книги / Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

вления. Они различаются между собой очередностью операций по утяжелению бурового раствора в общем технологическом цикле процесса глушения, а также его плотностью (утяжелен или нет) в первом цикле, циркуляцией при вымывании пластового флюида. Отмеченные различия, в свою очередь, предопределяют особенности регулирования давления в скважине.

Наиболее известны следующие три варианта метода уравновешенного пластового давления:

1.Способ ожидания и утяжеления. После обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к утяжелению бурового раствора в приемных емкостях, а затем по окончании производят глушение скважины вымыванием на поверхность поступившего флюида утяжеленным до необходимой плотности раствором.

2.Способ непрерывного глушения (циркуляция и утяжеление). Без промедления начинают вымывание пластового флюида из скважины с одновременным увеличением плотности циркулирующего бурового раствора при максимально возможной скорости утяжеления. Циркуляция продолжается, пока плотность бурового раствора не будет повышена до значения, необходимого для глушения скважины.

3.Двухстадийный способ (постоянного давления в бурильных трубах). На первой стадии сразу после закрытия скважины вымывают из нее пластовый флюид раствором с той же плотностью, при которой возникло проявление. Затем при герметизированном устье скважины и остановленных насосах увеличивают плотность бурового раствора в приемных емкостях до необходимого значения. На второй стадии окончательно глушат скважину циркуляцией утяжеленного бурового раствора. Утяжеление раствора при этом возможно одновременно с операцией вымыва пластового флюида, для чего используются запасные емкости.

Способ ожидания и утяжеления позволяет ликвидировать про-

явление за один цикл промывки. Этот метод обеспечивает минимальное давление на устье скважины во время вымывания флюида. Однако скважина продолжительное время находится под давлением без циркуляции, всплывание газа при этом повышает

291

сложность ситуации, что требует высокой квалификации исполнителей для оперативного анализа и принятия решения.

Двухстадийный способ является наиболее простым. Вымывание флюида начинается немедленно после закрытия скважины, без проведения каких-либо сложных расчетов процессов регулирования. Вместе с тем при его использовании возникает наиболее высокое давление в обсадной колонне, и для глушения скважины требуется не менее двух полных циклов циркуляции бурового раствора.

Способ непрерывного глушения, как и двухстадийный, обеспечивает минимальное время нахождения скважины без промывки, но ввиду меняющейся плотности закачиваемого бурового раствора он характеризуется наиболее сложным регулированием давления в бурильных трубах для поддержания постоянного давления на забое. Давление в обсадных трубах и у башмака обсадной колонны принимает промежуточные значения относительно двух первых способов.

Метод ступенчатого глушения скважин. В тех случаях, когда обнаруживается, что после закрытия скважины или в процессе вымывания флюида давление в кольцевом пространстве нарастает и становится выше допустимого предела, определяемого прочностью противовыбросового оборудования, обсадной колонны, прочностью пород на гидроразрыв, применяется метод ступенчатого глушения скважины, называемый также методом ограничения (или низкого) давления на дросселе. Ступенчатый метод может быть применен также и для того, чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств продуктивных малопроницаемых пластов во время глушения.

Сущность его заключается в том, что в периоды пикового увеличения давление на устье ограничивается допустимым значением. Давление на забое снижается, и в скважину поступает очередная порция флюида, которая вымывается в следующем цикле циркуляции. Максимальное (пиковое) давление при этом снижается. Операция ограничения давления перед дросселем повторяется до тех пор, пока устьевое пиковое давление не окажется в допустимых пределах.

292

Задавливание поступившего в скважину флюида обратно в пласт может производиться лишь в случае, когда отсутствует возможность восстановить циркуляцию вследствие закупорки бурильных труб или когда бурильная колонна поднята из скважины. Этот метод ликвидации проявлений является предпочтительным в случаях, когда пластовый флюид содержит агрессивные примеси (например, сероводород).

Если же скважина не может быть промыта (отключение электроэнергии, закупорка труб, долота и т.д.), для контроля проявляющей скважины используется метод стравливания, или объемный, который является временной мерой и предназначен для ограничения роста забойного и устьевого давления посредством периодического выпуска, т.е. стравливания определенного объема бурового раствора из скважины. После восстановления возможности начать круговую промывку скважина должна быть заглушена одним из способов уравновешенного пластового давления.

3.8.10. Глушение газонефтеводопроявлений при нахождении долота на забое (проявление обнаружено при углублении скважины)

Для герметизации скважины выполняют следующие работы:

•останавливают вращение ротора;

•поднимают рабочую трубу так, чтобы в зоне трубных плашек превенторов находилась гладкая часть трубы;

•останавливают насос (насосы);

•открывают гидроуправляемую задвижку на линии глушения;

•закрывают превентор (предпочтительно универсальный);

•закрывают задвижку прямого сброса на линии глушения;

•медленно закрывают дроссель на линии глушения. Избыточное давление в бурильных трубах и затрубном про-

странстве определяют через 10–1 5 мин после герметизации устья скважины и регистрируют:

•избыточное давление в бурильной колонне Рт изб;

•избыточное давление в затрубном пространстве Рк изб;

•увеличение объема раствора в приемной емкости V0 (с учетом сжимаемости бурового раствора).

293

V0 является объемом притока пластового флюида и в дальнейшем используется для оценки максимальных значений ожидаемого давления в затрубном пространстве при глушении скважин. Период наблюдения за давлением на устье скважины после ее закрытия обусловлен насыщением околоствольной зоны, истощенной при проявлении. Повышение давления в первый период (10–15 мин) связано именно с притоком пластового флюида к забою. Последующее увеличение давления связано с дополнительным сжатием вследствие миграции газа в кольцевом пространстве.

Ha рис. 47 показано изменение давления в случае притока пластового флюида.

Рис. 47. Изменение давления в случае притока пластового флюида

Повышение давления на устье вследствие миграции пластового газа не должно учитываться для оценки Рт изб и Рк изб.

Если газовый пласт малопроницаем, то повышение давления на устье вследствие миграции и насыщения приствольной зоны накладывается, и тогда правильное значение Рт изб и Рк изб затруднено для оценки основных параметров глушения скважины.

Прямое измерение давления в бурильных трубах при наличии обратного клапана невозможно, но для того, чтобы оценить Рпл и чтобы знать Рт изб, необходимо при минимальной подаче насосов зафиксировать скачок давления в кольцевом пространстве, который укажет на открытие клапана.

294

Расчет плотности бурового раствора для глушения скважи-

ны. На рис. 48 приведена схема определения плотности бурового раствора для глушения скважины. Исходные данные для расчета:

ρбр – плотность бурового раствора, на котором велось бурение; Нпг– глубина залегания проявляющего горизонта; Рт изб – избыточное давление в бурильной колонне;

Рк изб – избыточное давление в кольцевом пространстве; Нф – высота столба флюида в кольцевом пространстве; ρф – плотность флюида.

Рис. 48. Определение плотности бурового раствора для глушения скважины

При возникновении признаков поступления флюида в кольцевое пространство скважина герметизируется.

Если бурильные трубы заполнены буровым раствором до закрытия скважины, то пластовый флюид может поступать только в кольцевое пространство между бурильными трубами и стволом скважины.

Таким образом, жидкость внутри бурильных труб – это первоначальный буровой раствор ρбр, а в кольцевом пространстве находится смесь бурового раствора и флюидов, плотность которой неизвестна. Пластовые флюиды будут поступать в кольцевое пространство скважины до тех пор, пока гидростатическое давление бурового раствора и Рт изб, а также давление смеси жидкости в

295

кольцевом пространстве и Рк изб не будут равны пластовому. Когда значения давления сравняются, дальнейшее поступление флюида прекратится, а Рт изб и Рк изб примут постоянные значения. Значения первоначального давления в закрытой скважине ниже, чем окончательное стабилизированное давление после закрытия скважины. Для достижения стабильного давления должно пройти время.

Рт изб – это величина, на которую пластовое давление превышает гидростатическое давление бурового раствора в бурильной колонне. Таким образом, бурильные трубы можно считать манометром для измерения давления на забое, который показывает разницу между значениями пластового и гидростатического давления бурового раствора. Для кольцевого пространства значение гидростатического давления точно неизвестно, так как часть кольцевого пространства заполнена буровым раствором плотностью ρбр, а другая – флюидом. Плотность и высота столба пластового флюида неизвестны, что не дает возможности точно определить забойное давление по данным значений давления в кольцевом пространстве:

Рзаб = Рк изб + ρбр(Н – Нф)g + ρфНфg.

Для бурильных труб справедливо следующее уравнение:

Рпл = Рт изб + ρбрHg.

Значения давления для бурильной колонны на устье могут быть использованы для расчета пластового давления.

Из уравнения можно найти плотность утяжеленного бурового раствораρбр1, необходимуюдляуравновешиванияпластовогодавления.

Справедливо Рпл = ρбр1Hg, откуда бр1 РHgпл ;

или бр1 бр Рт изб P ,

Hg

где ∆Р – превышение избыточного давления при глушении скважины, которое создается на дросселе.

Скважину можно заглушить, заменяя первоначальный буровой раствор плотностью ρбр утяжеленным раствором плотностью ρбр1. Давление Рк изб играет главную роль в процессе глушения скважины. Величину Рк изб необходимо постоянно контролировать на поверхно-

296

сти для предотвращения разрыва обсадной колонны и пласта ниже башмака обсадной колонны на разрыв от внутреннего давления. Кроме того, для данной глубины спуска предыдущей обсадной колонны пласт ниже башмака имеет определенную прочность, которая рассчитывается как произведение глубины установки башмака обсадной колонны на градиент давления вышележащих пород, равного 2,6·10–2 МПа. Таким образом, максимально допустимое значение Рк изб определяется прочностью пласта.

Давление в бурильных трубах после достижения утяжеленного бурового раствора Рк долота рассчитывают по формуле

Pк Pгс к .

н

Рк устанавливают опытным путем.

Закачивают утяжеленный раствор при постоянной, ранее установленной подаче, поддерживая дросселем давление в затрубном пространстве Рк изб также постоянным. Давление в бурильных трубах при этом уменьшается. После закачивания в скважину утяжеленного раствора в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб (эту величину рассчитывают заранее), фиксируют давление в бурильных трубах, которое и будет Рк. Установленное с помощью указанной процедуры давление в бурильных трубах Рк необходимо поддерживать в процессе последующей работы.

Избыточное давление в затрубном пространстве меняется только в целях обеспечения этого условия.

Продолжают вести закачивание до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не выйдет на поверхность. При этом постепенно увеличивают проходное отверстие дросселя до полного его открытия и снижения противодавления до нуля в конце глушения ГНВП.

Выбор подачи насосов и давления в бурильной колонне. С мо-

мента начала вымыва через манифольд до окончания глушения скважины забойное давление поддерживают постоянным, используя для этого дроссель. Если давление на выкиде насоса и скорость нагнетания поддерживать постоянными при неизменной плотности бурового раствора, то давление на забое не будет меняться.

297

Давление на насосе (Рн) определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Pт изб) плюс гидравлические сопротивления в системе (Ргс) при выбранной подаче насосов и плюс Рдля поддержания превышения забойного давления над пластовым на дросселе:

Рн = Рт изб + Ргс + Р,

где Р – превышение забойного давления над пластовым, принимают не более 1,5 МПа.

Гидравлические сопротивления Ргс:

•измеряют в процессе бурения при одном и двух работающих насосах;

•пересчитывают, зная давление на выкиде насоса в процессе бурения.

Начальное давление циркуляции Рн также устанавливают опытным путем. Начинают закачивать в трубы буровой раствор

сподачей, при которой решено глушить скважину. Одновременно с пуском насоса (насосов) по мере роста давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем избыточное дав-

ление Рк изб на величину Р.

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Р.

Во время глушения скважины обычно используют пониженную подачу насоса (насосов), равную половине подачи при углублении скважины (если бурение велось при подаче насоса менее 15 л/с, и при этом давление на стояке не превышало 10 МПа, то глушение можно вести, не меняя подачи насоса).

3.8.11. Глушение газонефтеводопроявлений, возникших во время спуско-подъемных операций

Управление скважиной после обнаружения газонефтеводопроявлений, происходящих во время спуско-подъемных операций, показано на схеме управления при ликвидации ГНВП, произошедшего во время СПО (рис. 49).

298