книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Перед глушением производится обвязка оборудования меж­ ду собой и со скважи­ ной; соединительные линии спрессовывают­ ся давлением, в полто­ ра раза превышающим ожидаемое рабочее; в межтрубном и трубном пространствах уста­ навливаются маномет­ ры. Скважина отклю­ чается от коллектора.

С целью удаления жидкости (воды, газо­ конденсата), скопив­ шейся на забое, перед глушением скважину промывают двухфазной пеной. Для этого через скважину прокачивают 3+5 м3 пенообразующей жидкости (0,7+1%-ный раствор сульфонола), превратив ее в пену

631

плотностью 100+300 кг/м3 (при давлении закачки). Агрегат ЦА-320 работает при минимально возможных оборотах с од­ новременной работой компрессора.

Производится глушение скважины. При открытой задвижке на трубном (межтрубном) пространстве через эжектор прокачи­ вается пенообразующая жидкость в объеме, равном Vnx при дав­ лении Р . Одновременно с агрегатом работает компрессор. При повышении давления в межтрубном (трубном) простран­ стве его снижают путем выпуска газа в атмосферу до значения (0,3+0,5) Р„,. После закачки пены закрывают скважину на время, необходимое для прогрева пены до температуры окружающих скважину горных пород. В это время через 15+20 мин. фиксиру­ ется давление на трубном и межтрубном пространствах.

Давление в межтрубном пространстве поддерживается пос­ тоянным, равным (0,3+0,5) Р„,. В случае его повышения оно пе­ риодически снижается путем выпуска газа в атмосферу. По истечении времени, достаточного для прогрева пены, произво­ дится снижение давления на трубном (межтрубном) простран­ стве путем выпуска газа в атмосферу. Давление снижается до появления на выкиде признаков пены.

В трубное (межтрубное) пространство закачивается гли­ нистый раствор в объеме, определяемом из выражений (7.75) и (7.76), Одновременно производится выпуск газа в атмосферу из межтрубного (трубного) пространства.

Скважина оставляется на 2+4 ч. в закрытом состоянии, пос­ ле чего сбрасываются газовые «шапки» из трубного и затрубного пространств.

Производится демонтаж фонтанной арматуры. Осуществля­ ется подъем НКТ и производятся ремонтные работы согласно плану. По окончании ремонта производится спуск НКТ и ус­ тье скважины оборудуется фонтанной арматурой.

Осуществляется освоение скважины двухфазной пеной. Приготавливается пенообразующая жидкость (на 1 м3 пенооб­ разующей жидкости в воде растворяется 7+10 кг сульфонола). В трубное (межтрубное) пространство закачивается 5+6 м3 га­ зоконденсата для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины.

Эжектор обвязывается со скважиной, СКЦ-2М, цементиро­ вочным агрегатом и компрессором.

Осуществляется замена жидкости, находящейся в скважи­ не, на двухфазную пену. После резкого снижения давления за­ качки двухфазной пены, что свидетельствует о ее поступлении в трубное (межтрубное) пространство, расход пенообразующей жидкости снижается до минимально возможного. При сниже­ нии давления закачки двухфазной пены менее 5 МПа закачку пенообразующей жидкости прекращают. Вытеснение двухфаз­ ной пены из скважины осуществляется компрессором.

632

Отрабатывают скважину на факел.

Производится исследование скважины и ввод ее в эксплу­ атацию.

7.3.3. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ

БЛОКИРОВАНИЕМ ПЛАСТА

(Killing a well with preliminary level blocking)

Применение этого метода рекомендуется при выполнении следующих ремонтных операций:

—ревизии насосно-компрессорных труб и подземных ре­ монтов других видов;

—переоборудовании скважин под плунжерный лифт;

—ликвидации межколонных пропусков и замене устьево­

го оборудования;

—временной консервации скважин;

—устранении негерметичности эксплуатационных колонн

сместом нарушения выше объекта разработки;

—изоляции пластовых вод путем установки цементного

моста с целью отключения нижней части объекта. Промысловые эксперименты показали высокую эффектив­

ность перфорационных работ в среде меловой суспензии, в час­ тности, при:

—вскрытии объектов с низким пластовым давлением;

—расширении (дострел) фильтра;

—приобщении нового объекта;

—повторной перфорации;

—возвратных работах на ниже- и вышележащие гори­

зонты.

