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 £ Р_гп - 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.

На рис. 1 показана последовательность операции при глушении газопроявления в течение двух циклов циркуляции, формулы по определению давлений на забое, в бурильной и обсадной колоннах.

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 Р_н до Р_к. Так как в условиях буровой это труднодостижимо, то фактически давление понижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.

На рис. 2 показаны 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 r_I до r₂ на любом цикле соответствует понижению давления DР_I = Р_нI - Р_н2 и его определяют по формуле:

Строят график зависимости давления в колонне бурильных труб от плотности бурового раствора (рис. 2).

Зависимость давления на выкиде насоса от плотности бурового раствора.

Глушение осуществляется в течение 3-х циклов промывки при последовательном утяжелении бурового раствора от r_н до r₁ ,от r₁ до r₂ и от r₂ до r_к.

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 Р_из.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 Р_из.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 :

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

· Р_г.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 ).