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 ).

0

Добавить комментарий

Войти с помощью: