![](/user_photo/_userpic.png)
книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин
..pdfСтандартные методы управления скважиной предусматри вают процесс ликвидации ГНВП в скважине при постоянном забойном давлении. Забойное давление поддерживается пос тоянным путем регулирования давления в бурильных трубах, которое, в свою очередь, зависит от используемых при цирку ляции производительности насоса и плотности бурового раство ра. Давление в бурильных трубах регулируется дросселем, ус тановленным на устье скважины в затрубном пространстве.
При изменении проходного сечения дросселя изменяется давление на дросселе (давление в затрубном пространстве} и, с некоторым запаздыванием реакции, изменяется давление в бу рильных трубах. Поэтому, регулируя проходное сечение дроссе ля, следует делать выдержку (паузу) после того как изменится давление на манометре перед дросселем, перед тем как заре гистрировать изменение давления на манометре в бурильных трубах. Продолжительность такого запаздывания реакции уве личивается с увеличением глубины скважины и концентрации газа в буровом растворе.
Рассмотрим следующие базовые операции при управлении скважиной:
1)запуск насоса;
2)циркуляция при установившемся режиме насоса; 3} остановка циркуляции.
Если при включении насоса не открыть дроссель или от
крыть слишком медленно, то быстрое увеличение давления на дросселе может превысить максимально допустимое значение для давления на устье в затрубном пространстве скважины:
Ршм » Р из.к. •
Если при восстановлении циркуляции в скважине, по ме ре того как насос выводится на заданную производительность, позволить давлению на дросселе снизиться, то это приведет к снижению забойного давления и дополнительному притоку флюида из пласта:
Поэтому, чтобы не допустить дополнительных осложнений, как только насос будет включен в линию и установлена задан ная производительность, необходимо отрегулировать давление на дросселе таким образом, чтобы его значение поддержива лось постоянным, равным избыточному давлению в затрубном пространстве:
Ршт =Риз.к. •
По рекомендации ВНИИКРнефти, вымывать флюид из сква жины следует при давлении нагнетания, соответствующем пре
651
вышению избыточного давления в затрубном пространстве пе ред дросселем на (0,5—1,0) МПа в начале циркуляции, то есть:
^=Л ,.+(0.5-М ,0)Л Л 7в.
Тогда противодавление на забое скважины будет равно ве личине этого превышения, сложенной с величиной гидравли ческих сопротивлений в кольцевом пространстве:
Либ ~ + Р. С.* + (0>5 1,0) МПа.
На буровых оснащенных насосами с нерегулируемым при водом или не имеющих гидроприводного дросселя, существует дополнительная опасность гидроразрыва пласта, так как насос не может запускаться в линию медленно, что требует быстрой реакции при открытии дросселя во время запуска насоса.
В этом случае прежде следует открыть дроссель, и затем запустить насос в линию и отрегулировать давление на дрос селе до необходимого значения.
Когда насос выведен на режим, обеспечивающий заданную производительность, а давление на дросселе отрегулировано до необходимого значения, контроль переносится на давление в бурильных трубах.
Установившееся значение давления в бурильных трубах, за регистрированное на данный момент, называется начальным давлением циркуляции. Оно представлено суммой гидравли ческих сопротивлений, создаваемых насосом при данной про изводительности, зарегистрированного значения избыточного давления в бурильных трубах и установленного на дросселе запаса противодавления:
Р» = Р ,, + Ршп, + (0,5 -И ,0) МПа.
Если установившееся давление циркуляции в бурильных трубах приближенно не равно указанной сумме, следователь но, что-то изменилось в системе циркуляции.
Если давление выше расчетного значения, то следует при нять и использовать фактически полученное значение. Необ ходимо пересчитать конечное давление циркуляции, если раз ница значений значительна. При необходимости —построить новый график изменения давления в бурильных трубах, В сом нительных случаях следует остановить циркуляцию, закрыть дроссель и оценить возникшую нештатную ситуацию.
Если в процессе дальнейшей циркуляции плотность бурово го раствора в бурильных трубах не изменится, то необходимо с помощью дросселя поддерживать постоянное давление в бу рильных трубах, равное начальному давлению циркуляции.
Если в процессе циркуляции в бурильные трубы нагнетает ся буровой раствор новой плотности, то в зависимости от при
652
меняемого метода, с помощью дросселя изменяется давление в бурильных трубах или поддерживается постоянное давление непосредственно на дросселе.
Если давление циркуляции в бурильных трубах не соответ ствует заданному значению, оно должно быть откорректиро вано. Для этого необходимо определить, на сколько выше или ниже должно быть давление. Небольшими поправками, менее 0,3 МПа, можно пренебречь, если пониженное или повышен ное давление не является критическим.
Поправка величины давления вносится в сторону повыше ния или понижения, исходя из текущего значения давления на дросселе. Следует учитывать скорость передачи сигнала давле ния от дросселя до манометра в бурильных трубах. Давление распространяется со скоростью приблизительно 300 м геомет рического пространства скважины в секунду (1 с на 300 м пути волны вниз и вверх), и медленнее при газопроявлениях боль шого объема. Приведенное значение является довольно усред ненным и может изменяться в два и более раз.
Давление на дросселе реагирует на возмущение почти мгно венно и может быть использовано для оценки необходимости изменения продольного сечения дросселя. Например, если в результате уменьшения проходного сечения давление на дрос селе возрастает на 0,5 МПа, то позднее следует ожидать почти такого же увеличения давления в бурильных трубах.
Поэтому необходимо дождаться, пока произведенная кор ректировка не будет зарегистрирована на манометре в буриль ных трубах. В случае, если первая корректировка не отразилась на манометре, повторная корректировка может производиться с учетом времени запаздывания, отражающего конечную ско рость распространения волны давления в данной скважине,
где 1скв —длина ствола скважины, м.
При подходе газовой пачки к устью, по мере того как газ на чнет проходить через дроссель, текущее давление на дросселе, а затем и давление в бурильных трубах (с соответствующим «запаздыванием» сигнала) начнут снижаться. Следует быстро отрегулировать проходное сечение дросселя так, чтобы вернуть давление на дросселе к значению, соответствующему началу вы хода газа через дроссель. Имеет смысл вести запись показаний манометров для контроля. После того, как давление на дроссе ле стабилизируется на соответствующем значении, необходи мо переключить внимание на манометр в бурильных трубах и, если требуется, произвести корректировку давления.
653
Когда буровой раствор, следующий за газовой пачкой, на чнет проходить через дроссель, давление на дросселе будет стре миться возрасти. Необходимо снова отрегулировать проходное сечение дросселя так, чтобы довести давление до последнего зарегистрированного значения, затем переключить внимание на манометр в бурильных трубах и, если требуется, произве сти корректировки давления.
В процессе ликвидации ГНВП может возникнуть необходи мость остановить циркуляцию (окончание стадии вымыва, крити ческое давление, возникновение нештатной ситуации и т.п.). Опе рация по остановке насоса при одновременном закрытии устья скважины основана на том же принципе, что и при запуске насо са —не допустить дополнительных осложнений в скважине.
Для обеспечения постоянного забойного давления доста точно, по мере снижения производительности насоса, поддер живать постоянное текущее давление на дросселе, так как в течение нескольких минут, независимо от плотности закачи ваемого в скважину бурового раствора, гидростатическое дав ление его столба не изменится, пока насос останавливается и закрывается дроссель.
После полной остановки насоса и закрытия устья скважи ны давление в бурильных трубах понизится на величину гид равлических сопротивлений, соответствующих производитель ности насоса. Установившееся значение давления в бурильных трубах при закрытом устье скважины может быть равным:
—зарегистрированному избыточному давлению — Р,__ если колонна труб заполнена буровым раствором начальной плотности;
—нулю, если колонна труб заполнена буровым раствором конечной плотности
Ртт=0.
Расчет технологических параметров глушения проявляющей скважины
(Calculation of show killing parameters)
1. Максимально допустимое давление на уст ье скважины.
Допустимое давление на устье скважины [Р„J не должно превышать 80% давления последней опрессовки об садной колонны и устья скважины — Рояр,
[PMJ £ 0,8
где Ропр —давление последней опрессовки обсадной колон ны, МПа.
654
Допустимое давление на устье скважины с точки зрения предотвращения гидроразрыва пород [Ртк],г не должно пре вышать допустимую прочность пород в наиболее слабом уча стке ствола скважины:
[Р„к ],„г Л , " 9.81■Р„ • //«.„.10^, МПа.
где Р,,р —давление гидроразрыва наиболее слабого пласта {определяется в техническом проекте или по данным испыта ния пласта на приемистость), МПа;
Нс, „, — глубина подошвы наиболее слабого пласта, м; р„ — плотность бурового раствора в затрубном простран
стве, кг/м3.
Максимально допустимым давлением на устье скважины — [Р„„] является наименьшее из значений и [Ригк\ гр-
П р и м е р I. Давление опрессовки 244,5 мм обсадной ко лонны, спущенной на глубину 1200 м, равно — 18,0 МПа.
Градиент давления гидроразрыва на глубине спуска башма ка колонны (глубина залегания наименее прочных пород) равен 0,02 МПа/м. Плотность бурового раствора составляет 1,25 г/см3.
Исходные данные: Н,а = 1700 м Н„к (244,5 мм) = 1200 м
РМр=18,0 МПа G,r =0,02 МПа/м р„= 1250 кг/м3.
Решение:
Давление гидроразрыва на глубине 1200 м: Р, р. =0,02-1200 = 24,0 МПа.
Максимально допустимое давление на устье скважины: [/>„,.,] £ 0,8 • Рояр= 0,8 • 18,0 = 14,4 МПа.
[/>„,,],р= Р.р -9,81Ри Я ,п110^ = 24,0-1250-9,8М200 10 6 =9,3МПа [/>„,,] = 9,3 МПа.
Плотность поступившего в скважину флюида (в г/см3) оп ределяется по следующей формуле:
(Р |
- Р |
) |
D - п _ V |
__ |
т т > |
"0,00981-кф ’
где р„ —плотность бурового раствора в скважине, г/см3;
655
Ри,т.Ри,к—избыточные давления соответственно в трубном и затрубном пространстве, МПа;
Иф —высота столба флюида в стволе скважины, м;
V |
К — объем поступившего в скважину флюида, м3; |
Г |
F — площадь поперечного сечения ствола скважины в ин
тервале расположения пачки флюида, м2. |
|
|||
|
П р и м е р |
2. |
|
|
|
Исходные данные; |
|
||
Ра,я = 2,2 МПа |
|
|
||
Р ,и.к = 3,6 МПа |
|
|
||
р„= 1,25 г/см3 |
|
|
||
V0= 2,3 м3 |
|
|
||
F= 0,0124 м2 |
|
|
||
|
Решение. |
|
|
|
|
Высота пачки флюида: |
|
||
|
F |
2,3 |
= 186м. |
|
|
0,0124 |
|
|
|
|
Плотность флюида: |
|
||
п |
=п |
(Л » -Л ,.„ ) (3,6-2,2) |
з |
|
Рф |
Р" |
0,00981 -Ьф 0,00981-186 ’ |
|
|
|
Фактическое пластовое давление проявляющего пласта рас |
|||
считывается по формуле; |
|
|||
Рт ~ 0>00981 • рв ■// + Рт т |
|
|||
|
где Рпл — пластовое давление, МПа; |
|
||
|
р„ — плотность бурового раствора в скважине, г/смэ; |
|||
|
Н —глубина залегания пласта, м; |
|
||
|
Р<и.т |
— избыточное давление в бурильных трубах, МПа. |
||
|
П р и м е р |
3. |
|
|
|
Исходные данные; |
|
Ри,т.= 2,2 МПа Ртк = 3,6 МПа р„= 1,25 г/см3 Н= 1700 м3
656
Решение.
Пластовое давление:
Р„ = 0,00981 -р, • Я +Ртт = 0,00981 • 1,25-1700+ 2,2 = 23,0 МПа
Плотность бурового раствора для глушения скважины оп ределяется по формуле:
Р„ + &Р
Р‘ 0,00981-Я ’
где р,— плотность бурового раствора для глушения сква жины, г/см3;
Р„, — пластовое давление, МПа; АР — величина превышения гидростатического давления
над пластовым, МПа.
Величина превышения гидростатического давления над пластовым регламентируется «Инструкцией по предупрежде нию и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте сква жин» следующим образом:
—10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;
—5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
—4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.
П р и м е р 4.
Исходные данные; Р„, = 23,0 МПа р„= 1,25 г/см1 Я= 1700 м3 Р,ит =2,2 МПа
Решение.
Плотность, необходимая для глушения скважины:
Р.. + АР
Р, = 0,00981 Я
Р* 23,0 + 2,3 = 1,51г/см3. 0,00981-1700
Начальное давление циркуляции определяется по следую щей формуле:
Рп=К,т+ К ,+ (о,5+ 1,0) МПа, где Р,— начальное давление циркуляции, МПа;
42 Заказ 39 |
657 |
Р'гс — гидравлические сопротивления при выбранной для глушения подаче, МПа;
рении, МПа;
Q, —производительность насосов при бурении, л/с; Q, — выбранная подача насоса для глушения, л/с.
П р и м е р 5.
Исходные данные: Р.с =12,0 МПа
0, = 20 л/с Q2=10 л/с
/>„„. = 2,2 МПа
Решение.
Гидравлические сопротивления при выбранной для глуше ния подаче:
Начальное давление циркуляции:
ри=ри,м +PL + (0,5+1,0)= 2,2 +3,0 +0,8 = 6 МПа.
