Какое давление на устье будет всегда меньше после закрытия скважины при гнвп

Обновлено: 07.07.2024

Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины

Напомним, что основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии - стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины. Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более тяжелым буровым раствором - цель иная - освободить затрубное пространство от флюида. Контролем успешно проведенной операции является выравнивание избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько нужно утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве более тяжелым осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.

Как на первой, так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя - при росте давления его приоткрывают, при снижении - прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не прывысит максимально допустимое. Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет примерно 150 м/с и на глубоких скважинах составляет значительную величину.

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:

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

· Остановите насос (цементировочный агрегат).

· Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.

· Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.

· Следующей операцией является регистрация давлений.

· Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.

· Запишите:

· Избыточное давление в бурильной колонне Риз.т.

· Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к.

Увеличение объема раствора в приемной емкости Vo. Vo является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.

Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.




В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана Риз. т можно определить косвенно, закачивая с малой подачей (0,5 - 1 л/с) раствор в бурильные трубы с помощью цементировочного агрегата.

При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.

Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.

После замера и регистрации Риз.к, Риз.т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.

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

Достигается это разными путями - уменьшением числа одновременно работающих насосов, числа ходов насоса в минуту (при дизельном приводе), сменой цилиндровых втулок и др.

“Половинная скорость” подачи обычно приемлема, поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля, снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас 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.

Однако следует заметить, что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.

Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно 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 выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении

Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.

Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгс\см.кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.

Рн = Риз.т + Рr.с + 5 ÷ 10 кгс/см.кв.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчётному.

Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется, когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери 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).

Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.

На процедуру по пуску насоса, установлению соответствующего противодавления и регистрации давления в трубах должен расходоваться минимум времени - до 5мин. В этом его недостаток. Преимуществом данного метода установления Рн является отсутствие необходимости заранее знать или рассчитывать гидравлические сопротивления.

З а п о м н и т е! При двухстадийном способе глушения скважины начальное 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. Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз.к].

Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных 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 (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз.т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине

В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают 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 этом обязательно, чтобы

где q - объем 1 м затрубного пространства, в зоне нахождения флюида, м.куб.

МЕТОДИКА НЕПРЕРЫВНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

При ликвидации газовых и газожидкостных проявлений существует возможность глушения скважин в один цикл циркуляции при меньшем избыточным давлении в колонне. Это достигается при использовании способа непрерывного глушения скважин.

Ниже даны некоторые необходимые пояснения.

Все необходимые для глушения скважины параметры Q, Рн,Рк, рк определяют по тем же зависимостям , что и в “двухстадийном” способ. Так же ведут работы по закрытию скважины, замерам Риз.т, Риз.к и др.

Разница состоит в процедуре выхода на конечное давление циркуляции , т.е. на п о с т о я н н о е давление в бурильных трубах, при котором ликвидируют проявление.

Существует два варианта.

Основной. Для его осуществления необходимы некоторые построения.

В графике “Рабочего листка глушения скважины” на вертикальной оси наносят точки, соответствующие подсчитанным Рн и Рк, и соединяют их прямой линией.

В графике “а” этого графика откладывают значение плотности бурового раствора от pн до pк, через равномерные интервалы значения плотности.

В графы “б” и “в” вносят фактический объем закачанного в скважину бурового раствора Vф при котором плотность достигла соответствующей величены, и объем закачанного в скважину бурового раствора + объем бурильных труб Vб.т. Величина Vф + Vб.т показывает объем закачанного раствора, при котором раствор данной плотности докачен к долоту.

Если при глушении скважины расчеты заполнения труб и затрубного пространства ведут по времени закачки или по числу двойных ходов насоса, то в графы “б” и “в” вносят соответсвенно фактическое время, при котором плотность достигла указанной в соответсвующей графе величины (или суммарное число ходов), и фактическое время закачки (число ходов) + время (число ходов), необходимое для заполнения бурильных труб при выбранной подаче насоса.

Графы “б” и “в” заполняют непосредственно в период глушения скважины по мере увеличения плотности буровог раствора, что позволяет в каждый момент времени приблизительно определить среднюю плотность бурового раствора в бурильных трубах. Допустим, что при достижении плотности раствора р8 в скважину было закачено V8 м.куб. раствора. Тогда в графе “в” находим равную V8 сумму Vi + Vб.т и соответствущую ей плотность , т.е. определяем , какой плотности раствор находится в д а н н о е время у долота. Принимая положение, что утяжеление идет равномерно, можно определить, что средняя плотность бурового раствора в трубах равна (р8+рt)/2. По этой величине находят в графе “а”соответствующую этой частности плотность. Затем на графике изменения давления определяют, к а к и е н е о б х о д и м о поддерживать давления в бурильных трубах после закачки V8 м.куб. бурового раствора. На рисунке показано, что V8 равно V4+Vб.т. Среднее значение между р8 и р4 равно р6, значит давление в бурильных трубах надо поддерживать равным Р6.

Когда объем закачанного раствора меньше объема бурильных труб, среднее значение плотности раствора в бурильных трубах определяют как среднее между рн и рi - фактически достигнутое. В конце закачки во время заполнения бурильных труб раствором плотностью рк процедура определения средней плотности (и, значит, текущего давления в трубах) сводится к осреднению рк с тем рi, которому в данное время соответствует (Vi + Vб.т), равное по величине общему объему закачки.

После выхода на режим глушения с постоянным давлением дальнейшие работы при ликвидации проявления способом непрерывного глушения скважин ведутся аналогично двухстадийному способу глушения. Графики изменения давления в трубном и затрубном пространстве показаны на рисунке.

Весьма распространен вариант способа непрерывного глушения скважины, когда закачивают имеющийся в запасе утяжеленный буровой раствор сразу после закрытия скважины. Этот способ одинаков со способом “ожидания и утяжеления”, но отличается от него отсутствием фазы “ожидания”, когда скважина закрыта без промывки, а газ всплывает по затрубному пространству, внося погрешности в определение пластового, забойного и другие помехи.

При осуществлении этого способа характер изменений давления от Рн к Рк определяют расчетным путем и с помощью графика в “Рабочем листке по глушению скважин”.

Конечное (постоянное) давление циркуляции можно определить и опытным путем. Делается это так же , как и при двухстадийном способе: во время закачки утяжеленного бурового раствора, равного обьему бурильных труб, давление в затрубном пространстве держат постоянным. После прокачки Vб.т фиксируют давление в бурильных трубах, которое и принимают равным рк. Процедура эта очень простая, но осуществлять ее при ликвидации газопроявлений нужно крайне осторожно, так как прокачиваемый без расширения газ может внести существенные помехи, во время определения Рк. Этот метод определения Рк не рекомендуется для малогабаритных глубоких скважин и в случае газопроявлений с небольшой глубины. В этом случае используют расчетный метод определения Рк.

Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин

15.7. ИЗМЕНЕНИЕ УСТЬЕВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ УПРАВЛЕНИИ СКВАЖИНОЙ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ



Рис. 4 Давление на устье скважины при управлении «Объемным методом»:

1 - изменение давления на устье в затрубном пространстве в герметизированной скважине без стравливания раствора;

2 - оптимальное (теоретически возможное) изменение устьевого давления в затрубном пространстве при плавном стравливании бурового раствора;

3 - ступенчатое (дискретное) изменение устьевого давления при практической реализации объемного метода;

4 - дискретное изменение объема бурового раствора, стравливаемого из скважины, при объемном методе регулирования устьевого давления.

X1 - координата «головы» пачки пластового флюида в момент закрытия превентора.

Суммарный объем стравленного бурового раствора (∑ΔV) при этом связан с координатой х и устьевым давлением соотношением:


  • задаться координатой х и по уравнению (15.8) определить Рху;

  • для данных значений х и Рху по (15.9) определить ∑ΔVв;

  • изменение координаты х во времени (t) связано со скоростью всплытия пачки (Vп):

  • скорость всплытия пачки пластового флюида определяется по скорости изменения устьевого давления (ΔР/Δt) в герметизированной скважине:

15.8. ПОРЯДОК И ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

15.8.1. ПРИНЦИП ПОДДЕРЖАНИЯ ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ

Это позволяет значительно снизить риск поступления дополнительного притока в ствол скважины. Кроме того, не допускается рост давлений, способных привести к гидроразрыву пласта, поглощению раствора или выводу из строя внутрискважинного и устьевого оборудования.

Условно, данные правила можно выразить в виде следующей зависимости:

_Забойное_давление_>_Пластовое_давление'>Давление гидроразрыва > Забойное давление > Пластовое давление

15.8.2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ


  • проверка ПВО и устьевого оборудования (превенторов, аварийных кранов, линии глушения, блока дросселирования, газосепаратора, дегазатора, циркуляционной системы, системы управления ПВО и т.д.);

  • наличия и доступности средств индивидуальной защиты;

  • средств контроля параметров промывочной жидкости;

  • наличия необходимого объема раствора глушения.

