книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

Задача № 10.

Скважиной диаметром DCKU вскрыт продуктивный газовый горизонт на глубине Нскв. В процессе подъема бурильного инс­ трумента в башмак обсадной колонны обнаружено ГНВГТ.

Требуется определить следующие параметры для управле­ ния скважиной объемным методом :

—максимально допустимое давление на устье скважины,

МПа;

—высоту поступившей в скважину газовой пачки, м;

—пластовое давление, МПа;

—соотношение AP/AV для каждого сечения скважины; —объемы стравливаемого раствора при повышении давле­

ния на устье на величину рабочей ступени АРу = 1,0МПа в зави­ симости от интервала нахождения газовой пачки, м3;

—давление на устье Ру„ при котором через дроссель страв­

681

ливается первый объем раствора AV, если принят дополнитель­ ный запас противодавления АР = 1,0 МПа;

— высоту подъема газовой пачки без расширения, м; —скорость миграции газа в скважине, если давление на ус­

тье увеличилось до значения Ру, за время t = 30 минут, м/час;

— увеличение длины газовой пачки за время стравлива­ ния раствора, м.

1.Максимально допустимое давление на устье скважины

—при движении газовой пачки ниже башмака обсадной колонны:

■н. :.-0,00981-рИ-Нок =

=0,018 1500-0,00981 1,3-1500 = 7,87 МПа,

—при движении газовой пачки в обсадной колонне, ес­ ли по условию задачи давление опрессовки обсадной колон-

ны Ртр = 18,5 МПа при плотности опрессовочной жидкости: P«* = Ur/cM3:

[ЛмJ = °-8fjD„„;,(P„ - Р„„„)'£■ И ол ] =

=0,8 [18,5-(1,3-1,1)-0,00981-1500] = 0,8-[18,5-2,9] = 12,48 МПа.

2.Высота поступившей в скважину газовой пачки:

Fa 0,785 ■/);„ 0,785-0,216" 0,0366

682

3. Пластовое давление:

Р.„ = Р„ ■ £ - ( # « . - А*) + Р „ , =

=0,00981-1,3-(2500-55)+ 2,5 - 31,2 +2,5 = 33,7 МПа.

4.Соотношение ДР/AF в зависимости от фактической глу­ бины спуска бурильной колонны:

—открытый ствол скважины с площадью поперечного се­ чения F,,:

АР _ Р« g'Afr _ 0,00981 -Pw _ 0,00981 1,3

—открытый ствол x УБТ с площадью поперечного сечения F,:

5. Объемы стравливаемого раствора при каждом повышении давления на устье на величину рабочей ступени APV= 1,0МПа:

— если газовая пачка движется в интервале открытого ствола:

AV

—если газовая пачка движется в интервале открытый ствол х УБТ:

IAV

—если газовая пачка движется в интервале обсадная ко­ лонна х УБТ:

AV

683

— если газовая пачка движется в интервале обсадная ко­ лонна х бурильные трубы:

AV

6.Давление на устье Ру1. при котором стравливается первый

объем раствора А Vчерез дроссель в мерную емкость:

что соответствует положению «головы» газовой пачки на высоте 212 м от забоя скважины (55 м + 157 м) или на глуби­ не 2288 м.

Следовательно, газовая пачка в этот момент находится ниже долота, поэтому при достижении давления на устье скважины Ру1= 4,5 МПа, необходимо приступить к стравливанию раство­ ра через дроссель в объеме V, =2,9м3 при постоянном давле­ нии на дросселе, равном />, = 4,5 МПа-

При каждом последующем увеличении давления на устье на величину рабочей ступени АРу= 1,0МПарасчетная высота подъ­ ема газовой пачки без расширения составляет примерно 79 м.

По условию задачи, секция УБТ находится в обсадной ко­ лонне в интервале 1500—1450 м. Так как длина участка 50 м, а высота подъема пачки, соответствующая выбранной величине рабочей ступени, —79 м, поэтому данный интервал —УБТ х об­ садная колонна —можно не учитывать.

9. Увеличение длины газовой пачки за счет стравливания раствора через дроссель в объеме V,= 2,9 м3:

2,9 = 79м.

0,0366

Определив время, за которое объем раствора в мерной ем­ кости составит расчетное значение 2,9 м3, например, 25 мин., находим текущее местоположение газовой пачки в скважине:

684

— верхняя граница — «голова» газовой пачки:

то есть на высоте 422 м от забоя скважины или на глуби­ не 2078 м;

—нижняя граница — «подошва» газовой пачки:

то есть на высоте 288 м от забоя скважины или на глуби­ не 2212 м.

