технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Вес бурового инструмента на крюке.

4.Параметры бурового раствора.

5.Рассчитывают давление проявляющего пласта:

H – глубина залегания проявляющего пласта.

Миграция газа в буровом растворе без расширения

Рис. 11.11. Характер изменения давлений в трубах и кольцевом пространстве после закрытия скважины при ГНВП

6.По расходомеру в приемной емкости определяют объем (V0) поступившего пластового флюида.

7.Определяют вид поступившего флюида визуально и по формуле

S– площадь кольцевого пространства скважины, м2,

ρн – плотность пластового флюида.

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

9. Определяют максимально допустимые давления при глушении

[Ри(кп) ]≤ Ргр − ρбпжgH *

где Ропр – давление опрессовки обсадных труб; Ргр – давление гидроразрыва наименее прочных горных пород;

H* – глубина залегания наименее прочных горных пород; ρбпж – плотность промывочной жидкости.

Оценка давления поглощения (гидроразрыва) горных пород

После разбуривания башмака обсадной колонны проводят работы по оценке давления поглощения горных пород с целью определения максимально допустимого увеличения плотности промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины.

Знание давления поглощения обязательно для успешной ликвидации НГВП или открытого фонтана. В тех случаях, когда давление нагнетания ограничивается предварительно установленным значением давления, подтверждается способность горной формации выдерживать заданное давление. Такая процедура носит название ограниченного испытания горных пород на прочность методом опрессовки. В прочных горных породах ограниченное испытание часто вполне достаточно для выполнения требований дальнейшей проводки скважины. В скважинах, подлежащих ликвидации, давление в целях накопления данных может доводиться до величины гидравлического разрыва.

Если предполагается встреча с горными породами малой прочности ниже башмака обсадной колонны, то рекомендуется проводить повторные испытания в открытом стволе скважины. Процедура проведения описана в разделе 11.1.

Способы ликвидации газонефтеводопроявлений

Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих факторов, включая квалификацию находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, противовыбросового оборудования (ПВО) и ствола скважины, а также от характера и интенсивности самого проявления. Существует несколько способов глушения скважин.

Метод бурильщика

Этот метод называется так потому, что им может пользоваться персонал, малознакомый с особо сложными операциями по управлению

220

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

•простота применения;

•возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной;

•отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере на начальном этапе.

Недостатки метода:

•значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны;

•повышенные значения давления как в скважине, так и в наземном оборудовании;

•продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл – вымыв газовой пачки, второй цикл – непосредственно глушение скважины (рис. 11.12).

Рис. 11.12. График глушения методом бурильщика

Для ликвидации ГНВП этим методом необходимо составить лист глушения (рис. 11.13), для чего предварительно произвести следующие действия:

1. Расчет веса бурового раствора для глушения скважины производиться по формуле

221

30

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 11.13. Лист глушения

222

31

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства, количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до поверхности».

Объем колонны рассчитывают по формуле

в циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется по формуле

где Рпр – давление насосов.

4. Расчет конечного давления в циркуляционной системе (FCP).

Во время замещения предыдущего бурового раствора на утяжеленный буровой раствор в бурильной колонне давление циркуляции на стояке необходимо понижать, принимая во внимание повышение в ней гидростатического давления. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.

223

32

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне

всравнении с количеством ходов поршня насоса.

После определения начального и конечного давления необходимо составить таблицу понижения давления циркуляции по отношению к числу ходов насоса и график глушения скважины. Это позволит без помех заглушить скважину и выявить любые возможные нарушения.

Порядок выполнения работы по ликвидации ГНВП методом бурильщика:

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления ( Рпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов. Для этого предлагается заполнить таблицу 11.2.

Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной линии.

Таблица 11.2 Гидравлические сопротивления при циркуляции (ΔРпрок)

2.После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения. При увеличении механической скорости в два и более раза прекратить углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3.Записать максимальные установившиеся значения давлений в бу-

рильной колонне – Ри(бт) и обсадной колонне – Ри(кп).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Определить плотность жидкости глушения.

7. Определить начальное и конечное давление циркуляции для удаления пластового флюида из скважины.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 11.14.

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным.

224

33

Рис. 11.14. Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0–4) и кольцевом пространстве (а–е) при глушении скважины двухстадийным способом (методом бурильщика): I – газовая пачка поднялась к устью; II – удаление пачки газа из скважины; III – период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкость глушения; IV – заполнение бурильных труб жидкостью глушения; V – заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения

После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5…1,0 МПа. Далее следует отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (участок 0–1). При этом давление в кольцевом пространстве будет расти (участок а–b).

9.Вести циркуляцию с поддержанием постоянной производительности насосов и постоянным давлением в нагнетательной линии до полного удаления флюида из скважины: это постоянство давления регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования (участок 1–2). Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса не меняется. Готовится жидкость глушения требуемой плотности в объеме, равном 1,2– 1,5 объема скважины.

10.Определить момент подхода газа к устью скважины (точка b). Открыть задвижку на штуцерной батарее для вывода пачки газа через дроссель на факельное устройство (участок b–с). Флюид считается удаленным, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным Pкп = Ри(бт) + S.

11.После удаления флюида из скважины записать установившееся

давление (Ркп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно остановить насосы, поддерживая дросселем давление в кольцевом пространст-

225

34

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует зоне III на графике глу-

шения (рис. 11.13).

12.Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой раствор в бурильные трубы при постоянном установившемся давлении в

кольцевом пространстве Ркп (участок с–d). Давление в бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2–3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены

утяжеленным раствором (Ркон = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

13.Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных тру-

бах (Ркон). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.

14.При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бу-

рового раствора плотностью ρгл необходимо остановить операцию по

глушению скважины плавным снижением числа ходов плунжера, поддерживая при этом давление в затрубном пространстве постоянным. После остановки насосов и закрытия дросселя давление в бурильных трубах и затрубном пространстве должно быть равно нулю.

15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов.

Метод ожидания и утяжеления

При применении метода ожидания и утяжеления управление скважиной осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап, и это – подача тяжелого бурового раствора (рис. 11.15).

При глушении скважины способом ожидания и утяжеления вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то, остановив насосы и закрыв скважину, немедленно его утяжеляют. Технологически способ ожидания и утяжеления сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине. Вследствие этого глушение

226

35

Рис. 11.15. График глушения методом ожидания и утяжеления

Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

•долото должно быть у забоя;

•не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

•максимально допустимое давление на устье в кольцевом пространстве (MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

•возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени. Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе). Таким образом, всегда должно быть в наличии некоторое количество тяжелого раствора; кроме того, вместимость системы перемешивания раствора и растворных емкостей должна быть достаточной для утяжеления раствора в процессе циркуляции.

Преимущества метода:

•по срокам реализации он короче, чем метод бурильщика;

•давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе бурильщика;

•давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

227

36

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Недостатки метода:

•требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции;

•требует решения проблемы-миграции газа за счет необходимости стравливания давления;

•отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора, что может способствовать большому избыточному давлению на устье при всплытии газовой пачки.

Порядок выполнения работы:

1.Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические

сопротивления ( Рпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подачи буровых насосов.

2.При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации дав-

ления.

3.Записать максимальные установившиеся значения давлений в бу-

рильной колонне – Ри(бт) и обсадной колонне – Ри(кп).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего на устье флюида.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15

минут (рис. 11.13, 11.16).

В рабочую карту сначала заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубину спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине. Строится график изменения давления в бурильной колонне при вымывании пачки газа.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на ри-

сунке 11.17.

7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом, равным 1,5 объема скважины (участок I).

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5…1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн).

228

37