Методы глушения скважин при нефтегазоводопроявлениях подразделяются на две основные группы:
1) Методы плавного глушения скважин, основанные на контроле за давлением в кольцевом пространстве наустье.
1.1) Метод плавного глушения пригазопроявлениях.
1.2) Метод плавного глушения принефтеводопроявлениях.
2) Методы плавного глушения скважин, основанные на контроле за давлением в нагнетательнойлинии.
2.1) Метод уравновешенного пластового давления (или метод постоянного давления в бурильныхтрубах).
2.1.1) Метод двухстадийного глушения скважин (или способ бурильщика). 2.1.2) Метод непрерывного глушения скважины.
2.2) Метод «низкого» давления переддросселем.
Необходимо отметить, что все эти методы основываются на поддержании по- стоянным, или почти постоянным, забойного давления. Его регулирование произво- дится с помощью дросселя на выкидной линии превентора. Наиболее распространёнными в практике бурения ввиду своей сравнительной простоты в реа- лизации и эффективности является вторая группа методов.
3.7.1. Определение поступившего в скважинуфлюида
Определение поступившего в скважину флюида основывается на принципе со- общающихся сосудов. При обнаружении проявления выключается буровой насос и закрывается превентор. По истечении 10 минут произойдёт стабилизация давлений в трубах и затрубье. При этом давление на забой со стороны кольцевого пространства будет равно:
равно:
Рзаб. = Рк +r р · g · (H–L)+ L · g · r фл. (3.4)
Давление на забой со стороны внутреннего пространства бурильных труб будет
Рзаб.=Ртр.+ r р · g · H, (3.5)
где Рк – давление в затрубном пространстве (манометр на дросселе),Па;
Ртр. – давление в трубах (манометр на стояке), Па;
r р – плотность бурового раствора, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; H – глубина скважины, м;
L – высота столба поступившего флюида, м.
Приравниваем правые части уравнений (3.4) и (3.5) и получаем:
Рк+ r р · g · (H–L) +L · g · r фл.=Ртр.+ r р · g · H. (3.6)
Выражаем отсюда r фл. и получаем:
r фл= (Ртр.+ r р · g · H–Рк– r р · g · (H–L)) / (L · g) = r р– ((Рк–Pтр.) / (L · g)). (3.7)
Высота столба поступившего флюида определяется по формуле:
L = Vфл/q = (Vёмк.к–Vёмк.н) /q, (3.8)
где Vёмк.к – объём бурового раствора в приёмной ёмкости после проявления,м3;
Vёмк.н – объём бурового раствора в приёмной ёмкости до проявления, м3;
q – объём 1 погонного метра в затрубном пространстве, м3. Если r фл.< 360 кг/м3, то поступивший флюид газ.
Если r фл. = 360-1 080 кг/м3, то поступивший флюид нефть. Если r фл.> 1 080 кг/м3, то поступивший флюид вода.
Затем определяется пластовое давление Рпл, которое приблизительно равно Рзаб.
и можно определить по формуле (3.4) или (3.5).
В случае замещения утяжелённым раствором в затрубье исходного раствора и флюида Рзаб. будет равно:
Рзаб.=rу · g · H, (3.9)
где r у – плотность утяжелённого раствора,кг/м3.
Отсюда находим плотность требуемого утяжелённого раствора:
r у=кб · Рпл/ (g · H) или r у= r р+ (Ртр/g · H). (3.10)
3.7.2. Метод двухстадийного глушения (методбурильщика)
Метод двухстадийного глушения включает в себя две стадии:
1) вымывфлюида;
2) глушение.
Порядок выполнения операций и расчётов:
1) После закрытия превентора по истечении 10-15 мин. определяют давление в трубах (Рт), давление в затрубном пространстве (Рк), объём поступившего флюида (Vфл), необходимую плотность утяжеляемого бурового раствора для глушения (rу) по формулам (3.4)-(3.10), после чего приступают к утяжелению буровой промывочной жидкости в запасныхёмкостях.
2) Включается буровой насос с производительностью Qвф. При этом: если Q> 30л/с,то Qвф =0,5 · Q;
если Q£ 30 л/с, то Qвф = Q / 1,5;
если Q£ 20 л/с, то Qвф = Q.
Дроссель открывается так, чтобы давление нагнетания было равно:
Рн=Ртр.+Рвф+ D Р, (3.11)
где Рвф – гидравлические потери при вымыве флюида,Па;
D Р – перепад давления (0,5-1,0 МПа), Па.
Рвф=Рб · (Qвф/Qб,), (3.12)
где Рб – гидравлические потери при бурении, Па; Qвф – подача насоса при вымыве флюида,м3/сек; Qб – подача насоса при бурении,м3/сек.
В случае если потери давления неизвестны, то при пуске давления дроссель открывают таким образом, чтобы в затрубном пространстве давление было Рк+ (0,5 ÷ 1,0 МПа) до стабилизации давления нагнетания (около 5 мин.) – это и будет давлениенагнетания.