При последующем увеличении давления на устье на величину рабочей ступени AД, = 1,0 МПа, что будет соответствовать значению АРу2 = 5,5 МПа, «голова» газовой пачки по расчету будет находиться на высоте 501 м (422 м + 79 м) от забоя или на глубине 1999 м.

Следовательно, газовая пачка находится ниже долота, по­ этому при достижении давления на устье скважины АРу2 = = 5.5МПа, необходимо приступить к стравливанию раствора че­ рез дроссель в объеме Vx= 2,9 м3 при постоянном давлении на дросселе, равном ЛРу2 = 5,5МПа.

7.4. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

ИИСПРАВИТЕЛЬНОЕ ТАМПОНИРОВАНИЕ ПРИ БУРЕНИИ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

(Cement plug placement and remedial cementing while drilling and completion)

Основным методом ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства является там­ понирование поддавлением. Этот и другие методы РИР включают вспомогательные операции по установке разделительных тампо­ нажных мостов, наращиванию цементного стакана, насыпке пес­ чаных пробок, намыву наполнителей. Тампонажные материалы и технологические схемы проведения тампонажных работ следу­ ет выбирать в зависимости от целей РИР, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне скважины.

Способ тампонирования под давлением необходимо пла­ нировать в зависимости от положения динамического уровня жидкости в колонне при проверке скважины на заполнение и расчетной продолжительности операции Т, которая должна со­ ставлять не более 75% от срока загустевания Т2, используемой тампонирующей смеси:

Т = 0,75-Г2.

685

При тампонировании под давлением в зависимости от уеловий необходимо провести дополнительные работы и расчеты.

7.4.1. РАСЧЕТЫ ПРИ ПРОВЕРКЕ СКВАЖИНЫ НА ПРИЕМИСТОСТЬ

(C a lc u la tio n o f w e ll in s p e c tio n to in ta k e c a p a c ity

o f w e ll)

В зависимости от положения динамического уровня в колонне при проверке скважины на заполнение уста­ навливается перечень допускаемых способов тампонирования под давлением (табл. 7.16). В заполняющихся скважинах ука­ занный перечень уточняется по результатам проверки скважи­ ны на приемистость, наличию или отсутствию обратной отда­ чи пластом части закачанной жидкости,

Количество жидкости, отдаваемое пластом, определяется следующим образом. Перед проверкой на приемистость сква­ жину следует промыть в течение не менее одного цикла цир­ куляции до выравнивания плотностей жидкости в трубах и затрубном пространствах.

Т а б л и ц а 7.16

Выбор способа тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана

Результат проверки на приемистость скваж ины

После прекращения нагнетания жидкости для проверки скважины на приемистость скважину оставляют в покое на 10—

686

15 мин. и фиксируют установившееся в колонне давление ру. За­ тем открывают выкид из затрубного пространства и замеряют объем вытекающей жидкости V*. По номограмме на рис. 7.23 определяют объем вытекающей жидкости Vy, обусловлен­ ный упругими деформациями обсадной колонны, и заполняю­ щей ее промывочной жидкости под действием давления ру.

Рис. 7.23. Номограмма для определения объема утечки жидкости из колонны (диаметр D, глубина Н) VT за 30 мин. (или соответствующего расхода q, обус­ ловленного упругими деформациями обсадных труб и жидкости при снижении давления в скважине на величину pv).

Количество жидкости, отдаваемое пластом:

Vг on = Vг ж - Vг у.

В скважинах, где наблюдается отдача пласта, способ там­ понирования должен обеспечить ОЗЦ под избыточным давле­ нием без промежуточной разгрузки колонны от давления для

687

подъема части НКТ в безопасную зону. Эти же способы следу­ ет применять в незаполняющихся скважинах, а также в запол­ няющихся скважинах, где отдача пласта отсутствует, в случаях, когда условия требуют формирования изоляционных экранов под избыточным давлением при ОЗЦ — например, при ремон­ те колонн в зоне слабосцементированных пород, ликвидации межпластовых перетоков в неперфорированных интервалах колонны и др. Следует отметить, что ОЗЦ под давлением до­ пускается и при других способах тампонирования, однако в связи с промежуточными разгрузками колонны от избыточно­ го давления и разрывом процесса во времени эффективность этого технологического приема несколько ниже.

7.4.2. ТАМПОНИРОВАНИЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ

Тампонирование под давлением через обсадную колонну

Способ применяется при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн и наращивании цементного кольца за ними, а также при тампонировании каналов межпластовых перетоков между непродуктивными горизонтами, когда усло­ вия проведения РИР не допускают разгрузки колонны от избы­ точного давления после задавливания тампонирующей смеси. Использование этого способа допускается как в заполняющих­ ся, так и в незаполняющихся скважинах.