Технологические схемы блокирования пласта при глушении скважин могут быть различными.

Первая схема. Скважина заполнена газом. Последовательность операций:

1.С целью очистки забоя скважина кратковременно про­ дувается в атмосферу.

2.Для первичного блокирования часть расчетного количе­

ства пасты (от 1/3 до 1/2) закачивается по насосно-компрессор­ ным трубам на забой.

3. При резком повышении давления закачки, свидетельствую­ щем о начале блокирования, приоткрывается задвижка на затрубном пространстве, и газ медленно, в темпе закачки, выпускается

ватмосферу вплоть до появления циркуляции жидкости.

4.Остальная паста транспортируется на забой сифонным способом и расходуется в зависимости от вида ремонта или на задавку в пласт (при длительном ремонте, высоких гидродина­ мических давлениях) или на заполнение части ствола в интерва­

ле существующего или намечаемого к перфорации объекта.

633

Вторая схема. Скважина имеет на забое столб жидкости, создающий противодавление, равное пластовому давлению (обводнившаяся скважина).

Рекомендуется два равноценных варианта. Последовательность операций первого варианта:

1.Скважина «разряжается» в атмосферу.

2.По насосно-компрессорным трубам закачиваются расчет­ ное количество меловой пасты и проталкивающая жидкость, объем которой равен объему насосно-компрессорных труб.

3.В затрубное пространство закачивается буровой раствор,

объем которого равен объему затрубного пространства в ин­ тервале от устья до уровня пластовой воды.

4.Созданием избыточного давления расчетное количество меловой пасты задавливается в пласт.

5.Излишки меловой пасты удаляются из скважины обрат­ ной промывкой.

6.Выполняются работы по изоляции пластовых вод, предус­ мотренные планом ремонта (установка цементного моста без давления или взрывного пакера с заливкой небольшого коли­ чества цемента желонкой).

Последовательность операций второго варианта:

1.Скважина «разряжается» в атмосферу.

2.Замеряется уровень жидкости, определяются его высота

Ни соответствующий ему объем жидкости (рис. 7.14).

3.По насосно-компрессорным трубам закачиваются расчет­ ное (принятое) количество меловой пасты V„ и проталкиваю­ щая жидкость Упр, объем который равен объему насосно-комп­ рессорных труб в интервале высоты жидкости А, вытесненной меловой пастой в кольцевое пространство (затрубное).

Пример расчета. Известно: высота столба жидкости в скважи­ не Н = 500 м; диаметр эксплуатационной колонный D = 146 мм; диаметр насосно-компрессорных труб dmp = 73 мм; объем меловой

пасты V„ = 2000 л; объем столба жидкости в скважине Vnt — = 5410 л; объем одного погонного метра кольцевого простран­ ства VK= 6,3 л; пластовое давление Р„, = 50 кг/см2 (5МПа).

Насосно-компрессорные трубы опущены до нижних дыр фильтра. Требуется определить объем проталкивающей жид­ кости (вода, обработанная ПАВ).

При доставке меловой пасты (Vn = 2000 л) на забой объем пла­ стовой воды (жидкости) Vm = 5410 л вытеснится в затрубное про­ странство и образует столб высотой h = V„e !VK= 5410/6,3 = 860м.

Для уравновешивания столба h необходимо закачать проталки­ вающую жидкость, объем которой Vnp = h • VTp = 860 • 4,52 = 3887л.

Следовательно, для транспортировки меловой пасты объ­ емом 2000 л на забой «сифоном» необходимо закачать по насос­ но-компрессорным трубам 3887 л проталкивающей жидкости.

634

вательность операций при изоляции притока пластовых вод отключением нижней ча­ сти фильтра:

а) Дренируемый интервал, состоящий из трех объектов, блокируется меловой суспензией. Причем способ блокиро­ вания выбирается исходя из поглотительной способности скважин. При значительных поглощениях (3—4 м3/ч.) суспен­ зия высокой вязкости (до 1000 с по ПВ-5) транспортируется на забой и оставляется в интервале фильтра на 6—8 ч., в течение которых происходит постепенное закупоривание пор пласта частицами мела.

Скважина заполняется пластовой или технической водой, обработанной ПАВ.

