Методы ликвидации газонефтепроявлений

Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию.

Рисунок 4.2 — Типовая диаграмма испытания горной породы на прочность методом опрессовки:

1- давление нагнетания; 2- статическое давление.

Аначало поглощения бурового раствора; Вгидроразрыв пласта;

ВСраспространение трещин в породе; СDпадение давления после прекращения закачки находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, 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, незнакомый с особо сложными операциями по управлению 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.
• * Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.
• * Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл — вымыв газовой пачки, второй циклнепосредственно глушение скважины.

Необходимые расчеты для реализации методов ликвидации ГНВП при составлении иста глушения скважины (Приложение 1).

• 1 Расчет веса бурового раствора для глушения скважины производиться по формуле
• 2 Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства, количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до поверхности»

Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле.

Vк.п.= [р (Dc2-Dн.к.2)/4]ЧL.

где Dc — диаметр скважины, мм;

Dн.к. — наружный диметр колонны, мм.

Число ходов насоса рассчитывают по формуле.

N=V/Q.

где Q — подача насоса, л/с.

Время прокачивания раствора по формуле.

T=N/n.

где n — число ходов насоса в минуту.

3 Расчет ожидаемого начального давления циркуляции (ICP).

Величину ICP необходимо для оценки величины давления в циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется по формуле.

Pн=Pпр+Pиз.т 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 гидростатического давления в бурильной колонне. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.

Pк= PпрЧ (сгл/ спр).

5. Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне в сравнении с количеством ходов поршня насоса.

После определения начального и конечного давления необходима 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.

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

Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной линии.

Таблица 1 — Гидравлические сопротивления при циркуляции.

• 2. После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения. При увеличении механической скорости в 2 и более раза прекратить углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.
• 3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной 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. 4.3.

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 (участок 0−1). При этом давление 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. 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 = Р и (бт) + S.

• 11. После удаления флюида из скважины записать установившееся давление (Р кп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует III зоне на графике глушения (рисунок 4.3).
• 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.

Рисунок 4.3 — Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0 — 4) и кольцевом пространстве (а — е) при глушении скважины двухстадийным способом (способ Бурильщика).

I — газовая пачка поднялась к устью; II — удаление пачки газа из скважины; III — период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкость глушения; IVзаполнение бурильных труб жидкостью глушения; V — заполнение кольцевого пространства жидкостью глушениябурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2−3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены утяжеленным раствором (Р кон. = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

• 13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.
• 14. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового раствора плотностью сгл. 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.