  • заполнение карты глушения скважины;

  • запуск насоса на режим глушения и контроль давлений за счет управления дросселем (согласно выбранному методу ликвидации ГНВП) вплоть до полного удаления притока и восстановления первичного контроля скважины.

15.8.3. ДЕЙСТВИЯ ПОСЛЕ ЗАКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ


  • засечь время;

  • зарегистрировать объем притока;

  • фиксировать изменения давлений на устьевых манометрах;

  • доложить значения давлений стабилизации буровому мастеру (представителю заказчика).

Регистрацию давлений всегда следует производить с тех манометров, которые будут применяться при процедуре ликвидации ГНВП, чтобы избежать возможной погрешности. Обычно для этого должны использоваться манометры устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения.

Важнейшее значение имеет правильная регистрация изменения давлений на устьевых манометрах. Хорошей практикой является запись значений через каждую минуту времени. Такой подход позволит достаточно точно определить давления стабилизации.

За давления стабилизации обычно принимают значения показаний манометров в 3-х минутном интервале времени, где они менялись наименьшим образом. Бурильщик должен немедленно сообщить буровому мастеру и представителю заказчика эти значения, после чего продолжить наблюдение за давлениями.

Рост давлений на обоих манометрах после закрытия связан с сжимаемостью газа при его поступлении в ствол скважины. Это объясняется тем, что трубы и кольцевое пространство являются взаимосвязанной системой.

Газ, поступая в кольцевое пространство, постепенно замещает собой раствор до тех пор, пока скважина не будет полностью закрыта. Однако даже после закрытия газ продолжит поступать в скважину, пока давление на забое не сравняется с пластовым давлением. Этот момент обычно принимают за момент стабилизации давлений, так как дальнейший рост будет вероятнее всего связан с другим процессом – миграцией газа.

Давление стабилизации в трубах на устье закрытой скважины фактически показывает насколько необходимо увеличить плотность раствора в скважине, чтобы восстановить первичный контроль.

Только значение давления стабилизации в трубах на устье закрытой скважины может адекватно показать, насколько нужно утяжелить раствор, чтобы восстановить первичный контроль. Значение давления стабилизации в трубах на устье закрытой скважины также позволяет определить пластовое давление в условиях закрытой скважины.

Значение давления стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины, как правило, будет выше, чем давление стабилизации в трубах на устье закрытой скважины, так как плотность поступившего притока меньше плотности раствора, а значит общее гидростатическое давление в кольцевом пространстве меньше, чем в трубах при одинаково действующем пластовом давлении. Величина давления в кольцевом пространстве напрямую зависит от объема (высоты) притока и проницаемости продуктивного пласта.

Тем не менее, в некоторых случаях, возможно превышение давления стабилизации в трубах на устье закрытой скважины над давлением стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины, например, при попадании пластового флюида в трубы во время СПО при отсутствии в бурильной колонне обратного клапана.

Давления стабилизации служат важными параметрами при вымыве притока и глушении скважины. Они позволяют контролировать забойное давление для предупреждения поступления дополнительного притока.

Снижение давлений стабилизации возможно только при изменении плотности флюида (раствора) в кольцевом пространстве или трубах. Так при успешном удалении притока давление стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины снизится приблизительно на величину гидростатического давления притока. Дальнейшее снижение давлений на устье возможно только при прокачке утяжеленного раствора.


  • настройки циркуляционной системы, обнуления счетчиков ходов насоса;

  • процедуры восстановления циркуляции;

  • необходимости поддержание постоянной скорости насоса при циркуляции;

  • контроля уровня в приемной емкости в ходе всей процедуры;

  • контроль и регистрация устьевых давлений;

  • первоочередных действий в случае нештатной ситуации.

  • превентор – закрыт;

  • гидравлические задвижки на крестовине ПВО: на линии глушения – закрыта, на линии дросселирования – открыта;

  • линия на газосепаратор – открыта, и настроена через дроссель (дроссель до начала циркуляции находится в закрытом положении);

  • задвижка перед механическим (ручным) дросселем – закрыта;

  • задвижка на отводной (сбросной) линии – закрыта.

После герметизации устья, регистрации давлений стабилизации (в трубах на устье закрытой скважины и в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины), настройки ПВО, циркуляция должна быть восстановлена.