При небольших поглощениях или их отсутствии для уско­

635

рения ремонтных работ применяется блокирование под давле­ нием, когда расчетное количество суспензии задавливается в поры пласта, после чего восстанавливается циркуляция и про­ должаются ремонтные работы. В качестве рабочих жидкостей во всех случаях рекомендуются пластовая вода, техническая вода, обработанная ПАВ, тяжелый конденсат и дизтопливо.

б) Установкой цементного моста отсекается нижний обводнившийся пласт.

в) Оставшиеся два верхних газонасыщенных пласта дебло­ кируются путем соляно-кислотной обработки под давлением.

В скважинах, не склонных к поглощениям, и после перфо­ рационных работ в меловой среде чаще всего достаточно про­ ведения соляно-кислотной ванны.

г) После этого приступают к освоению скважины.

Кроме основных схем временного блокирования пласта мо­ жет использоваться метод доставки меловой пасты в интервал, намечаемый к перфорации с помощью желонки. Эта работа выполняется геофизической партией непосредственно перед перфорацией заданного объекта, что позволяет упростить тех­ нологию закачки меловой пасты и сократить количество спус­ ко-подъемных операций. Применение этого способа рекомен­ дуется при перфорации, не превышающей 10—15 мин.

7.3.4. ОЦЕНКА ХАРАКТЕРИСТИК ГНВП ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

(Evaluation of gas-oil-water show characteristics using technological wellhead data)

К характеристикам ГНВП, которые необходи­ мо знать для успешного проведения операций по его ликви­ дации, относятся:

—пластовое давление флюидосодержащего пласта;

—объем и высота (длина) пачки поступившего флюида;

—плотность поступившего флюида.

Перечисленные характеристики определяются на основа­ нии объективных данных, фиксирование которых обязатель­ но при возникновении ГНВП:

—давление в затрубном пространстве Р1'1^ 0;

—объем притока в приемной емкости У0;

—плотность промывочной жидкости до проявления р6р Кроме того, считаются известными конструкция скважи­

ны, диаметр открытого ствола, компоновка бурильной колонны, а также местоположение торца бурильной колонны (или ее от­ сутствие в скважине).

636

Уточнение пластового давления необходимо потому, что, как правило, указанные в проекте пластовые давления являются оценочными с той или иной степенью достоверности, а точные сведения о пластовых давлениях служат гарантией правильно­ го выбора средств и методов ликвидации ГНВП.

Для уточнения величины пластового давления используют­ ся данные об избыточном давлении в трубах и плотности их заполняющего бурового раствора.

После установления неустойчивого равновесия в скважи­ не сумма гидростатического и избыточного давлений в трубах становится равной пластовому давлению. Используя это поло­ жение, можно записать:

Рs.,.-g-H + P £ p =P„.

Подобный способ определения пластового давления допус­ кается для любого положения спущенных в скважину труб от­ носительно проявляющего пласта.

Если проявляющий пласт выше торца спущенных в сква­ жину труб, то в качестве величины Н следует брать глубину местоположения этого пласта.

Если проявляющий пласт находится на уровне торца спу­ щенных в скважину труб, то в качестве величины Н следует брать глубину местоположения этого пласта или глубину кон­ ца спущенной в скважину бурильной колонны.

Если проявляющий пласт ниже торца спущенных в сква­ жину труб, то в качестве величины Н необходимо брать глуби­ ну местоположения этого пласта.

Если трубы в скважине отсутствуют, то вместо величины 0 используют P“*pj>и в качестве величины Н следует брать

глубину местоположения этого пласта.

Для определения длины пачки поступившего флюида (в практике бурения — «высоты» пачки) необходимы сведения о местоположении пачки, определяющей геометрические разме­ ры ее объема, и сведения об объеме пачки.

Объем пачки можно определить двумя способами:

—по накопленному превышению объема бурового раство­ ра в приемной емкости с момента фиксирования ГНВП;

—по суммарному превышению расхода на выходе из сква­ жины с момента фиксирования ГНВП. В этом случае объем вы­ числяется как Г„ = 1Д 0Д /,

где ДQ — превышение расхода бурового раствора на выхо­ де из скважины; At — интервал времени, в течение которого сохранялось превышение расхода, равное ДQ.

Зная объем поступившего флюида Vol можно рассчитать,

637

какую длину в скважине он занимает (длина пачки, или вы­ сота пачки):

где F —площадь поперечного сечения пространства сква­ жины, занимаемого V0.

