Технологические особенности ликвидации гнвп

Технологические особенности ликвидации ГНВП.

Технологические особенности ликвидации ГНВП - раздел Геология, Преждевременное обнаружение газонефтеводопроявлений При Ликвидации Газопроявлений Лишнее Давление В Колонне Может Стать Выше .

При ликвидации газопроявлений лишнее давление в колонне может стать выше допустимого предела уже в процессе глушения скважины , тогда дроссель приоткрывают, давление в колонне понижается, но сразу происходит и нарушение равновесия в скважине - забойное давление становится ниже пластового. Флюид вновь поступает в скважину. Но потому что пик давления в колонне обычно краткосрочный, то через некое время создаются условия вновь прикрыть дроссель (2-ая стадия) и промывать скважину до последующего пика давления , который обычно бывает слабее, и т.д. до того времени, пока не станет вероятным управлять скважиной - сумма гидростатического давления столба утяжеленного бурового раствора, смешанного с пластовым флюидом, и лишнего давления в колонне не станут равными пластовому давлению. Способ ступенчатого глушения скважины на самом деле дела является способом подготовки скважины к глушению одним из методов способа “уравновешенного пластового давления”.

Вымыв пластового флюида буровым веществом исходной плотности производят сразу после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Р из.т + DР £ Р гп - rgh т.е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Но, даже если это условие не соблюдается, следует приступить к вымыву пластового флюида с малой производительностью.

Промывку создают при избранных подаче насосов и давлении в колонне бурильных труб.

Смотрят за тем, чтоб выходящий из скважины буровой раствор был стопроцентно дегазирован перед тем, как закачать его в бурильные трубы.

На рис. Один показана последовательность операции при глушении газопроявления в течение 2-ух циклов циркуляции , формулы по определению давлений на забое, в бурильной и обсадной колоннах.

Вымыв флюида утяжеленным буровым веществом в течение 1-го цикла циркуляции . Давление на забое можно поддерживают неизменным методом непрерывного снижения давления в колонне, бурильных труб от Р н до Р к . Потому что в критериях буровой это труднодостижимо, то практически давление снижают по шагам, поддерживая его неизменным в промежутках меж ними.

На рис. Два показаны разные стадии этого метода с указанием давления колонне бурильных и обсадных труб (подразумевается что пластовой флюид - газ, а промывку производят утяжеленным буровым веществом).

Утяжеление бурового раствора и вымыв флюида в течение нескольких циклов. При вымыве флюида в течение нескольких циклов рассчитывают нужные промежные давления циркуляции.

Повышение плотности раствора от r I до r два на любом цикле соответствует снижению давления DР I = Р нI - Р н2 и его определяют по формуле :

Строят график зависимости давления в колонне бурильных труб от плотности бурового раствора ( рис. Два ).

Зависимость давления на выкиде насоса от плотности бурового раствора.

В этом его недочет. Преимуществом данного способа установления Рн является отсутствие необходимости заблаговременно знать либо расчитывать гидравлические сопротивления.З а п о м н и т е! При двухстадийном методе глушения скважины изначальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается п о с т о я н н ы м при п о с т о я н н о й подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии- вымыва флюида.

Обнаружение притока пластового флюида по повышению содержания газа в буровом растворе в большинстве случаев свидетельствует о вскрытии пласта с низкой проницаемостью и высочайшим пластовым давлением. При этих критериях в случае герметизации скважины в маленький период времени разница меж пластовым и забойным давлением не стопроцентно передается на устье из-за вязкопластичных и вязкоупругих параметров буровых смесей. При слабеньких притоках глушение начинают методом промывки скважин с противодавлением в затрубном пространстве равным DР.Сразу с запуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтоб противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся неизменной подаче насоса (насосов). Это и есть изначальное давление глушения скважины Рн.На функцию по пуску насоса, установлению соответственного противодавления и регистрации давления в трубах должен расходоваться минимум времени - до 5мин.

· ,где Р из.к - лишнее давление в обсадном колонне во время промывок, при котором закончилось поступление пластового флюида в скважину, Мпа ;

· Р г.с.к. - гидравлическое сопротивление в затрубном пространствескважины, Мпа.

