@OilManBy support@oilman.by

Технологические особенности ликвидации ГНВП

Технологические особенности ликвидации ГНВП

При ликвидации газопроявлений избыточное давление в колонне может стать выше допустимого предела уже в процессе глушения скважины, тогда дроссель приоткрывают, давление в колонне снижается, но одновременно происходит и нарушение равновесия в скважине — забойное давление становится ниже пластового. Флюид вновь поступает в скважину. Но так как пик давления в колонне обычно кратковременный, то через некоторое время создаются условия вновь прикрыть дроссель (вторая стадия) и промывать скважину до следующего пика давления, который обычно бывает слабее, и т. д. до тех пор, пока не станет возможным управлять скважиной — сумма гидростатического давления столба утяжеленного бурового раствора, смешанного с пластовым флюидом, и избыточного давления в колонне не станут равными пластовому давлению. Метод ступенчатого глушения скважины по сути дела является методом подготовки скважины к глушению одним из способов метода “уравновешенного пластового давления”.

Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразу же после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Р из. т + DР £ Ргп — rgh т. е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Однако, даже если это условие не соблюдается, следует приступить к вымыву пластового флюида с минимальной производительностью.

Промывку производят при выбранных подаче насосов и давлении в колонне бурильных труб.Следят за тем, чтобы выходящий из скважины буровой раствор был полностью дегазирован перед тем, как закачать его в бурильные трубы.Вымыв флюида утяжеленным буровым раствором в течение одного цикла циркуляции. Давление на забое можно поддерживают постоянным путем непрерывного понижения давления в колонне, бурильных труб от Рн до Рк. Так как в условиях буровой это труднодостижимо, то фактически давление понижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.

Различные стадии этого способа с указанием давления колонне бурильных и обсадных труб (предполагается что пластовой флюид — газ, а промывку осуществляют утяжеленным буровым раствором).Утяжеление бурового раствора и вымыв флюида в течение нескольких циклов. При вымыве флюида в течение нескольких циклов рассчитывают необходимые промежуточные давления циркуляции.

Увеличение плотности раствора от r1 до r2 на любом цикле соответствует понижению давления DРI = РнI — Рн2 и его определяют по формуле :

 
Технологические особенности ликвидации ГНВП

 

 

Строят график зависимости давления в колонне бурильных труб от плотности бурового раствора.Зависимость давления на выкиде насоса от плотности бурового раствора.Глушение осуществляется в течение 3-х циклов промывки при последовательном утяжелении бурового раствора от rн до r1 ,от r1 до r2 и от r2 до rк.Для поддержания ритма работы в процессе утяжеления бурового раствора целесообразно увеличение плотности раствора производить введением одинакового количества утяжелителя на каждой стадии.При отсутствии промывки скважину контролируют по давлению в бурильных трубах, поддерживая его постоянным и не допускают его роста выше Риз. т. + DР установившегося сразу же после закрытия скважины.Циркуляцию восстанавливают при том же давлении на насосе и расходе, которые были до ее прекращения.

Обнаружение притока пластового флюида по увеличению содержания газа в буровом растворе чаще всего свидетельствует о вскрытии пласта с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением. При этих условиях в случае герметизации скважины в короткий период времени разница между пластовым и забойным давлением не полностью передается на устье из-за вязкопластичных и вязкоупругих свойств буровых растворов. При слабых притоках глушение начинают путем промывки скважин с противодавлением в затрубном пространстве равным DР. Продолжение выхода бурового раствора, содержащего газ, свидетельствует о недостаточном избыточном давлении в затрубном пространстве. Поэтому, последовательно повышают Риз. к на 1,0-1,5 Мпа и продолжают промывку до тех пор, пока не прекратится выход газированного бурового раствора. Плотность бурового раствора для ликвидации проявления определяют по формуле :

 
Технологические особенности ликвидации ГНВП

,где Риз. к — избыточное давление в обсадном колонне во время промывок, при котором прекратилось поступление пластового флюида в скважину, Мпа ;

Рг. 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 или прочность последней обсадной колонны ;
· давление гидроразрыва пласта ниже башмака последней обсадной колонны.

Вероятность гидроразрыва однородных пород наивысшая в наиболее слабом участке, т. е. в верхней части необсаженного ствола скважины.

В процессе вымыва газового флюида буровым раствором начальной плотности при поддержании постоянного давления на забое давление у башмака обсадной колонны или на любом участке:
· а) возрастает пропорционально росту высоты столба газа в затрубном пространстве до тех пор, пока газ не достигнет этого участка;
· б) понижается при прохождении газом этого участка;
· в) остается постоянным после того, как газ прошел этот участок.

Указанное относится и к обсадной колонне, в которой могут иметь место слабые участки ( стык колонны, башмак, секция с наименьшей прочностью ).

Добавить комментарий

Будет полезно знать

Жуковское месторождениеЖуковское месторождение

Жуковское нефтегазовое месторождение — размещено на территории России в Самарской сфере деятельности (Кинель-Черкасский район) и Оренбургской сфере деятельности (Бугурусланский и Державинский районы).В геологическом здании Жуковского месторождения участвуют отменения четвертичного, третичного,

Изберг месторождениеИзберг месторождение

Изберг нефтяное месторождение, предрасположенное на береговой равнине Южного Дагестана. Посвящено замкнутой брахиантиклинальной складочке, укрытой плащом прогрессивных отменений, из под каких у сохраняя Каспийского моря выходят грядки известняков верхнего сармата. Складка

Восточно-Новопортовское месторождениеВосточно-Новопортовское месторождение

Восточно-Новопортовское газовое месторождение расположено в Ямало-Ненецком Автономном округе России в 365 км к Северо-Востоку от г. Салехард и посвящено структурному носу Новопортовского поднятия Нурминско-Александровского нефтегазоносного пояса Западно-Сибирской НГП.Восточно-Новопортовское месторождение было