Если флюид находится ниже спущенных в скважину труб, то:

4

где DCKe —диаметр открытого ствола скважины, как прави­ ло, принимается равным диаметру долота.

Если флюид находится в затрубном пространстве, то:

где De6t,тл и Deypm, — соответственно диаметры обсадной и бурильной колонн.

Плотность флюида определяет величину превышения плас­ тового давления над гидростатическим давлением столба буро­

вого раствора в затрубном пространстве, если флюид находит­

ся выше торца труб, спущенных в скважину, то есть Р^р о. Это означает, что:

Л"1,0 = рт ~ Рб.р ■S ■(Н - Нф) - р ф - g • кф

или

рт =Рб.р.- g - ( H - h i ) + p i - g - h 4 + Я " * .

Сдругой стороны:

^= Р , , '? 'Я + С .

Приравняв два последних выражения, получим:

Таким образом, имея данные о плотности бурового раство­

638

ра, объеме поступившего флюида, геометрии скважины и из­ быточных давлениях на устье скважины, можно рассчитать плотность флюида.

Плотность флюида является одной из основных его харак­ теристик, определяющих агрегатное состояние и в некоторой степени химический состав. Поэтому, зная плотность флюи­ да и поведение пачки после герметизации, можно оценить тип флюида, поступившего в скважину.

Правила оценки типа флюида представлены в табл. 7.15

7.3.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО ОБЪЕМА ПОСТУПЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА В СКВАЖИНУ

(Determination of formation fluid volume into hole)

При поступлении флюида в ствол и его дальней­ шей миграции в закрытой скважине или подъеме к устью при правильно организованном вымыве необходимо обеспечивать постоянство давления на проявляющий горизонт и отсутствие угрозы потери герметичности канала по стволу или на устье скважины (гидроразрыв или поглощение, нарушение целост­ ности обсадной колонны или устьевой обвязки). Эти требова­ ния обусловливают управляемость скважины и безопасность ведения работ с позиции предупреждения аварийной ситуации, способной перерасти в открытое фонтанирование.

Принимая во внимание тот факт, что с ростом длины пач­ ки (то есть объема поступившего флюида) давление в затрубном пространстве будет возрастать, то есть увеличивается раз­

639

ность показаний между затрубным и трубным манометрами,

атакже возрастает величина давления в «голове» пачки, при

еепрохождении любого сечения, необходимо дать оценку пре­ дельного (критического] объема флюида, при котором возмож­ но управление скважиной без угрозы потери контроля и ее пе­ рехода в аварийное состояние.

Из решения задачи об определении давления в любом се­ чении ствола при движении бурового раствора с пачкой флю­ ида в затрубном пространстве предельный объем флюида для сечения на расстоянии X по глубине, поступившего в ствол скважины, определяется по формулам:

а) для газа:

7Я & Н

где F — площадь сечения кольцевого пространства, м2; Рох — допустимое давление в сечении X, Па; Рн — забойное (пластовое) давление, Па; р — плотность раствора, кг/м3; Н — глубина скважины, м ; %— расстояние от устья до газовой пач­ ки, м; g —ускорение силы тяжести, м/с2; Тн, Тх —температура на забое и на глубине %при циркуляции, К; ZH. Zx — коэффи­ циент сжимаемости газа в условиях забоя и на глубине х : рг — плотность газа в забойных условиях, кг/м3,

б) для нефти или воды с плотностью рф:

у(ф) _ Г Рпу - P„+g-p (H- X)

пр

g-(p-p^)

Расчет предельного объема производится для сечений, в ко­ торых наиболее возможны условия потери герметичности ство­ ла скважины и к ним относят:

—устье скважины;

—стыки секций обсадных колонн;

—цементное кольцо у башмака колонн;

—подошву интервала необсаженного ствола скважины с минимальным градиентом гидроразрыва.

По результатам оценки в выбранных сечениях принимает­ ся минимальное значение из полученных для допустимого объ­ ема V„p, которое в дальнейшем используется для определения допустимого объема поступления флюида в ствол скважины [V], что в свою очередь позволяет дать оценку зон:

—предупреждения ГНВП;

—ликвидации ГНВП;

—аварийного ГНВП.

640