3) Раствор закачивается с Рн и Qвф = соnst до вымыва флюида из кольцевого пространства. Постоянство этих параметров обеспечивается с помощью дросселя. При этом максимальное давление в затрубье не должно превышать допустимое(Р max):
Р max =Pтр.+ ((Рпл–Ртр.) · Vу/Vкп), (3.13)
где Vкп – объём кольцевого пространства,м3;
Vу – уточнённый объём бурового раствора за счёт поступления флюида, м3.
Vу = Vфл+ D V, (3.14)
D V= 0,5 · Vкп · (((а 2 + 4 · (1 +а) · Vфл) /Vкп)1/2 –а) –Vфл, (3.15)
а=Ртр./ (r р · g · H). (3.16)
4) После прокачки объёма раствора Vбк+Vкп останавливают насосы. Еслифлю-
идвымыт,тодолжноустановитьсяравновесие Рт/=Р/. Уточняется Р и r пофор-
к
муле (3.10). Заканчивается приготовление бурового раствора.
пл у
5) В скважину в бурильные трубы закачивается приготовленный утяжелённый буровой раствор с производительностью Qвф = const. При этом в начальный момент времени поддерживается давление закачки Рн.
По мере подхода утяжелённого раствора по бурильным трубам к долоту избы- точное давление в трубах (Рт) будет полностью компенсировано. Поэтому отпадает необходимость поддерживать постоянным Рн, которое согласно формуле (3.11) скла- дывалось из Рт, Рвф и D Р. Необходимое теперь давление Рнн будет определяться толь- ко величиной гидравлических сопротивлений, так как D Р принимается равным 0. Так как гидравлические потери пропорциональны плотности раствора, то:
Рнн=Рвф · r р/ r у. (3.17)
Если колонна одноразмерная, то снижение Рт от Рн до Рнн осуществляется про- порционально закачанному объёму раствора. Если не одноразмерная, то пропорцио- нально длине заполнения бурильных труб утяжелённым раствором (рис. 3.6).
6) После выхода утяжелённого раствора в затрубье при Рнн = const произво- дится прокачка раствора вверх с постепенным открытием дросселя со снижением противодавления до нуля в конце глушенияскважины.
7) После выхода на устье раствора плотностью r у циркуляцию останавливают. Избыточного давления на устье быть недолжно.
По окончании всех расчётов для удобства регулирования давления с помощью дросселя в период глушения рекомендуется построить график изменения давления от времени (рис. 3.7).
Рт РнРнн
Рисунок 3.6 – Снижение давления от Рн до Рнн в зависимости от закачанного в бурколонну объёма раствора (V) и длины заполнения труб жидкостью (Н)
Время движения раствора в бурильных трубах и кольцевом пространстве мож- но определить из соотношений: tбк = Vбк/Qвф и tкп = Vкп/Qвф, где Vбк и Vкп соответствен- но внутренний объём бурильной колонны и объём кольцевого пространства.
Р
РнРнн
0 tбк tкп tбк tкп t
Рисунок 3.7 – График изменения давления во времени при двухстадийном глушении
3.7.3. Метод непрерывногоглушения
Скважина глушится за один цикл, если имеется готовый раствор плотностьюr у
или за несколько циклов, если плотность раствора окажется недостаточной.
1) После закрытия превентора определяют Рт, Рк, Vфл, r у, Qвф, Рн как в способе бурильщика.
Разница состоит в процедуре выхода на постоянное давление в бурильных тру- бах при котором ликвидируется проявление. Давление нагнетания должно меняться так, чтобы в любой момент времени его величина отражала условие:
Рнi=Рн– D Р 1 + D Р 2, (3.18)
где D Р 1 – прирост давления в бурильных трубах за счёт увеличения плотности отr р
до r у и длины столба раствора от 0 до Н, Па;
D Р 2 – то же в кольцевом пространстве, Па.
2) В скважину закачивается утяжелённый раствор. Дальше действия аналогич- ны п. п. 5-7 способа бурильщика при поддержании давления нагнетания от Рн до Рнн.
Максимальное давление на устье определяется по формуле:
Р max =Рпл · (Vу/Vкп)1/2. (3.19)
Общее увеличение объёма раствора:
Vу= (Vфл · Vкп)1 / 2. (3.20)
3.7.4. Метод низкого давления переддросселем
Главная цель применения метода – сброс пиковых давлений в кольцевом про- странстве.
1) В случае быстрого роста давления после остановки насосов и герметизации устья пускают насосы и с помощью дросселя устанавливают максимально возможное давление в кольцевом пространстве на устьескважины.
2) Фиксируется установившееся давление на входе в бурильную колонну Рн и оценивается в первом приближении требуемая плотность буровогораствора:
r у= r р+ ((Рн–Рб+ D Р) / (g · Н)), (3.21)
где Рб – давление при циркуляции при нормальных условиях промывки,Па.
3) Утяжеляют и одновременно закачивают раствор в колонну, плавно изменяя с помощью дросселя давление нагнетания от Рн до Рнн.
4) После прохождения утяжелённым раствором части пути по затрубью, оста-навливают насосы и закрывают скважину для стабилизации давления. В случае если не наблюдается резкого повышения давления, то переходят к другим методамглушения.