технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на «0».

м3

Рис. 11.16. Рабочий бланк данных объемного метода глушения скважин

229

38

Рис. 11.17. Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве при глушении

скважины способом ожидания и утяжеления: I – время приготовления утяжеленного бурового раствора; II – заполнение бурильных труб жидкостью глушения; III –IV – заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения и вымывание газа из скважины

9.Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствии с построенным графиком.

10.Продолжить циркуляцию бурового раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III, IV) при постоянных значениях производительности насосов и плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором.

11.После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы, поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным, и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри(кп) = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

Метод непрерывного глушения скважин

При этом способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при непрерывном утяжелении бурового раствора, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для ликвидации притока из пласта.

230

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Обычно проявление ликвидируют в течение нескольких циклов циркуляции. Однако не исключается возможность глушения за один цикл, если при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового раствора. Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями, причем прекращение на каждом цикле определяется возможностью оборудования.

Давление в бурильных трубах регулируется в соответствии с графиком его изменения, строящимся так же, как и при использовании метода ожидания и утяжеления.

Преимущества этого способа – отсутствие периода простоя скважины под давлением, низкие давления в обсадной колонне при глушении.

Недостаток способа – сложность процесса регулирования давления в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора во время циркуляции.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 11.18.

Рис. 11.18. Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом непрерывного глушения скважины: I – заполнение бурильных труб жидкостью глушения; II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины жидкостью глушения

Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать плотность раствора.

40

231

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Порядок выполнения работы

1.Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления ( Рпрок) в циркуляционной системе (давление прокачивания) при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче 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 проявления. 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.

7. 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). После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на «0».

8. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора в бурильные трубы строят график снижения давления нагнетания от значения Рн до значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.

9. После заполнения бурильных труб утяжеленным раствором продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора

ρк до полного удаления газа из скважины (участок II, III).

10. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы, поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным, и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри(кп) = 0). Если перетока

41

232

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

Объемный метод глушения скважины

Если поступивший в скважину газ нельзя вытеснить путем циркуляции (например, бурильная колонна находится у поверхности или извлечена из скважины, или забиты насадки долота), необходимо дать возможность газу выйти на поверхность. Это достигается открыванием задвижки регулируемого штуцера, с тем чтобы выпустить некоторое количество раствора, что приведет к расширению газа. Для применения объемного метода необходимо, чтобы MAASP (максимально допустимое давление в затрубном пространстве при закрытом устье) превышало реальное давление в обсадной колонне. В то же время при выходе газа на поверхность MAASP не должно превышать давление разрыва обсадной колонны или рабочее давление превенторов.

Объемный метод можно разбить на три этапа:

•миграция газа к поверхности при контролируемом расширении;

•вытеснение газа раствором;

•возобновление циркуляции.

Первый этап. В случае проявления, когда устье уже герметизировано, пластовый флюид будет иметь некоторый объем, высоту и давление.

Флюиду предоставляется возможность двигаться без расширения до тех пор, пока давление в верхней части не увеличится на величину S, равную 1 МПа, считающуюся запасом на противодавление. Далее позволяем увеличиваться Ри(бк) на 1 МПа. Это значение принимается с запасом рабочего давления на противодавление. Затем вычисляется количество раствора, которое следует выпустить через штуцер, чтобы уменьшить давление в скважине.

Контролируя давление, выпускают часть раствора через штуцер в мерник. Объем выпускаемого раствора должен соответствовать расчетной высоте Hv. Этот объем рассчитывается по уравнению Vp = Hv × (πD2/4) (объем с учетом бурильного инструмента или без него).

На этом этапе очень важно строго контролировать объем выпускаемого раствора, регулируя отверстие штуцера, чтобы поддерживалось постоянное значение Ри(бк) + S.

Как только расчетный объем раствора выпущен, необходимо закрыть штуцер. Повторять операцию до тех пор, пока газ не окажется у поверхности. На данном этапе газ не следует выпускать, необходимо помнить, что в этот момент надо быстро закрыть штуцер. В этот момент Pи(бк) достигает максимального значения.

42

233

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Порядок расчетов до момента подъема газа до устья при заполне-

нии бланка объемного метода глушения (рис. 11.16):

•выбрать диапазон рабочего давления Рр.д и величину безопасного предела Рп (от 0,1 до 1 МПа);

•найти величину гидростатического давления на один метр кольцевого пространства по формуле Рр.м = ρрg/[π(Dc2 – Dн.к2)/4];

•найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле Hv = Pр.д/ Рр.м;

•дать возможность увеличиться давлению в кольцевом пространстве на величину Рп+ Рр.д без выпуска раствора из скважины;

•приоткрыть штуцер и выпустить расчетный объем раствора: Рцикл1 =

Ри(бт) + Рп + Рр.д .

•Второй этап вытеснения газа раствором. Начать закачивание в скважину того же раствора, который использовался при начале проявления

(ρн). Нагнетание вести очень медленно через линию для глушения скважины. Pи(бк) начинает повышаться. Дать ему возможность достичь значения MAASP, не учитывая запас на противодавление. В этот момент надо выключить насос.

Рассчитать, на сколько может уменьшится Pи(бк) , чтобы это снижение компенсировалось гидростатическим давлением столба закачанного рас-

твора. Допустим, что был закачан объем Vp. Преобразуем Vp в Hv (высота гидростатического столба):

Н v = Vp /(πD2/4), ∆Р = 9,81 ρн Hv

Медленно выпускать газ до тех пор, пока Pи(бк) не достигнет значения конечноговыпускаетсяPи.(бк) – ∆PI. На этом этапе стравливают газ, раствор при этом не Продолжается до полного вытеснения газа. Во время нагнетания не должно быть превышено значение MAASP. He должно также чрезмерно снижаться Pи(бк). В конце этого этапа скважина заполнена раствором и на-

ходится под контролем, но не заглушена.

Третий этап: возобновление циркуляции, спуск колонны под давле-

нием. Для того чтобы заменить первоначальный раствор раствором для глушения скважины, необходимо в скважину спустить инструмент. Так как скважина находится под давлением, спуск проводится под давлением.

Предупреждение ГНВП при спуско-подъемных операциях

При бурении промывочная жидкость за счет своей плотности должна создавать в состоянии статики противодавление на пласт. При циркуляции противодавление увеличивается еще на величину гидравлических потерь в затрубном пространстве. При подъеме трубной колонны максимально допустимое снижение уровня промывочной жидкости в скважине рассчитывается в каждом конкретном случае из условия недопущения падения дав-

43

234

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ления в скважине ниже пластового и, соответственно, определяется максимально допустимая длина поднимаемых труб без долива. Максимальное количество свечей бурильных, утяжеленных и насосно-компрессорных труб, поднимаемых без долива, указывается в геолого-технологическом наряде (ГТН) и в плане работ по испытанию скважины. Если на практике конструкция скважины, компоновка бурильной колонны или плотность промывочной жидкости отличаются от проектных данных, максимально допустимое количество свечей, поднимаемых без долива, пересчитывается буровым мастером по формуле

где Lмах – максимально допустимая длина труб, поднимаемых из скважины без долива, м;

Рпл – пластовое давление на глубине L (по вертикали), МПа; рж – плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3;

Vс – внутренний объем приустьевой части обсадной колонны, м3 /100 м; Vм – усредненный объем металла извлекаемых из скважины труб (с учетом замковых соединений), м3/100 м.

Как видно из приведенной формулы, снижение уровня жидкости в скважине зависит не только от количества свечей (длины) поднятых труб, но и от их диаметра и толщины стенки, т.е. от их веса. При наличии нескольких вскрытых пластов с различными градиентами пластового давления допустимое понижение уровня рассчитывают для каждого пласта и принимают наименьшее значение.

Долив скважины на практике производится периодически через каждое ранее определенное количество поднятых свечей. Доливать можно буровыми насосами, но такой метод нежелателен из-за возможных грубых ошибок определения дополнительно закачанного объема. Наиболее точным является долив скважины из отдельной доливной емкости объемом

1,5–5,0 м3.

При наличии в открытой части разреза нескольких газовых горизонтов с градиентом пластового давления 0,013 МПа/м и более, во время спуска бурильных труб необходимо проводить промежуточные промывки независимо от наличия или отсутствия разгазированных пачек раствора по стволу скважины. Продолжительность и частоту промежуточных промывок определяет технологическая служба предприятия по каждой скважине.

При превышении допустимой скорости спуска возможно поглощение промывочной жидкости за счет эффекта поршневания, т.е. возникновения области повышенного давления под долотом. Это может привести к снижению уровня в затрубном пространстве и противодавления на пласт.

44

235

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В случае использования промывочной жидкости с увеличенными вязкостью и статическим напряжением сдвига, а также утяжеленных бурильных труб (УБТ) или турбобура увеличенного диаметра скорость спуска необходимо уменьшить. Осыпание стенок скважины, наличие в шламе крупнооскольчатых кусочков породы говорит о том, что скорости спуска и подъема близки к критическим значениям, их надо уменьшать. Технологическая служба предприятия обязана пересчитать эти величины и довести до сведения буровой бригады.

Современная технология предусматривает бурение скважины, как правило, при Рзб > Рпл. Однако это соотношение зачастую нарушается по ряду причин: вскрытие пласта с более высоким, чем ожидалось, пластовым давлением; падение Рзб ниже проектного из-за нарушения технологии бурения; нестабильность свойств используемых буровых растворов; фильтрационный и контракционный эффекты; снижение уровня бурового раствора, вызванное его поглощением; поломка обратного клапана. Следовательно, при проводке скважин всегда существует потенциальная опасность ГНВП. Проявления, обнаруженные заблаговременно, могут быть быстро ликвидированы. Трудоемкость работ но ликвидации ГНВП зависит в основном от количества поступивших в скважину пластовых флюидов и по мере его увеличения возрастает.

