Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины.

МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Напомним, что основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии - стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины. Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более тяжелым буровым раствором - цель иная - освободить затрубное пространство от флюида. Контролем успешно проведенной операции является выравнивание избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько нужно утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве более тяжелым осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.

Как на первой, так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя - при росте давления его приоткрывают, при снижении - прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не прывысит максимально допустимое. Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет примерно 150 м/с и на глубоких скважинах составляет значительную величину.

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:

· Остановите работу.

· Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.

· Остановите насос (цементировочный агрегат).

· Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.

· Закройте превентор.

· Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.

· Следующей операцией является регистрация давлений.

· Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.

· Запишите:

· Избыточное давление в бурильной колонне Риз.т.

· Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к.

Увеличение объема раствора в приемной емкости V_o. V_o является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.

Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.

В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана Р_{из. т} можно определить косвенно, закачивая с малой подачей (0,5 - 1 л/с) раствор в бурильные трубы с помощью цементировочного агрегата.

При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.

Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.

После замера и регистрации Р_из.к, Риз.т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.

Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.

Достигается это разными путями - уменьшением числа одновременно работающих насосов, числа ходов насоса в минуту (при дизельном приводе), сменой цилиндровых втулок и др.

“Половинная скорость” подачи обычно приемлема, поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля, снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.

Однако следует заметить, что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.

Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.

Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление

P”r.с=1,1 Рr.c n.кв,

где Рr.c - давление при промывке скважины во время бурения с подачей насосов (Q1, л/с),кгс/см.кв;

n- отношение выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении

n=Q2/Q1.

Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.

Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгс\см.кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.

Рн = Риз.т + Рr.с + 5 ÷ 10 кгс/см.кв.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчётному.

Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется, когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.

После регистрации давлений Риз.т Риз.к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).

Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.

На процедуру по пуску насоса, установлению соответствующего противодавления и регистрации давления в трубах должен расходоваться минимум времени - до 5мин. В этом его недостаток. Преимуществом данного метода установления Рн является отсутствие необходимости заранее знать или рассчитывать гидравлические сопротивления.

З а п о м н и т е! При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается п о с т о я н н ы м при п о с т о я н н о й подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии- вымыва флюида. Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз.к].

Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.

С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз.т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Рпл=pн*Н*0,1+Риз.т

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине

pк=pн + Риз.т .

Н 0,1

В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”

Тогда pк=pн + Риз.т +yp.

Н 0,1

При этом обязательно, чтобы

pк < [p] r.q

где q - объем 1 м затрубного пространства, в зоне нахождения флюида, м.куб.

МЕТОДИКА НЕПРЕРЫВНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

При ликвидации газовых и газожидкостных проявлений существует возможность глушения скважин в один цикл циркуляции при меньшем избыточным давлении в колонне. Это достигается при использовании способа непрерывного глушения скважин.

Ниже даны некоторые необходимые пояснения.

Все необходимые для глушения скважины параметры Q, Рн,Рк, рк определяют по тем же зависимостям , что и в “двухстадийном” способ. Так же ведут работы по закрытию скважины, замерам Риз.т, Риз.к и др.

Разница состоит в процедуре выхода на конечное давление циркуляции , т.е. на п о с т о я н н о е давление в бурильных трубах, при котором ликвидируют проявление.

Существует два варианта.

Основной. Для его осуществления необходимы некоторые построения.

В графике “Рабочего листка глушения скважины” на вертикальной оси наносят точки, соответствующие подсчитанным Рн и Рк, и соединяют их прямой линией.

В графике “а” этого графика откладывают значение плотности бурового раствора от pн до pк, через равномерные интервалы значения плотности.

В графы “б” и “в” вносят фактический объем закачанного в скважину бурового раствора Vф при котором плотность достигла соответствующей величены, и объем закачанного в скважину бурового раствора + объем бурильных труб Vб.т. Величина Vф + Vб.т показывает объем закачанного раствора, при котором раствор данной плотности докачен к долоту.

Если при глушении скважины расчеты заполнения труб и затрубного пространства ведут по времени закачки или по числу двойных ходов насоса, то в графы “б” и “в” вносят соответсвенно фактическое время, при котором плотность достигла указанной в соответсвующей графе величины (или суммарное число ходов), и фактическое время закачки (число ходов) + время (число ходов), необходимое для заполнения бурильных труб при выбранной подаче насоса.

Графы “б” и “в” заполняют непосредственно в период глушения скважины по мере увеличения плотности буровог раствора, что позволяет в каждый момент времени приблизительно определить среднюю плотность бурового раствора в бурильных трубах. Допустим, что при достижении плотности раствора р8 в скважину было закачено V8 м.куб. раствора. Тогда в графе “в” находим равную V8 сумму Vi + Vб.т и соответствущую ей плотность , т.е. определяем , какой плотности раствор находится в д а н н о е время у долота. Принимая положение, что утяжеление идет равномерно, можно определить, что средняя плотность бурового раствора в трубах равна (р8+рt)/2. По этой величине находят в графе “а”соответствующую этой частности плотность. Затем на графике изменения давления определяют, к а к и е н е о б х о д и м о поддерживать давления в бурильных трубах после закачки V8 м.куб. бурового раствора. На рисунке показано, что V8 равно V4+Vб.т. Среднее значение между р8 и р4 равно р6, значит давление в бурильных трубах надо поддерживать равным Р6.

