Закачка в скважину бурового раствора с необходимой для глушения плотностью

После увеличения плотности бурового раствора в приемных емкостях до необходимого значения — с_к циркуляция в скважине возобновляется.

При закачке утяжеленного бурового раствора в бурильные трубы гидростатическое давление столба в трубном пространстве постоянно увеличивается, в то время как плотность бурового раствора в затрубном пространстве постоянна, что обусловливает необходимость поддерживать постоянное давление на дросселе. Тогда, при постоянном давлении на дросселе, можно обеспечить постоянство давления на забое скважины.

Технологическая операция по восстановлению циркуляции носит такой же характер, что и в первом цикле циркуляции, за исключением величины давления на дросселе, значение которого должно превышать на 0,5 + 1,0 МПа давление в закрытой скважине после вымыва флюида:

МПа.

Давление на дросселе сохраняется постоянным до тех пор, пока бурильная колонна не заполнится утяжеленным буровым раствором. При этом давление циркуляции в бурильных трубах снижается.

С выходом утяжеленного раствора в затрубное пространство положение меняется. Теперь раствор постоянной плотности находится уже в бурильной колонне, и, следовательно, целесообразно вести контроль и поддерживать постоянное давление в бурильных трубах.

Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, регистрируют установившееся при этом давление в бурильных трубах, которое является конечным давлением циркуляции. Зарегистрированное значение должно быть проверено на соответствие с расчетным значением:

.

После выхода утяжеленного раствора в затрубное пространство давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное конечное давление циркуляции сохранялось постоянным до полного заполнения скважины утяжеленным буровым раствором.

С выходом на устье утяжеленного раствора с плотностью с_к, циркуляция останавливается и скважина закрывается. В закрытой скважине давление в бурильных трубах и в затрубном пространстве должны быть равны нулю: (проверка окончания стадии глушения).

Если проверка скважины на избыточное давление показывает, что, спустя 10 — 30 мин, показания манометров не равны нулю, то необходимо возобновить циркуляцию. Причина может состоять в неоднородности бурового раствора по стволу скважины, либо в дополнительном притоке флюида в ствол скважины.

Примечание № 1. На практике почти невозможно заглушить скважину за один цикл циркуляции ввиду плохого вытеснения жидкости в затрубном пространстве. Это положение относится к любому методу ликвидации ГНВП.

Примечание № 2. Помните, что при открытии превенторов отдельные элементы обвязки устья скважины могут находиться под давлением.

Преимущества метода:

минимальное время простоя скважины без промывки;

простота применения;

не требуется проведения сложных расчетов и построения графиков;

после вымыва флюида значения давлений, используемые для расчета плотности бурового раствора, являются более точными;

возможность использования на буровых, не имеющих оборудования достаточной производительности для приготовления бурового раствора и при недостаточном запасе утяжелителя.

Недостатки метода:

продолжительность — требует как минимум два цикла циркуляции;

возникающие при ликвидации ГНВП максимальные давления в скважине выше, по сравнению с другими методами, следовательно — недопустимость применения на скважине, где возможно поглощение бурового раствора при низком давлении гидроразрыва.

Инженерно-аналитические расчеты для управления скважиной при ликвидации ГНВП .

Для инженерного обеспечения проведения процесса глушения скважины (анализ ситуации и контрольные значения) необходимо определить значение следующих режимно-технологических параметров:

максимально допустимое давление на устье скважины;

плотность поступившего в скважину пластового флюида;

пластовое давление;

плотность бурового раствора, которая необходима для проведения процесса;

начальное давление циркуляции;

конечное давление циркуляции.

Ниже приведены формулы для определения расчетных параметров и численные примеры расчетов.

1. Максимально допустимое давление на устье скважины.

Допустимое давление на устье скважины [Р_из.к ]_к не должно превышать 80% давления последней опрессовки обсадной колонны и устья скважины — Р_опр:

.

где Р_опр - давление последней опрессовки обсадной колонны, МПа.

Допустимое давление на устье скважины с точки зрения предотвращения гидроразрыва пород [Р_из.к ]_гр, не должно превышать допустимую прочность пород в наиболее слабом участке ствола скважины:

.

где Р_гр - давление гидроразрыва наиболее слабого пласта (определяется в техническом проекте или по данным испытания пласта на приемистость), МПа;

Н_сл.пл - глубина подошвы наиболее слабого пласта, м;

с_н — плотность бурового раствора в затрубном пространстве, г/см ³.