ГНВП при спуске колонны труб обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижной части бурового раствора в связи с понижением гидродинамического давления при торможении колонны труб.

Условие, при котором возникает проявление при спуске труб, может быть выражено формулой

Рпл = Рг – Рст – Рдс

где Рдс – гидродинамическое давление (отрицательная составляющая), обусловленное торможением при спуске колонны труб.

Значение Рст по мере спуска труб уменьшается.

Измерения значений гидродинамического давления при спуске бурильной колонны показали, что общее давление в скважине может изменяться как в сторону увеличения, так и в сторону снижения. Анализ результатов исследований показал, что снижение давления не превышает 5 % значения гидростатического давления, рассчитанного на глубине погружения труб. При спуске труб со скоростью 1,0–3,0 м/с гидродинамическое давление (отрицательная составляющая) следует определять по формуле

где рг – гидростатическое давление на глубине погружения бурильной колонии.

При спуске труб со скоростью менее 1 м/с Рдс = 0,01 рг.

45

236

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При отсутствии циркуляции ГНВП обусловлены нестабильностью бурового раствора, в связи с чем условия их возникновения можно выразить формулой

Снижение гидростатического давления столба бурового раствора, находящегося в покое, обусловлено нестабильностью свойств раствора в сочетании с фильтрационными и контракционными явлениями. По мере роста статического напряжения сдвига темп падения и значение забойного давления снижаются. По результатам экспериментальных исследований предложена следующая формула для определения снижения давления в случае, когда Ө < 200 дПа за 1 мин, для периода покоя – до 10 ч:

где Нп – высота столба бурового раствора, остающегося в покое.

Для случая Ө > 500 дПа за 1 мин снижение давления столба бурового раствора не происходит. Для уточнения предложенных зависимостей необходимо проводить дополнительные экспериментальные исследования.

Количество поступающего из пласта флюида в единицу времени в начальный момент проявления должно быть оценено и для случая, когда осуществляется промывка скважины после остановки.

Поступивший в скважину пластовый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки с теми же параметрами, что и при работе скважины. Следовательно, интенсивность ГНВП зависит от депрессии на пласт, проницаемости и толщины вскрытой части проявляющих пластов, а также от вида флюида.

При малых объемах флюида, поступающего в скважину, например газа, вследствие низкой проницаемости коллектора, забойное давление возрастает до тех пор, пока структурированный раствор будет выдерживать воздействие возникающего избыточного давления. Поступление газа в скважину может прекратиться, если забойное давление станет равным пластовому или превысит его. В этом случае поступивший в скважину пластовый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки.

Если поступление флюида (чаще всего газа) в скважину при отсутствии циркуляции обнаруживается только при промывке, после спуска бурильной колонны, во время выхода с забоя газированной пачки, то подобное проявление чаще всего не требует повышения плотности бурового раствора.

Поступление пластового флюида в скважину при бурении, приводящее к повышению уровня бурового раствора в приемных емкостях, следует считать явлением опасным и требующим увеличения плотности раствора.

46

237

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

11.7. Гидравлические системы управления противовыбросовым оборудованием (превенторами)

Всё противовыбросовое устьевое оборудование оснащено гидравлическими системами управления и функционирует по принципу гидравлического домкрата двойного действия. В частности, каждый превентор требует отдельного управления открытием и закрытием. Их работа определяется наличием запаса жидкости, находящейся под давлением, которая в любой момент обеспечивает закрытие или открытие превенторов.

Для этого следует учитывать:

•необходимый объем жидкости для реализации ряда функций превенторов в случае срочной необходимости;

•необходимое давление для обеспечения надежной герметичности;

•необходимое время для закрытия превенторов;

необходимо знать:

•состав комплекса превенторов;

•последовательность операций по управлению превенторами;

•требуемый объем рабочей жидкости Vт;

•общий объем баллонов Vз;

•количество баллонов;

•объем емкости атмосферного резервуара;

•производительность каждого насоса.

Втаблице 11.3 представлены требуемые характеристики для закрытия/открытия превенторов различных конструкций и модификаций и примерная их компоновка.

Таблица 11.3 Сведения о рабочих характеристиках превенторов

Последовательность работы превенторов: закрытие; открытие полной сборки (насосы остановлены); закрытие.

Требования к оборудованию и процессу управления противовыбросовым оборудованием:

–Гидромеханическая задвижка на дроссельной линии задействована

вкаждом случае. Объем для ее закрытия или открытия равен 0,0038 м3 (1 галлон). Стандарт АНИ рекомендует не снижать давление ниже 8,5 МПа

47

238