Сначала приготавливают тампонирующую смесь и закачи­ вают ее в обсадную колонну. Необходимость применения раз­ делительных пробок и пачек буферных жидкостей устанавли­ вается в зависимости от характера взаимодействия бурового раствора и используемой тампонирующей смеси. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости.

Тампонирующую смесь задавливают в изолируемую зону при давлении, не превышающем значения, регламентирован­ ного для опрессовки колонны.

Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под достигну­ тым или предварительно плавно сниженном давлении (не бо­ лее 0,5 МПа/мин.) до планируемой величины.

Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну

Способ применяется для ускорения процесса доставки тампонирующей смеси к изолируемой зоне в сква­

688

жинах, заполняющихся буровым раствором при проверке на приемистость.

Нижний конец НКТ устанавливают над зоной ввода (отвер­ стия в колонне) на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонирующей смеси. Закачивая буровой раствор в НКТ, сле­ дует восстановить циркуляцию.

При открытом выкиде из затрубного пространства закачи­ вают и продавливают тампонирующую смесь в скважину. Пос­ ле достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ выкид из затрубного пространства закрывают и продолжают продавливание до выхода всей смеси из труб.

При обратной промывке производят контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь залавливают в пласт до достижения требуемого давления.

Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под давле­ нием.

Тампонирование под давлением через НКТ, установленные над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну

Данный способ используют:

—при изоляции чуждых пластовых флюидов и подошвен­ ных вод для ограничения закачки бурового раствора в продук­ тивную зону;

—при изоляции сквозных дефектов обсадных колонн для ускорения доставки быстросхватывающихся тампонирующих смесей к изолируемой зоне.

Применять способ для изоляции чуждых пластовых флюи­ дов и подошвенных вод допускается как в заполняющихся, так

ив незаполняющихся скважинах при использовании тампо­ нирующих составов на основе минеральных вяжущих, поли­ мерных тампонажных материалов (ПТМ) с инертными или ак­ тивными наполнителями. Использовать фильтрующиеся ПТМ

без наполнителей в незаполняющихся скважинах при данном способе не рекомендуется. Быстросхватывающиеся тампони­ рующиеся смеси применяют только в заполняющихся сква­ жинах.

Нижний конец НКТ устанавливают на 10—15 м выше зо­ ны ввода, закачивают буровой раствор в НКТ, восстанавлива­ ют циркуляцию.

При открытом выкиде из затрубного пространства тампони­ рующую смесь закачивают и продавливают в скважину. Пос­ ле достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ

выкид из затрубного пространства перекрывают и смесь задавливают в пласт.

Излишки смеси вымывают из скважины обратной промыв­ кой с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.

НКТ приподнимают на 100—150 м для гарантии отсутствия прихвата. Скважину оставляют на ОЗЦ под запланированным давлением.

Если при работах скважина не заполняется, то перед там­ понированием под давлением необходимо установить глубину статического уровня жидкости в колонне для расчета парамет­ ров операции.

При открытом затрубном пространстве необходимо зака­ чать в НКТ:

—тампонирующую смесь;

— продавочную жидкость в количестве, равном внутрен­ нему объему НКТ.

Если циркуляция не восстановилась, то приступают к за­ качке бурового раствора в затрубное пространство.

В затрубное пространство при открытом трубном закачи­ вают буровой раствор в количестве:

V=V -V

т3 т к.у тт>

где VKy — объем обсадной колонны от устья скважины до статического уровня; V.,. — объем НКТ.

Если восстановления циркуляции не произошло, то следу­ ет прокачать в НКТ и затрубное пространство одновременно контрольное количество бурового раствора, равное удвоенному внутреннему объему участка колонны от нижнего конца НКТ до нижней границы зоны ввода, а затем поднять трубы над зо­ ной ввода на расстояние, вмещающее объем тампонирующей смеси. После ОЗЦ операцию следует повторить.

Если циркуляция восстановилась, то оставшуюся в затруб­ ном пространстве и НКТ тампонирующую смесь следует за­ давить в пласт.

Тампонирование под давлением через НКТ, установленные под зоной ввода тампонирующей смеси за колонну

Этот способ применяется в следующих случаях: —при изоляции нижних и подошвенных вод, когда планиру­

ется нарастить цементный стакан над искусственным забоем;

—при изоляции иижних и подошвенных вод, когда протя­ женность интервала перфорации составляет более 10 м;

690