Когда объем закачанного раствора меньше объема бурильных труб, среднее значение плотности раствора в бурильных трубах определяют как среднее между рн и рi - фактически достигнутое. В конце закачки во время заполнения бурильных труб раствором плотностью рк процедура определения средней плотности (и, значит, текущего давления в трубах) сводится к осреднению рк с тем рi, которому в данное время соответствует (Vi + Vб.т), равное по величине общему объему закачки.

После выхода на режим глушения с постоянным давлением дальнейшие работы при ликвидации проявления способом непрерывного глушения скважин ведутся аналогично двухстадийному способу глушения. Графики изменения давления в трубном и затрубном пространстве показаны на рисунке.

Весьма распространен вариант способа непрерывного глушения скважины, когда закачивают имеющийся в запасе утяжеленный буровой раствор сразу после закрытия скважины. Этот способ одинаков со способом “ожидания и утяжеления”, но отличается от него отсутствием фазы “ожидания”, когда скважина закрыта без промывки, а газ всплывает по затрубному пространству, внося погрешности в определение пластового, забойного и другие помехи.

При осуществлении этого способа характер изменений давления от Рн к Рк определяют расчетным путем и с помощью графика в “Рабочем листке по глушению скважин”.

Конечное (постоянное) давление циркуляции можно определить и опытным путем. Делается это так же , как и при двухстадийном способе: во время закачки утяжеленного бурового раствора, равного обьему бурильных труб, давление в затрубном пространстве держат постоянным. После прокачки Vб.т фиксируют давление в бурильных трубах, которое и принимают равным рк. Процедура эта очень простая, но осуществлять ее при ликвидации газопроявлений нужно крайне осторожно, так как прокачиваемый без расширения газ может внести существенные помехи, во время определения Рк. Этот метод определения Рк не рекомендуется для малогабаритных глубоких скважин и в случае газопроявлений с небольшой глубины. В этом случае используют расчетный метод определения Рк.

Тема 8. Технико-технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений.

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

- жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

- жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

- жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

- жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

- жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

- содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

- подтоварной водой (технической);

- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый

магний, хлористый кальций, хлористый калий);

- сенноманской водой.

2 способ - глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные

эмульсии)

3 способ - объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 - 1350 кг/м³. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl₂. Объем обратной эмульсии 3-6 м³.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

(формула 1)

где: g_жг - плотность жидкости глушения, г/см³;

Р_пл - текущее пластовое давление, атм;

К_з - коэффициент запаса, равный 1.10;

Н - глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

· Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/м³ допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

· Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

· При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

· На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

(формула 2)

где: Р_изб - избыточное давление на устье скважины, атм.

· На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

· Для глушения, в ОАО "Томскнефть" ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения	Плотность, г/см3
Сеноманская вода Пластовая вода Раствор хлористого натрия Раствор хлористого кальция	До 1.03 1.01 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

· Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

(формула 3)

где: М_р - количество реагента, кг;

g_р - удельный вес реагента, г/см3

(g_жг - удельный вес жидкости глушения, г/см3

g_в - удельный вес воды, используемой для приготовления

жидкости глушения, г/см³

V_р - требуемый объем жидкости глушения, м³

Удельные веса NaCl - 2,15 г/cм³ (2 150 кг/м³)

CaCl₂ - 2,20 г/см³ (2 200 кг/м³)

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в "Приложение-1".

· Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см³.

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Глубина скважины, м	Допустимые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м2
	До 1300	1300-1800	более 1800
До 1 200
До 2 600
До 4 000

Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.

· Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

· Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

(формула 4)

где: V_эк=(pD²/4)xH;

Н - глубина скважины до цементного моста,

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

V_экО - объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

- внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);

- внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);

- внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

Формула определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где: d_нкт-d_нктВ - соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,

Н_сн - глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

dштСр=((dшт₁ х h₁) + (dшт₂ х h₂) + (dшт₃ х h₃)/Hсп

где: dшт₁, h₁ ... диаметры и длины ступеней колонны штанг.

· Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

· Количество циклов определяется:

Кц=VэкО/V1ц

Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

V2ц=VэкО-V1ц+3, м³

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=V1ц+3, м³

объем второго цикла

V2ц=VэкО=V1ц-V3ц,м³;

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

V4ц=V1ц+3; V2ц=V1ц,

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, м³.

Подготовительные работы к глушению скважины.

- Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

- Определяется величина текущего пластового давления.

- Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

- Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

- Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

- Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.