Допустимые давления в обсадной колонне при глушении ГНВП.

Давление на устье имеет два ограничения :

· рабочее давление блока превенторов и устьевого оборудования либо крепкость последней обсадной колонны ;

· давление гидроразрыва пласта ниже ботинка последней обсадной колонны.

Возможность гидроразрыва однородных пород наивысшая в более слабеньком участке, т.е. в высшей части необсаженного ствола скважины.

В процессе вымыва газового флюида буровым веществом исходной плотности при поддержании неизменного давления на забое давление у ботинка обсадной колонны либо на любом участке:

· а) растет пропорционально росту высоты столба газа в затрубном пространстве до того времени, пока газ не достигнет этого участка;

· б) снижается при прохождении газом этого участка;

· в) остается неизменным после того, как газ прошел этот участок.

Обозначенное относится и к обсадной колонне, в какой могут иметь место слабенькие участки ( стык колонны, ботинок, секция с меньшей прочностью ).

Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины.

МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН.

Напомним, что основной особенностью метода двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две точные стадии - стадия вымыва флюида и стадия фактически глушения скважины. Для контроля за забойным давлением испольлзуют косвенные способы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при неизменной подаче насоса. Поддерживая неизменное давление в бурильных трубах, методом конфигурации противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают всепостоянство забойного давления. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более томным буровым веществом - цель другая - высвободить затрубное место от флюида. Контролем удачно проведенной операции является выравнивание лишних давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько необходимо утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, потому давление в трубах по мере их наполнения понижают на значение лишнего давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Следующую подмену бурового раствора в затрубном пространстве более томным производят при неизменном давлении в бурильных трубах.

Как на первой , так и на 2-ой стадии всепостоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия либо закрытия дросселя - при росте давления его приоткрывают, при понижении - прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно изменяться до того времени, пока оно не прывысит очень допустимое. Следует также учесть, что давление в бурильных трубах не реагирует немедля на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет приблизительно 100 50 м/с и на глубочайших скважинах составляет значительную величину.

Разглядим сейчас последовательность операций и общие правила их воплощения.

При выявлении наличия ГНВП нужно как можно быстрее закрыть скважину. Существует много методов ранешнего обнаружения проявлений. Но если появляется вопрос, проявляет скважина либо нет, нужно отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. V o является объемом проявления и в предстоящем употребляется для расчета очень ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медлительно, но безпрерывно вырастает, это может вызываться либо низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, либо поднимающимися по стволу газом.В случае наличия в бурильных трубах оборотного клапана Р из. т можно найти косвенно, закачивая с малой подачей (0,5 - один л/с) раствор в бурильные трубы при помощи цементировочного агрегата.При закрытой скважине индикаторами забойных критерий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве.

Потому при получении сигнала о наличии проявления немедля:

· Поднимите рабочую трубку так, чтоб замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.

· Остановите насос (цементировочный агрегат).

· Откройте задвижки на полосы, ведущей к открытым дросселям либо в желоб.

· Медлительно закройте дроссель либо задвижку на выкиде превентора, следя при всем этом, чтоб давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб либо гидроразрыва пород.

· Последующей операцией является регистрация давлений.

· Дайте возможность и время лишним давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется менее 5-10 минут . Затрачивать больше времени на застыл лишних давлений не допускается, потому что в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет заносить значимые погрешности.

· Запишите:

· Лишнее давление в бурильной колонне Риз.т.

· Лишнее давление в затрубном пространстве Риз.к.

Повышение объема раствора в приемной емкости V o . Если перелив есть, но имеется колебание о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.Следует держать в голове, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем сложнее при огромных давлениях ее будет глушить. На теоретическом уровне наибольшее давление в колонне при глушении газопроявления увеличивается на квадратный корень объема проявления. К примеру, при проявлении в шестнадцать м.куб давление вдвое выше наибольшего давления в колонне на поверхности при проявлении в четыре м. куб.

Лишнее давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, потому что плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; потому столб грязного раствора делает наименьшее противодавление на пласт.