Данная процедура является наиболее ответственной, так как любое неверное действие может привести к значительному изменению забойного давления и, как следствие, к существенным осложнениям.


  • открыть дроссель и запустить насос на низкой подаче, постепенно доведя скорость работы насоса до значения пониженной подачи в режиме глушения. Насос следует запускать плавно, не допуская резких изменений забойного давления;

Также существует целый ряд дополнительных причин, по которым рекомендуется применять пониженные подачи: ограниченная пропускная способность систем газоочистки; ограниченная производительность систем приготовления раствора, снижение динамического давления в скважине и прочее.


  • в процессе увеличения скорости работы насоса степень открытия дросселя следует регулировать таким образом, чтобы не допускать снижения давления в кольцевом пространстве ниже значения давления стабилизации в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины.

  • после вывода насоса на режим глушения и стабилизации давления необходимо зарегистрировать значение давления в трубах. В случае корректного проведения процедуры, давление, установившееся в трубах в данный момент (начальное давление циркуляции), позволит поддерживать постоянное давление на забое. Но это будет верным, только в том случае, если плотность прокачиваемого раствора и скорость насоса не будут меняться.

Начальное давление циркуляции – это давление в бурильных трубах после вывода насоса на режим глушения, при поддержании давления в кольцевом пространстве не ниже давления стабилизации.

Конечное давление циркуляции – это расчетное давление циркуляции в трубах при выбранной пониженной подаче насоса с поправкой на увеличение плотности бурового раствора.

При запуске насоса и на всем протяжении процедуры ликвидации ГНВП буровой персонал, работающий на дросселе, должен учитывать задержку по времени. Изменения устьевых давлений при манипуляциях дросселем будут происходить через некоторое время (несколько секунд). Это связано со значением гидравлического импульса и зависит от объема притока, глубины скважины, параметров раствора, скорости прокачки и пр.

Стоит иметь в виду, что возобновление циркуляции не всегда возможно, практически осуществимо и даже необходимо по самым разным причинам. В таких случаях применяют альтернативные методы ликвидации ГНВП.

Если после запуска насоса полученное давление отличается от расчетного, то следует выполнить пересчет давлений на основании фактических данных. Циркуляция продолжается на основании пересчитанных значений. Иногда, сталкиваются с ситуацией, когда определение давления прокачки на пониженной подаче не производилось, и у бурового мастера нет информации о расчетном начальном давлении циркуляции. В этом случае требуется выполнить вышеизложенную процедуру восстановления циркуляции и зарегистрировать фактически полученное значение давления в трубах. Далее использовать полученное фактическое значение в качестве начального давления циркуляции.

Последовательность действий для прекращения циркуляции должна происходить в обратном порядке посредством плавного снижения скорости работы насоса. Тем не менее, основное правило остается тем же – при снижении скорости работы насоса следует поддерживать давление в кольцевом пространстве постоянным. Полностью закрыть дроссель допустимо только, убедившись в полной остановке насоса.

Гидродинамическое давление, необходимое для подъема раствора вверх по кольцевому пространству (потери давления в кольцевом пространстве), можно рассматривать как фактор, предотвращающий поступление дополнительного притока. Это объясняется тем, что во время циркуляции забойное давление превышает пластовое, как минимум на величину потерь давления в кольцевом пространстве. Вместе с тем, на практике значения устьевых давлений поддерживают несколько выше расчетных для повышения безопасности.

Использование этого фактора должно тщательно контролироваться при управлении дросселем и учитывать допустимое давление в кольцевом пространстве для избежания гидроразрыва пород. Особенно это важно при вымыве притока с небольших глубин, где риск разрушения слабосцементированных пород возрастает многократно.

После герметизации устья в случае миграции флюида существует риск превышения давления гидроразрыва слабого пласта. Теоретически самым слабым пластом в скважине является интервал открытого ствола ниже башмака. Важно, до начала процедуры сопоставить значения фактических давлений на устье с расчетным максимально допустимым давлением в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины.

Для того, чтобы определить максимально допустимое давление в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины, требуется данные об испытании пласта и в первую очередь значение максимально допустимой плотности раствора.


  • в процессе восстановления циркуляции увеличится за счет создания с помощью штуцера необходимой репрессии на пласт;

  • будет расти по мере движения флюида вверх по открытому стволу за счет снижения гидростатического давления над ним;

  • будет снижаться по мере прохождения флюида мимо башмака;

  • будет оставаться примерно постоянным после того, как флюид зайдет в обсадную колонну (при постоянной плотности раствора).