Конечное давление циркуляции определяется по следую щей формуле:
где рк — конечная плотность бурового раствора для глуше ния скважины, г/см3;
р„ — начальная плотность бурового раствора, г/см3;
Р'гл — гидравлические сопротивления при выбранной пода че насосов, МПа.
П р и м е р 6.
Исходные данные: P',L = 3,0 МПа
р„= 1,25 г/см3 рк= 1,51 г/см3
658
Решение.
Конечное давление циркуляции;
= />' ^ |
= 3,0 — = 3,6МПа. |
Р„ |
1,25 |
|
Стандартные методы ликвидации ГНВП |
|
(Normal methods of elimination gas-oil-water-show) |
|
Применение стандартных методов ликвидации |
ГНВП основано на традиционной схеме циркуляции раствора в скважине прямой промывкой с постоянной производитель ностью насосов, при этом давление на проявляющий пласт ре гулируется путем изменения давления на устье в трубном про странстве с помощью дросселя, установленного в затрубном пространстве.
Стандартные методы ликвидации ГНВП включают типовые технологические операции по безопасному удалению пластово го флюида из скважины и заполнению скважины жидкостью глушения или утяжеленным буровым раствором, при проведе нии которых предусматриваются все меры, чтобы не допустить или снизить возможность возникновения дополнительных ос ложнений в скважине.
Давление на проявляющий пласт во время циркуляции должно регулироваться так, чтобы оно оставалось постоянным и несколько превышало пластовое давление с целью исключе ния дополнительного притока флюида из пласта. В то же вре мя давление, создаваемое в любом сечении ствола скважины, не должно превышать максимально допустимого значения для данного интервала с точки зрения возникновения гидроразры ва пласта и поглощения, заколонных перетоков или разруше ния устьевого оборудования.
Стандартные методы ликвидации ГНВП могут быть исполь зованы при соблюдении следующих условий.
1. Объем поступившего в скважину флюида не превышает предельного для данной скважины значения;
V< V432
2.Бурильный инструмент находится в скважине на глубине, достаточной для создания противодавления на пласт при про мывке (долото у забоя или кровли проявляющего пласта).
3.Технически сохраняется возможность осуществлять про мывку скважины через штуцер.
4.Персонал буровой бригады имеет соответствующий до пуск на проведение данного вида работ.
Согласно «Инструкции по предупреждению и ликвидации
42' |
659 |
ГНВП при строительстве и ремонте скважин» нормативно до пускаются к использованию следующие стандартные методы:
—«метод бурильщика»;
—«метод ожидания и утяжеления»;
—«упрощенный метод», который по сути является комби нацией первых двух.
Метод бурильщика
Характерной особенностью метода бурильщи ка является разделение технологических операций по ликви дации ГНВП на две стадии: стадию вымыва флюида и стадию глушения.
Основное содержание метода бурильщика и последователь ность выполнения операций важны для изучения и понима ния, так как этот метод является основным методом управле ния скважиной и имеет наибольшее распространение. Метод бурильщика позволяет избежать сложных вычислений и ис пользовать реальные данные давлений в скважине в процес се ликвидации ГНВП.
Технология управления скважиной при ГНВП методом бу рильщика предусматривает два цикла промывки. В течение первого цикла, когда циркуляцию в скважине восстанавлива ют сразу же после герметизации устья и периода стабилизации давлений, пластовый флюид вымывается из скважины буровым раствором исходной плотности — стадия вымыва. По оконча нии вымыва флюида циркуляцию останавливают, закрывают скважину и приступают к приготовлению утяжеленного раст вора расчетной плотности р„ в запасных емкостях в необходи мом объеме V = 1,2■Vcm.
Втечение второго цикла восстанавливают циркуляцию утя желенным раствором и замещают в скважине буровой раствор, использовавшийся в первом цикле, на утяжеленный буровой раствор расчетной плотности р„. Это —стадия глушения.
Впроцессе вымыва флюида плотность бурового раствора не изменяется, бурильная колонна и затрубное пространство скважины заполняются буровым раствором начальной плот ности р„. Следовательно, не изменяется гидростатическое дав ление столба бурового раствора в трубном пространстве, тогда
овеличине забойного давления можно точно судить по давле нию в бурильных трубах. Такая ситуация в скважине сохра няется до тех пор, пока плотность бурового раствора в буриль ных трубах не изменится.
Необходимое давление в бурильных трубах, обеспечиваю щее превышение забойного давления над пластовым, устанав ливается эмпирическим путем одновременно с восстановлени ем циркуляции в следующем порядке.
660