Лист глушения - английская система
I. ПРЕДВАРИТЕЛЬНО ЗАПИСАННЫЕ ДАННЫЕ
1. Глубина = ________ ft
2. Глубина обсадной колонны = ________ ft
3. Максимальное давление в кольцевом пространстве = ________ psi
при наличии бурового раствора = ________ lb/gal
4. Максимальное пластовое давление = ________ psi
при наличии бурового раствора = ________ lb/gal
5. Удельный объем бурильной трубы = ________ bbls/ft
6. Удельный объем КНБК = ________ bbls/ft
7. Объем раствора в емкостях = ________ bbls
8. Общий объем от устья до долота = ________ bbls
9. Давление на выкиде насоса № 1 (Pc) = ________ psi, при ________ spm
10. Давление на выкиде насоса №2 (Pc) = ________ psi, при ________spm
11. Производительность насосов на ход = ________ bbls/stroke
12. Количество барита = ________ sacks (мешки)
13. Общий объем раствора в приемных емкостях = ________ bbls
II. ЗАМЕРИТЬ И ЗАПИСАТЬ
14. Стабилизированное SIDPP = Pdp ________ psi
15. SICP = Pa ________ psi
16. Увеличение объема бурового раствора в емкости = V ________ bbls
17. Начальный удельный вес бурового раствора = W1 ________ lb/gal
18. Глубина = TVD________ ft
III. РАССЧИТАТЬ:
19. Начальное давление циркуляции, PIC:
PIC = Pc + Pdp = ________ psi
20. Пластовое давление, PF:
PF = глубина x MW x 0.052 + Pdp = ________ psi
21. Удельный вес бурового раствора для балансирования пласта, W2:
W2 = PF = ________ lb/gal
0.052 x глубина
22. Избыточный вес бурового раствора, Wob:
Wob = Избыточное давление = ________ lb/gal
0. 052 х глубина
23. Удельный вес бурового раствора для глушения скважины, Wk:
Wk = W2 x Wob = ________ lb/gal
24. Объем бурильной колонны: = ________ bbls
25. Объем кольцевого пространства: = ________ bbls
26. Объем от устья до долота: = ________ bbls
27. Общий объем раствора = ________ bbls
28. Необходимое количество ходов: = ________ strokes
29. Необходимое количество барита:
14.9 Wk – W1 x Vt = ________ sacks (мешки)
35.5 – Wk
30. Увеличение объема бурового раствора:
V = sacks (мешки) = ________ bbls
14.9
31. Конечное давление циркуляции:
Pfc = PIC (Wk) = ________ psi
W1
ПРИМЕР
ДАННЫЕ:
Глубина скважины = 14,000 ft (4268 м)
Удельный вес бурового раствора = 14.0 lb/gal (1.68 kg/l)
Обсадная колонна = 9 5/8” – 43.50 lb/ft – 12,000 ft (3659 м)
Увеличение объема раствора в емкости = 25 bbl (3.97 м3)
SIDPP = 250 psi (17.2 Bars)
SICP = 450 psi (31.03 Bars)
Диаметр скважины = 8 3/8 “
Градиент разрыва = 16.5 lb/gal (1.68 kg/l)
Бурильная труба = 5”, 19.50 lb/ft
УБТ = 25 – 61/2” (750 ft) (229 м)
Давление насоса = 900 psi (62.1 Bars) при 40 spm
Скорость приготовления барита = 4 sacks/min (мешка/мин)
Объем емкости на поверхности = 1500 bbls (238 м3)
Объем оборудования на поверхности = 6 bbls (0.95 м3)
ОПРЕДЕЛИТЬ:
1. Начальное давление циркуляции.
2. Пластовое давление.
3. Удельный вес бурового раствора для сбалансирования пластового давления.
4. Вес бурового раствора для получения избыточного баланса 200 psi.
5. Максимально допустимое давление на устье при наличии бурового раствора начального удельного веса в кольцевом пространстве.
6. Объем бурильной колонны.
7. Объем кольцевого пространства.
8. Общий объем бурового раствора в системе.
9. Необходимое количество барита для глушения скважины с избыточным балансом 200 psi.
10. Увеличение объема бурового раствора.
РЕШЕНИЕ. СИСТЕМА СИ.