Важно не путать значение максимально допустимого давления в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины со значением максимально допустимого давления в обсадной колонне, которое характеризует прочность металла обсадной колонны и не имеет прямого отношения к прочности горных пород. Значение максимально допустимого давления в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины требуется пересчитывать всегда при изменении плотности раствора в скважине, а также после проведения очередных испытаний пластов на прочность.

В процессе управления скважиной самым важным является контроль положения притока относительно положения последнего башмака обсадной колонны (или самого слабого места скважины).


  • снизить скорость циркуляции до минимально возможной. Для этого закрыть скважину и возобновить работу при сниженной скорости циркуляции и, следовательно, более низком начальном давлении циркуляции;

  • продолжить работу по глушению и увеличить давление выше величины максимально допустимого давления в кольцевом пространстве, подвергнув, таким образом, пласт риску разрыва. Позволить давлению в обсадной колонне постепенно превысить величину максимально допустимого давления в кольцевом пространстве, при этом контролировать возвращение бурового раствора на поверхность с точки зрения признаков газа или потери циркуляции.

  • внутренняя обсадная труба;

  • оборудование устья скважины;

  • ПВО и связанное с ним наземное оборудование;

  • другое оборудование, находящееся под непосредственным влиянием давления в скважине.

Бурильщик (персонал буровой вахты) получит письменные инструкции относительно действий, которые должны быть предприняты, если давление в обсадной колонне достигнет или превысит максимально допустимое устьевое давление в затрубном пространстве сразу после первоначального закрытия скважины.


  • устьевые давления;

  • объем раствора в приемной емкости;

  • параметры бурового раствора;

  • наличие утечек в ПВО и циркуляционной системе;

  • производительность насоса;

  • работу средств для приготовления и утяжеления раствора;

  • проверять соответствие фактических данных, сведениям в карте глушения и т.д.

15.8.4. КАРТА ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ


  • глубина скважины по вертикали и по стволу (инструменту);

  • фактическая длина, удельный объем бурильных труб и элементов КНБК;

  • давление прокачки на пониженной подаче насоса;

  • плотность раствора в скважине;

  • максимально допустимая плотность;

  • максимально допустимое давление в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины;

  • объем притока;

  • давления стабилизации в трубах и в кольцевом пространстве.

  • Внести все исходные данные в карту глушения;

  • Рассчитать внутренние объемы труб;

  • Рассчитать объемы кольцевого пространства;

  • Рассчитать число ходов насоса, требуемое для прокачки объемов труб и кольцевого пространства;

  • Рассчитать время, необходимое для прокачки объемов труб и кольцевого пространства;

  • Рассчитать плотность раствора глушения;

  • Рассчитать начальное давление циркуляции;

  • Рассчитать конечное давление циркуляции;

  • Рассчитать разницу между начальным и конечным давлением циркуляции;

  • Рассчитать снижение давления в трубах при закачке утяжеленного раствора на каждые 100 ходов насоса;

  1. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ГЛУШЕНИЮ СКВАЖИН ПРИ ТиКРС

  • методом закачки жидкости глушения в трубное пространство скважины (прямой);

  • методом закачки жидкости глушения в затрубное пространство скважины (обратный).

  • меньшие затраты времени на глушение;

  • меньшее развиваемое агрегатом давление в ходе глушения;

  • нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скважинной жидкости.

  • когда не удается сбить сбивной клапан или выдавить манжету сливного клапана;

  • когда при подаче жидкости в трубки наличие асфальтосмолопарафиновых отложений и др. в трубном пространстве может привести к закупорке насосно-компрессорных труб;

  • когда скважина оборудована установкой штангового глубинного насоса.

    1. КОЛИЧЕСТВО ЦИКЛОВ ГЛУШЕНИЯ

    • при насосно-компрессорных трубах, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 м от него, глушение производится в один цикл (фонтанная скважина или скважина, оборудованная штанговым глубинным насосом с хвостовиком до забоя);

    • скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме с электроцентробежным насосом, установленным выше 100 м от интервала перфорации, при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт (0% обводненности);

    • особый случай глушения в 1 цикл - при высокой (более 50%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания жидкости глушения. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с завышенной плотностью.

    Расчет количества циклов глушения скважины:

    - объем эксплуатационной колонны;

    - объем первого цикла глушения.

    Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен соответствовать объему между внутренним диаметром экранированного кабеля и внешним диаметром насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса. Объем первого цикла определяется по формуле:

    V1ц = (П * (Dэк.вн2 – dнкт2 ) * Нсп / 4 (м 3 )

    Dэк.вн - диаметр эксплуатационной колонны (внутренний);

    dнкт - диаметр насосно-компрессорной трубы (внешний);

    Hсп - глубина спуска подземного оборудования;


      1. СКОРОСТЬ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

      В случае аномально высокого пластового давления:

      Скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода).

      В случае нормального и аномально низкого пластового давления:

      С целью минимизации эквивалентного забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом предлагается придерживаться скорости закачки от 200 до 500 л/мин. (3-8 л/сек.).

      Газонефтеводопроявление (ГНВП)

      К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

      Газонефтеводопроявление (ГНВП) - регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

      • газопроявление,
      • нефтеводопроявление,
      • газонефтеводопроявление.
      • Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
      • Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
      • Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.

      Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
      ГНВП - проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.
      Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
      Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения.

      • неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
      • возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
      • снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
      • неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ, вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
      • несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более 1,5 суток.
      • нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
      • освоение пластов с высоким содержанием газа, растворенного в жидкости, и воды.
      • возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
      • глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
      • нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
      • долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
      • наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
      • при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя,
      • при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин.
      При ГВНП требуются квалифицированные действия бригад КРС.
      В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:
      • недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
      • несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
      • некачественное цементирование обсадных колонн
      • отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины
      • неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
      • отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб

      Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

      По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

      • газовые скважины в независимости от величины пластового давления
      • нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
      • нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
      • нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
      • нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
      • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
      • нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности
      • нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе
      • нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м 3 , но менее 200 м/м 3
      • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
      • нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м 3
      • нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

      Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

      • Прямые признаки в процессе углубления:
      • Косвенные признаки в процессе углубления:
      • Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:
      • Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

      Действия при появлении признаков ГНВП:
      - прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
      - выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
      - информировать о ситуации АУП
      - устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

      Ликвидация ГНВП:
      - производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
      - одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
      - при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
      - для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

      Методы устранения ГНВП:
      - ступенчатое глушение скважины.
      Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
      При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
      За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
      Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

      - 2 - стадийное глушение скважины.
      Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 - провести замену рабочей жидкости.

      - 2 - стадийное растянутое глушение скважины.
      При выявлении ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
      Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
      Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

      - ожидание утяжеления скважины.
      После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
      При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

      Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

      Миграция газа в скважине

      Поведение газа в закрытой скважине

      Предположим, что в скважину поступила пачка газа. Скважину вовремя загерметизировали. Что будет происходить дальше? Как будет происходить миграция газа в скважине? Как изменится давление в пачке, на устье, на забое? Так как скважина герметична, то объем никак поменяться не может. Опираясь на школьную физику можем заявить, что и давление в пачке не изменится (P * V = const).

      Однако, все прочие давления в скважине будут возрастать. Почему? Опираясь на фото, рассмотрим каждое отдельно.

      Высота столба бурового раствора будет уменьшаться над пачкой газа постоянно пока он мигрирует. Следовательно и противодавление этой пачке постоянно будет уменьшаться. Показания манометра в затрубном пространстве вырастут до пластового давления, когда пачка достигнет устья.

      В трубном пространстве на забой давит лишь столб бурового раствора, т.к. газа там нет. Разница между давлениями затруба (а там еще пачка газа со своим давлением) и трубы будет отображена на трубном манометре.

      На забое ситуация обратная затрубу. По мере поднятия пачки столб бурового раствора будет возрастать и давить на забой больше и больше.

      В конечном итоге мы будем иметь на устье в трубе и затрубе пластовое, а на забое двойное пластовое давление.

      Поведение газа в открытой скважине

      В данном случае ничего не мешает изменению объема и давление пачки газа. Во время миграции на газ точно так же. как в 1 случае, будет действовать все меньший столб бурового раствора. Давление на нее будет падать, соответственно и объем пачки будет увеличиваться.

      Самое опасное в данной ситуации то, что, если при повышении с забоя до середины давление упадет в 2 раза, объем возрастет также в 2 раза. А после середины при давлении стремящемся к нулю, объем будет стремиться к огромным значениям. При этом давление на забой падает, что способствует к выходу новой пачки из пласта.

      Читайте также: