на устье в бурильных трубах в процессе каждого утяжеления.

Чтобы не допустить изменения темпов работы в ходе утяжеления, предпочтительно, по мере возможности, осуществлять поэтапное одинаковое приращение плотности.

4.7 Проявления в процессе спо

4.7.1 Причины притока пластового флюида (см. Главу 3)

Рис. 4.36. Общая статистика

Рис. 4.37 Статистика флюидопроявлений при СПО

4.7.2. Пути решения проблемы

Статистические данные (см. выше) показали, что значительная часть флюидопроявлений и выбросов вызывается поступлением флюида при спуско-подъемных операциях.

Основной причиной является трудность управления проявлением пластового флюида, когда долото находится далеко от забоя и скважина переливает.

Действительно, попытка отвода пластового флюида при постоянном давлении нагнетания может вызвать приток новой порции флюида вследствие понижения забойного давления, вызванного естественным расширением газа, находящимся под долотом.

Кроме того, подача утяжеленного бурового раствора может оказаться бесполезной и даже невозможной, в зависимости от положения долота.

Все эти соображения определяют почти абсолютное правило, за исключением особых случаев открытого ствола с осложнениями: нужно попытаться спустить колонну до забоя.

Спускать следует с открытой или с закрытой скважиной?

В случае открытой скважины при отсутствии перелива соглашаются с возобновлением спуска, но иначе обстоит дело с переливающей скважиной.

Во многих регионах используется процедура возобновления спуска как можно ближе к забою, пока дебит на устье не очень значителен.

Самое трудное заключается в оценке значительности этого дебита, его изменения и, следовательно, его последствий в зависимости от особенностей буровой (на суше, на море, значительная длина открытого ствола или нет, глубина скважины, слабые зоны и т.д.). Спуск колонны труб при открытой скважине не позволяет управлять забойным давлением!

Другая проблема возобновления спуска при открытой скважине касается потери гидростатического давления, полученного при входе утяжеленных бурильных труб в пачку пластового флюида.

Эта неопределенность приводит к значительным объемам флюидопроявления, следовательно, высокие давления в кольцевом пространстве делают управление флюидопроявлением затруднительным и даже невозможным.

Это все больше побуждает компании рекомендовать закрытие скважины при малейшем признаке флюидопроявлений во время СПО.

Каковы преимущества и недостатки закрытия скважины при малейших признаках флюидопроявления во время СПО?

Очевидным преимуществом является уменьшение давления в кольцевом пространстве и уменьшение притока пластового флюида, а также возможность управления забойным давлением.

Недостатком является необходимость разработки средств и специальных процедур для спуска долота до забоя при закрытой скважине, тем более, что при этом возможно увеличение давления вследствие явлений миграции газа.

Следует отметить, что это общее правило не предполагает буквального ему следования. В частности, это касается случая поступления флюида, когда долото находится вблизи забоя; в этом случае ответственный работник буровой может принять решение о быстром спуске тройных свечей при открытой скважине вместо начала процедуры спуска труб в скважину под давлением.

Говоря обобщенно, можно придерживаться нижеприведенных рекомендаций.

В частности, следует убедиться в том, что перекрытие внутренней полости колонны труб при помощи внутрискважинных ПВО обеспечивает последующую циркуляцию (см. “Оборудование для управления скважиной”).

Рекомендации:

Если в процессе СПО, объем замещаемого бурового раствора не соответствует объему стали на входе или на выходе, или если скважина переливает, когда долото на поверхности:

- Прекратить СПО и установить перекрывающую противовыбросовую систему для бурильных труб, обеспечивающую циркуляцию.

- Следить за расходом в желобе.

- Предупредить ответственных лиц бурового подрядчика и добывающей компании.

 Если скважина не переливает: (не ожидая иных инструкций)

- Возобновить спуск до забоя. В случае поглощения по возможности сохранять скважину заполненной путем подкачивания раствора в кольцевое пространство.

- Восстановить циркуляцию с пониженным расходом, при необходимости с использованием дросселя.

 Если скважина переливает: (долото в скважине)

- Закрыть универсальный превентор и открыть коренную задвижку отвода.

- Блокировать систему превентора.

- Зарегистрировать р_кп1 и контролировать увеличение объема бурового раствора в приемах.

• Если скважина переливает: (долото на поверхности)

- Закрыть глухие плашки и открыть коренную задвижку.

- Зафиксировать р_кп1 и наблюдать за увеличением объема бурового раствора в приемной емкости.

- Стравливать давление, если оно достигает р_макс.

- Ожидать инструкций и приготовиться к спуску одиночки бурильной трубы или УБТ в скважину под давлением.

Рис. 4.38. Изменения забойного давления