книги / Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

4.3.3.Ловильные работы в кавернах

Вскажинах с открытым стволом «голова» оборванных труб часто уходит в каверну. Обычная ловильная колонна с овершотом может пройти мимо головы труб и коснуться их гораздо ниже. В этом случае при вращении колонны направляющая воронка овершота слегка подклинивает, потом срывается. Может оказаться, что соединиться с оборванными трубами спущенной компоновкой не удается. Для ликвидации таких аварий может использоваться кривая труба.

Кривая труба. Труба, слегка изогнутая вблизи ниппеля и включенная в компоновку ловильной колонны непосредственно над овершотом, отводит инструмент под углом в сторону и иногда позволяет соединиться с ушедшей в каверну головой труб. Это самый простой и доступный способ. Некоторые специалисты используют переводник с боковым соплом. При прокачке жидкости из сопла выбрасывается струя, отжимающая переводник к противоположной стенке скважины. Этот способ не везде можно применять, так как струя размывает не только фильтрационную корку на стенке скважины, но и стенку.

Изготовляют специальные переводники, оси резьб которых наклонены друг к другу под определенным углом. Их называют кривыми переводниками, забурочными переводниками, переводниками со смещенными осями. Их можно применить вместо кривой трубы. Если использование кривой трубы не дает эффекта, можно заменить направляющую воронку овершота специальной направляющей воронкой с отводным крючком.

361

5.ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

ВОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ И ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

Пример № 1

Определить гидростатическое давление бурового раствора на забой, если глубина скважины Н = 3000 м, плотность бурового раствора ρбр = 1,25 г/см3, статическое напряжение сдвига θ = 0,03 Н/см3, или 30 кН/м2, диаметр скважины Dс = 200 мм.

Решение: гидростатическое давление бурового раствора на забой скважины определяется по формуле

Pст P0 Hбр Рc ,

100

где P0 – давление на свободной поверхности бурового раствора (в кольцевом пространстве на устье скважины). Это давление возникает в том случае, если буровой раствор выходит из скважины через герметизирующее приспособление или при задавке скважины с закрытым полностью или частично превентором. В нашем случае буровой раствор свободновыходитизскважины, т.е. P0 = 0;

Pc – давление, которое может возникнуть на забое при появлении структурныхсвойствбуровогораствора.

Если давление на забое начинает медленно возрастать в результате свободного притока жидкости в скважину, то до начала движения раствора величину Pc необходимо брать со знаком «+». Если происходит медленное отфильтровывание воды в нижней части скважины при неизменном положении уровня в скважине, то величину Pc необходимо брать со знаком «–». Если скважина заполнена водой, то Pc = 0. Величину Pc определяют по формуле

Pc 4 / Dс 4 30 3000 / 0,2 1800 H/см2 1,8 МПа.

Принимая внашем примере величину Pc со знаком«+», получаем

Pст 1,25 3000 1,8 37,5 1,8 39,3 МПа. 100

362

Таким образом, в статическом состоянии давление на забой скважины в результате пластических свойств раствора отклоняется от гидростатического на 1,8 МПа. Если раствор долгое время находился в состоянии покоя, в силу тиксотропных свойств и других причин статическое напряжение сдвига раствора может возрасти в 3–5 раз. При этом также возрастет и Pc. Это всегда следует учитывать при определении начального давления на выкиде насосов в процессе продавки бурового раствора, который долгое время находился в покое.

Примечание. На практике величиной Pc пренебрегают, тогда гидростатическое давление бурового раствора на забой: Pст P0 Pбр Н/100, а если устье скважины свободно открыто, то

P0 = 0 и P = Pбр · Н/100.

Пример № 2

Определить, как изменится статический уровень в скважине при замене глинистого раствора водой для следующих условий:

hcт1 = 125 м.

Положение статического уровня воды в скважине при замене глинистого раствора водой устанавливается из выражения

hcт2 = H – hв,

где hв – высота столба воды,

hв = hбрρбр/ρв = (H – hcт1)ρбр/ρв;

hбр – высота столба раствора в скважине;

hcт1 – статический уровень раствора в скважине. Решение: высота столба раствора (м) в скважине

hбр = Н – hст1 = 617 – 125 = 492.

Высота столба воды (м) находится по формуле

hв hбр бр 492 1240 610.в 1000

363

Положение статического уровня воды (м) в скважине hст2 = 617 – 610 = 7.