Максимально допустимым давлением на устье скважины — [Р_из.к ] является наименьшее из значений [Р_из.к ]_к и [Р_из.к ]_гр.

Условия расчета.

Глубина скважины 2725 м. Давление опрессовки 245 мм обсадной колонны, спущенной на глубину 750 м, равно 9 МПа.

Градиент давления гидроразрыва на глубине спуска башмака колонны (глубина залегания наименее прочных пород) равен 0,02 МПа/м. Плотность бурового раствора составляет 1,11 г/см ³.

Исходные данные:

Н_скв - 2725 м.

Н_ок (245 мм) — 750 м.

Р_опр - 9 МПа.

G_гр - 0,02МПа/м.

с_н — 1,11 г/см ³

Решение:

Давление гидроразрыва на глубине 750 м:

.

Максимально допустимое давление на устье скважины:

.

.

Принимаем —[Р_из.к ] = 6,8 МПа.

2. Оценка плотности поступившего в скважину пластовое флюида.

Плотность поступившего в скважину флюида определяется по следующей формуле:

.

здесь ,.

где с_н - плотность бурового раствора в скважине, г/см ³;

Р_из.т, Р_из.к - избыточные давления в трубном и затрубном пространстве, МПа;

h_ф - высота столба флюида в стволе скважины, м;

V_о - объем поступившего в скважину флюида, м ³;

F — площадь поперечного сечения ствола скважины в интервале расположения пачки флюида, м ².

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_из.т, — 2,2 МПа.

Р_из.к - 3,6 МПа.

с_н - 1110к г/см ³

V_о - 2,3 м ³

F — 0,0124 м ²

Решение:

Высота пачки флюида:

м.

Плотность флюида:

г/см ³.

Пластовое давление.

Фактическое пластовое давление проявляющего пласта рассчитывается по формуле:

.

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

с_н - плотность бурового раствора в скважине, г/см ³;

Н — глубина залегания пласта (по вертикали), м;

Р_из.т — избыточное давление в бурильных трубах, МПа.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_из.т, — 2,2 МПа.

Р_из.к - 3,6 МПа.

с_н - 1,11к г/см ³

Н — 750 м.

Решение:

Пластовое давление:

МПа.

Плотность бурового раствора, необходимая для глушения скважины.

Плотность бурового раствора для глушения скважины определяется по формуле:

.

где с_к — плотность бурового раствора для глушения скважины, г/см ³;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

?Р — величина превышения гидростатического давления над пластовым, МПа.

Величина превышения гидростатического давления над пластовым регламентируется в «Руководстве по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин» (СТО Газпром 2−3.2−193−2008) следующим образом:

Превышение плотности бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна быть не менее:

• 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
• 5% для интервалов от 1200 до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см ² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25 — 30 кгс/см ² (2,5 — 3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_пл — 29,67 МПа.

Р_из.т, — 2,2 МПа.

с_н - 1,11 г/см ³

Н — 2725 м.

Решение:

Плотность, необходимая для глушения скважины:

г/см ³.

Начальное давление циркуляции.

Начальное давление циркуляции определяется по следующей формуле:

МПа,.

здесь.

где Р_н - начальное давление циркуляции, МПа;

Р_гд - гидравлические сопротивления при выбранной для глушения подаче, МПа;

Р_гд - гидравлические сопротивления при бурении, МПа;

Q₁ - производительность насосов при бурении, л/с;

Q₂ - выбранная подача насоса для глушения, л/с.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р_гд — 15 МПа.

Q₁ -20 л/с; Q₂ — 10 л/с.

Р_из.т - 2,2 МПа Решение:

Гидравлические сопротивления при выбранной для глушения подаче:

МПа.

Начальное давление циркуляции:

МПа.

Конечное давление циркуляции.

Конечное давление циркуляции определяется по следующей формуле:

.

где с_к — конечная плотность бурового раствора для глушения скважины, г/см ³;

с_н — начальная плотность бурового раствора, г/см ³;

Р'_гд - гидравлические сопротивления при выбранной подаче насосов, МПа.

Условия расчета.

Исходные данные:

Р'_гс - 3,75 МПа; с_н — 1,11 г/см ³; с_к — 1,22 г/см ³.

Решение:

Конечное давление циркуляции:

МПа.