1. PIC = Pc + Pdp = 62.1 + 17.2 = 79.3 Bars
2. PF = D x MW x 0.0981 + Pdp = 4268 x 1.68 x 0.0981 + 17.2 = 730.4 + 17.2
PF = 720.6 Bars
3. W2 = PF = 720.6 = 1.72 kg/l
0.0981 x D 0.0981 x 4268
4. Wk = PF = Pob = 720.6 + 13.8 = 1.75 kg/l
0.0981 x D 0.0981 x 4268
5. 1.68 RD (получаемое по тесту на приемистость)
6. Глубина скважины = 4268 м
УБТ = 229 м
Бурильная труба = 4040 м
Объем бурильной трубы = 0.0093 м3/м х 4040 м = 37.6 м3
Объем УБТ = 0.0040 м3/м х 229 м = 0.9 м3
Общий объем: Vt = 37.6 + 0.9 = 38.5 м3
7. Объем пространства между УБТ и открытым стволом скважины
= 0.0142 м3/м х 229 м = 3.3 м3
Объем пространства между бурильной трубой и открытым стволом скважины
= 0.0229 м3/м х 381 м = 8.7 м3
Объем пространства между бурильной трубой и обсадной трубой 9 5/8”
Пропускная способность 3658 м 0.0388 м3/м, обсадная труба 9 5/8”:
=0.0388 м3/м х 3658 м = 141.9 м3
Вытеснение 3658 м бурильной трубы 5”
= 0.0129 м3/м х 3658 м = 47.2 м3
Объем кольцевого пространства в интервале обсаженного ствола скважины
= 141.9 – 47.2 = 94.7 м3
Объем кольцевого пространства
= 3.3 + 8.7 + 94.7 = 106.7 м3
8. 238 + 0.95 + 106.7 = 345.7 м3
9. Количество барита
= 92 x Wk - W1 x 345.7 = 92 x 17.5 - 1.68 x 345.7 = 973 sacks (мешка)
4.3 - Wk 4.3 - 1.75
10. V = SK (мешок) + 973 = 10.5 м3
С 92
РЕШЕНИЕ. АНГЛИЙСКАЯ СИСТЕМА.
1. PIC = Pc + Pdp = 900 + 250 = 1150 psi
2. PF = D x MW x 0.052 + Pdp = 14,000 x 14.0 x 0.052 + 250 = 10,192 + 250
PF =10,442 psi
3. W2 = PF = 10,442 = 14.3 lb/gal
0.052 + D 0.052 x 14,000
4. Wk = PF + Pob = 10,442 + 200 = 10,642 = 14.6 lb/gal
(0.052 + 14,000) 0.052 x 14,000 0.052 + 14,000
5. 16.5 lb/gal (получаемое по тесту на приемистость)
6. Глубина скважины = 14,000 ft
УБТ = 750 ft
Бурильная труба = 13,250 ft
Объем бурильной трубы = 0.178 bbls/ft x 13,250 ft = 235.9 bbls
Объем УБТ = 0.0076 х 750 = 5.7 ft
Общий объем: Vt = 235.7 + 5.7 = 241.4 bbls
7. Объем пространства между УБТ и открытым стволом скважины
= 0.0271 bbls/ft x 750 ft = 20/3 bbls
Объем пространства между бурильной трубой и открытым стволом скважины
= 0.439 х 1250 = 54.9 bbls
Объем пространства между бурильной трубой и обсадной трубой 9 5/8”
Пропускная способность 12,000 ft 43.50 lb/ft, обсадная труба 9 5/8”:
= 0.0744 х 12,000 ft = 892.8 bbls
Вытеснение 12,000 ft бурильной трубы 5”
= 0.0247 х 12,000 ft = 296.4 bbls
Объем кольцевого пространства в интервале обсаженного ствола скважины
= 892.8 – 296.4 = 596.4 bbls
= 20.3 + 54.9 + 596.4 = 671.6 bbls = 672
8. 1500 + 6 + 672 = 2178 bbls
9. Количество барита
= 14.9 x (Wk – W1) x Vt = 14.9 x (14.6 – 14) x 2178 = 14.9 x 0.0287 x 2178
(35.5 – 14. 6) (35.5 – 14.6)
= 932 sacks (мешка)
10. V = SK (мешок) = 932 = 62.6 bbls
С 14.9
РЕЗЮМЕ.
1. Закрыть скважину скважина, используя данную процедуру.
2. Записать параметры: статического давления в кольцевом пространстве, статического давления в бурильной колонне и увеличения объема бурового раствора в емкостях.
3. В режиме постоянной производительности насоса начать закачивать буровой раствор и при помощи штуцера поддерживать постоянное давление в бурильной колонне.
4. Поскольку утяжеленный буровой раствор закачивается в бурильную колонну, откорректировать давление в бурильной колонне.
5. Продолжать закачивать утяжеленный буровой раствор в режиме постоянной производительности насоса, до тех пор, пока раствор полностью не заполнит ствол скважины.
6. Остановить насосы и проверить скважину на перелив.
ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД
Объемный метод применяется, когда бурильной колонны нет в скважине или она приподнята над забоем и не может быть спущена обратно на забой скважины.
Объемный метод может использоваться в следующих случаях:
A. Когда бурильная колонна поднята из скважины
Б. Когда бурильная колонна негерметична
В. Когда бурильная колонна закупорена
Г. Когда СПО бурильной колонны под давлением не возможен
Принцип объемного метода управления скважиной заключается в том, что в процессе подъема газовой пачки к устью, она выдавливает буровой раствор, который выходит через штуцер.
Вышеупомянутый принцип может быть выражен математически следующим образом:
PF = Pa + Pab + Pbb
Где:
PF = пластовое давление
Pa = давление в кольцевом пространстве
Pab = гидростатическое давление бурового раствора над газовой пачкой
Pbb = гидростатическое давление бурового раствора ниже газовой пачки
При применении объемного метода глушения скважины, газовая пачка должна расширяться, вместе с тем, необходимо поддерживать постоянное забойное давление. Постоянное забойное давление поддерживается путем стравливания бурового раствора, находящегося над газовой пачкой. Величина стравленного раствора представляет гидростатический напор, который равен увеличению давления в кольцевом пространстве вследствие расширения газа.
Последовательность операций при применении объемного метода:
1. Увеличить давление в кольцевом пространстве на 50 – 100 psi (от 3.5 до 7 Bars). Эта величина зависит от удельного веса бурового раствора, глубины скважины и градиента давления гидроразрыва пласта.
2. Рассчитать какой объем расширения газа (V) даст сокращение гидростатического давления от 25 до 75 psi (от 1.8 до 5 Bars).
3. Увеличить давление в кольцевом пространстве до величины, определенной в пункте два (2).
4. Стравить объем бурового раствора, рассчитанный в пункте два (2), через штуцер.
5. Повторить последовательность операций (3) и (4), пока газовая пачка не выйдет на поверхность.
Стравливание газовой пачки производится следующим образом:
1. Закачайте от 5 до 10 bbls (от 1 до 2 м3) бурового раствора в кольцевое пространство.
2. Подождите, пока газ отделится от раствора.
3. Стравливайте газ, пока давление не понизится до величины, эквивалентной величине бурового раствора, закачиваемого в кольцевое пространство.
4. Повторите операции пунктов (2) и (3), пока газ не выйдет из кольцевого пространства.
ПРИМЕЧАНИЕ: В процессе стравливания газовой пачки, обычно необходимо уменьшить объем закачиваемого в ствол скважины бурового раствора до того, как газовая пачка будет полностью выдавлена из скважины. Это особенно важно на заключительной стадии стравливания газовой пачки, поскольку объем газовой пачки в кольцевом пространстве постепенно, с каждым этапом закачивания бурового раствора и стравливания газа, уменьшается.
5. После того, как газовая пачка полностью стравлена, не снижайте давление в кольцевом пространстве, поскольку это может вызвать повторное проявление.
БАРИТОВЫЕ ПРОБКИ.
Одна из наиболее опасных ситуаций может возникнуть в том случае, когда проявляющий пласт вызывает гидроразрыв другого продуктивного пласта. В этом случае, флюиды проявляющего пласта в неконтролируемых объемах могут проникать в зону поглощения. Иными словами происходит переток флюидов из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления. В этом случае использовать обычные методы управления скважиной невозможно. Поэтому первостепенная задача заключается в том, чтобы остановить переток флюида из пласта повышенного давления в пласт пониженного давления. Для этого в зоне между пластом повышенного давления и пластом пониженного давления устанавливается баритовая пробка высокой плотности. Баритовые пробки могут загерметизировать кольцевое пространство одним из приведенных ниже способом или несколькими сразу.
1. Баритовая пробка высокой плотности увеличивает гидростатическое давление проявляющего пласта и может уменьшить или полностью остановить приток флюидов.
2. Из-за высокой водоотдачи возможен процесс обезвоживания, вследствие чего образуется твердая баритовая пробка.
3. Поскольку предел текучести низкий и вязкость невысокая, барит может оседать, образуя, таким образом, твердую баритовую пробку.
Баритовая пробка – это пульпа, состоящая из барита, воды и растворителя, понижающего вязкость.
Для приготовления одного барреля 22 lb/gal (2.64 RD) баритовой пробки используется следующая рецептура:
750 Ibs барита
21gal промывочной воды
1/2 фунта растворителя (пирофосфат натриевой кислоты)
1/4 фунта каустической соды
В идеале баритовая пробка должна иметь следующие свойства:
1. Высокую плотность
2. Высокую водоотдачу
3. Высокую скорость осаждения
Если скорость осаждения барита высокая, то вязкость и предел текучести должны быть низкими.
Приготовление и установка баритовой пробки:
1. Рассчитайте необходимый объем пульпы, который необходимо закачать, чтобы достичь необходимой высоты столба баритовой пробки. К расчетному объему добавьте 25 % - 50 % теоретического объема кольцевого пространства.
2. Приготовьте утяжеленную пульпу 18 – 24 lb/gal (2.64 RD). Рекомендуется готовить смесь более тяжелого удельного веса.
3. Приготовление и закачивание готовой баритовой пульпы необходимо выполнять с высокой производительностью, чтобы предотвратить возможность оседания барита в бурильной колонне. Рекомендуемая производительность - от 5 до 8 bbls (от 0.79 до 1.27 м3).
4. Если на заключительной стадии закачивания баритовой пробки конец бурильной трубы пустой, может возникнуть необходимость в вымыве остатков баритовой пробки. При этом существует большой риск вымыва осевшего барита, что приведет к перетоку флюидов из пласта высокого давления в пласт низкого давления. При необходимости повторной установки баритовой пробки, может оказаться, что произвести такие операции невозможно.
5. Чтобы определить, ликвидирован ли перелив флюидов из пласта высокого давления в пласт низкого давления и для проведения заключительной операции по герметизации, необходимо использовать данные наблюдений за давлениями и данные геотермической съемки.