Плотность жидкости для замены в скважине раствора с таким расчетом, чтобы статический уровень был на устье, вычисляется из уравнения

ρ1 = (H – hст1)ρбр/H.

Пример № 3

При бурении под кондуктор в скважине глубиной H = 487 м статическийуровеньраствораплотностьюρбр = 1210 кг/м3 составлялhст1 = 27 м. Какова должна быть плотность бурового раствора, чтобы статическийуровеньбылнаустье?

Решение: по формуле

ρ1 = (H – hст1) ρбр/H = (487 – 27) 1210 / 487 = 1143 кг/м3.

Если рост ρбр обусловлен переходом части выбуренной породы в активную твердую фазу, то восстановить ее можно разбавлением раствора водой с введением соответствующих реагентов.

Объем добавляемой воды на единицу объема раствора Vбр (м3) для уменьшения плотности от бр до бр вычисляется по формуле

V V0 ( бр бр ) . ( бр в )

Плотность бурового раствора, обеспечивающая нормальную циркуляцию при поглощении, определяется из уравнения

ρбр2 = kρбр1(hп–hст1)/hп,

где k – коэффициент запаса, k = 0,85;

hп – глубина нахождения кровли поглощающего горизонта, м.

Пример № 4

Глубина нахождения кровли поглощающего пласта hп = 293 м; глубина положения статического уровня hст = 5 м; плотность бурового раствора ρбр1 = 1200 кг/м3. Определить плотность бурового раствора, который должен обеспечить нормальную циркуляцию при поглощении.

364

Решение: по уравнению находим плотность раствора (кг/м3):

Вывод. Для осуществления нормальной циркуляции достаточно заменить циркулирующий буровой раствор водой при условии, если это позволяет геологический разрез скважины.

Объем бурового раствора (м3), который поглотила скважина,

Q = Sh,

где S – площадь приемной емкости, м2;

h – высота снижения уровня в емкости, м. Интенсивность поглощения (в м3/ч)

Q1 Qt60 ,

где t – время, за котороеуровеньв емкостиснизился на величину h, ч.

Пример № 5

При вскрытии трещиноватых и ошлакованных базальтов четвертичного возраста произошло поглощение бурового раствора. В процессе бурения при работе насоса за время t = 45 мин уровень в емкости, площадь основания которой S = 9 м2, снизился на h = 0,6 м. Найти объем бурового раствора, который поглотила скважина, и интенсивность поглощения.

Решение: объем буровогораствора, который поглотила скважина,

Q = Sh = 9 · 0,6 = 5,4 м3.

Интенсивность поглощения (м3/ч)

Коэффициент поглощающей способности при полном поглощении бурового раствора

Kпс Q1 hст hд ,

где hд – динамический уровень раствора в скважине, м.

365

Классификация зон поглощения в зависимости от величины Kпс приведена в табл. 26.

Таблица 26

Классификация зон поглощения в зависимости от величины Kпс

Пример № 6

Газоносный пласт, давление в котором Pпл = 32 МПа, залегает на глубине H = 2600 м. Требуется оценить относительное давление.

Решение: относительное давление в пласте вычисляется из выражения

где ρв – плотность воды, кг/м3.

Плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного горизонта

бр kgp РHпл ,

где kр – коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым, величина которого выбирается в зависимости от глубины залегания горизонта H: kр= 1,10 при H < 1200 м; kр= 1,05 при

H > 1200 м.

Пример № 7

Глубина залегания кровли газоносного горизонта H = 3120 м, пластовое давление Pпл = 39,2 МПа. Определить плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного пласта.

366

Решение: принимаем kр = 1,05. Подставляя данные в формулубр kgp РHпл , находим

бр 1,05 39,2 106 1345 кг/м3. 9,81 3120

Значение ρбр, необходимое для создания противодавления на пласт, можно также вычислить из выражения

бр Рпл , gH

где Δρ – требуемая величина превышения гидростатического давления над пластовым, устанавливаемая ПБ.

Пример № 8

На глубине H = 950 м пластовое давление Pпл = 12 МПа. Для безопасности требуется превышение гидростатического давления над пластовым Δρ = 2 МПа. Какой должна быть плотность бурового раствора?

Решение: из уравнения

бр Рпл (12 2)106 1502 кг/м3. gH 9,81 950

Давление (Па) сдвига вязкопластичной жидкости на забое

Рс 4Dh .

Пример № 9

Из скважины, диаметр которой D = 398 мм = 398·10–3 м, требуется поднять бурильную колонну наружным диаметром d = 140 мм = 140·10–3 м и длиной L = 1600 м. Определить давление, необходимое для начала движения глинистого раствора в кольцевом пространстве (снижение давления на стенки скважины), если

367

статическое напряжение сдвига утяжеленного глинистого раствора, заполняющего скважину, θ = 18 Па.

Решение: давление (Па), необходимое для начала движения бурового раствора в кольцевом пространстве,

где L – длина бурильной колонны, м;

D, d – диаметр соответственно скважины и бурильных труб, м. Искомое давление (МПа) находим по формуле

Опорожнение скважины при подъеме бурильной колонны может служить самостоятельной причиной возникновения проявления и в сочетании с другими факторами.

Условие возникновения газопроявления при подъеме труб из скважины выражается неравенством

Рст Р Рст Рgh Pпл,

где Рст – гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора; Рст – снижение статического давления в неподвижном буровом растворе.

Объем бурового раствора для долива скважины определяется исходя из объема поднятых труб с учетом объемов разлитого при подъеме раствора и налипшего на стенках труб.

Далее, в главе 6, приведен расчетный объем бурового раствора для долива скважины при подъеме по объему металла бурильной колонны. Периодичность долива скважины зависит от конкретных геолого-технических условий бурения.

Ликвидация возникшего флюидопроявления состоит в удалении из скважины поступившего в нее флюида. Первоначальная информация о виде поступившего в скважину флюида может быть получена путем использования показаний манометров на выкидной линии превенторов и стояке.

368

Для инженерных расчетов удобны формулы, полученные без учета структурных свойств бурового раствора:

для оценки пластового давления на забое

где Pу – давление на устье скважины в затрубном пространстве; Pн – давление в нагнетательной линии насосов;

hф – длина столба флюида, которую находят по объему поступившего в скважину флюида, равному объему вытесненного бурового раствора, и по площади сечения кольцевого зазора.

Считается, что при ρф = 1080…1200 кг/м3 в скважину поступила пластовая вода, а при ρф < 360 кг/м3 – газ. В случае ρф = 360…1080 кг/м3 возможно поступление нефти с газом, нефти, воды с газом.

Пример № 10

Оценить вид флюида, поступившего в скважину. Исходные данные: диаметр скважины в открытом стволе 200 мм; бурильная колонна состоит из УБТ диаметром 146 мм, длиной 180 м и бурильных труб диаметром 127 мм; плотность бурового раствора ρбр = = 1490 кг/м3; объем поступившего флюида 4,4 м3; давление на устье в кольцевом пространстве Pу = 9 МПа, а в трубах 5,4 МПа; глубина скважины в начале проявления 3100 м; глубина спуска 219-миллиметровой промежуточной колонны 2200 м (открытый ствол 3100 – 2200 = 900 м)

Решение: объем (м3) кольцевого пространства между УБТ и открытым стволом

369

Поскольку объем поступившего флюида больше объема кольцевого пространства в интервале УБТ и открытого ствола (4,4 > 6,2), высота столба поступившего флюида (м)

hф 180 4,4 2,64 274,1. 0,0187

где 0,0187 – площадь сечения кольцевого пространства между бурильными трубами и открытым стволом (S = 3,14/4(0,22 – 0,1272) = = 0,0187 м2).

Тогда по формуле (4) находим плотность поступившего флюида (кг/м3)

ф 1490 (9,0 5,4)106 151,2. 9,81 274,1

Поскольку ρф < 360 кг/м3, можно считать, что в скважину поступил газ. Для окончательной оценки вида флюида следует воспользоваться дополнительной информацией, например показаниями газокаротажа.

Для глушения флюидопроявления наиболее распространен метод ожидания и утяжеления, когда для приготовления бурового раствора для глушения (утяжеления раствора) требуется определенное время (время ожидания). Метод использует один цикл циркуляции для удаления флюидов и глушения скважины. При этом утяжеленный буровой раствор закачивают при определенной пониженной подаче насоса и регистрируют общее давление на стояке

P Pбт Pс1,

где Pбт – статическое давление в бурильных трубах при закрытом устье;

Pс1 – давление циркуляции.

Подачу бурового насоса поддерживают постоянной до тех пор, пока буровой раствор глушения не заполнит бурильные трубы. При этом давление в бурильных трубах снижается от P в начале цир-

370