Выбор подачи насосов и давления глушения скважины .

После замера и регистрации Р из.к , Риз.т нужно немедля приступить к циркуляции бурового раствора. При всем этом появляются два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.

Во время глушения скважины обычно употребляется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.

Достигается это различными способами - уменьшением числа сразу работающих насосов, числа ходов насоса за минуту (при дизельном приводе), сменой цилиндровых втулок и др.

“Половинная скорость” подачи обычно применима , так как делает пониженные нагрузки на насосы (увеличивается возможность их неотказной работы), дизеля , понижает гидравлические утраты. Она также позволяет иметь значимый припас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.

Но следует увидеть , что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать всякую подачу, но при всем этом необходимо знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предыдущий проявлению.

Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую нужно раз в день регистрировать в специальной карточке.

Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление.

где Рr.c - давление при промывке скважины во время бурения с подачей насосов (Q1, л/с),кгс/см.кв;

n- отношение избранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении.

Стадия 1. Изначальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается 2-мя способами.

Рн определяют расчетным методом. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при избранной подаче насосов плюс 5-:10 кгссм.кв. для поддержания некого превышения забойного давления над пластовым.

Рн=Риз.т+Р”r.с+5 10 кгс/см.кв.

Фактически устанавливают изначальное давление циркуляции Рн последующим образом. Сразу с запуском насоса (с избранной подачей) приоткрывают дроссель. Потом степень его открытия регулируют таким макаром, чтоб давление в бурильных трубах стало равным расчетному.

Изначальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным методом. Этот способ обычно употребляется , когда точно неопознаны ни подача насоса, ни надлежащие ей гидравлические утраты в системе.

После регистрации давлений Риз.т Риз.к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).

Продолжение выхода бурового раствора, содержащего газ, свидетельствует о недостающем лишнем давлении в затрубном пространстве. Потому, поочередно увеличивают Р из.к на 1,0-1,5 Мпа и продолжают промывку до того времени, пока не закончится выход газированного бурового раствора. Плотность бурового раствора для ликвидации проявления определяют по формуле :

Глушение осуществляется в течение 3-х циклов промывки при поочередном утяжелении бурового раствора от r н до r один ,от r один до r два и от r два до r к.Для поддержания ритма работы в процессе утяжеления бурового раствора целенаправлено повышение плотности раствора создавать введением схожего количества утяжелителя на каждой стадии.При отсутствии промывки скважину держут под контролем по давлению в бурильных трубах, поддерживая его неизменным и не допускают его роста выше Р из.т. + DР установившегося сразу после закрытия скважины.Циркуляцию восстанавливают при том же давлении на насосе и расходе, которые были до ее прекращения.

Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют при помощи дросселя так, чтоб обеспечить это условие. Риз.к может быть хоть каким, но не должно превосходить очень допустимого давления [Риз.к].

На теоретическом уровне 1-го цикла циркуляции довольно для вымыва пластового флюида. Но полностью может быть, что циркуляцию будет нужно продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем удачно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство лишних давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.

С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (не считая работ один стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, нужного для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предыдущее началу проявления, плотность раствора известна, потому, зная Риз.т, можно высчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Сейчас просто найти и нужную плотность раствора для восстановления равновесия в скважине.

В целях обеспечения некого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора наращивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”

Тогда pк=pн + Риз.т +yp.

При всем этом непременно, чтоб.

pк три . На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы оборотной эмульсии на СаСl два . Объем оборотной эмульсии 3-6 м три .

Есть два пути увеличения свойства воды глушения на аква базе: внедрение солей оборотных ПАВ, либо добавка ПАВ в солевые смеси. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым веществом (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит понижение фазовой проницаемости для нефти, в итоге растут сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, понижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значимый недобор нефти.

Разработка глушения скважин жидкостями на углеводородной базе (оборотными эмульсиями) дает возможность избежать многих недочетов жидкостей глушения на аква базе. Низкая фильтруемость оборотных эмульсий в пласт, надежная стабилизация аква дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное воздействие на продуктивный пласт. Напротив, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в консистенции с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.