учебное. Учебное пособие. Контроле над процессами в скважине
 Скачать 6.19 Mb.
|
|
4.5 Дроссели и дроссельные манифольды Для управления флюидом, поступившим из пласта, необходимо осуществлять циркуляцию при одновременном поддержании противодавления на продуктивные пласты. Поэтому, необходимо наличие связи (по дроссельной линии) между затрубным пространством под превенторами и дросселем, что позволяет направлять флюид в соответствии с его природой на: - амбары; - вертикальные дегазаторы и газосепараторы; - факел для сжигания; - циркуляционную систему буровой установки. Поскольку расход не может регулироваться запорными задвижками, то для этих целей используется дроссель (штуцер). Для регулирования давления в скважине в практике используются дроссели с ручным управлением и дроссели с дистанционным управлением. На рисунке 56 представлен дроссель с ручным управлением, для регулирования давления дроссель имеет фильтр из твердосплавного материала, подпружиненную втулку, изменяющую пропускную способность фильтра и посадочную втулку для фиксации фильтра. Двигаясь вдоль фильтра, при закручивании червяка с помощью рукоядки управления, втулка уменьшает эффективное сечение фильтра. 79 Втулка для изменения пропускной способности фильтра Фильтр Посадочная втулка для фиксации фильтра Рисунок 56 – Дроссель с ручным управлением Существуют дроссели с конусообразным твердосплавным наконечником, который уменьшает эффективное сечение, приближаясь к посадочному в зафиксированной в корпусе дросселя втулке. Гидравлический привод дросселя Корпус дросселя Твердосплавные диски с отверстиями в форме полумесяца Рисунок 57 – Дроссель с дистанционным (гидравлическим) управлением В представленном на рисунке 57 дросселе с дистанционным управлением, изменение эффективного сечения происходит за счет совмещения отверстий (в форме полумесяца) двух твердосплавных дисков, один из которых закреплен в корпусе, а другой вращается от гидравлического привода. 80 Индикатор положения дросселя Индикатор давления в кольцевом пространстве Счетчик ходов плунжера насоса Индикатор давления в бурильных трубах Рукоятка управления положением дросселя Рукоятка управления скоростью открытия (закрытия) дросселя Рукоятка подачи воздуха Переключатель выбора активного дросселя Рисунок 58 – Пульт управления дросселем с дистанционным (гидравлическим) управлением Дроссели с дистанционным управлением регулируются с пульта дистанционного управления, имеющего отдельное питание. На рисунке 58 приведены основные индикаторы и рукоятки пульта дистанционного управления дросселем. Оператор пульта имеет возможность получать и анализировать всю необходимую о процессе глушения информацию с пульта дистанционного управления дросселем, и регулировать его положения для сохранения контроля над скважиной и процессом глушения. 81 Дроссель с дистанционным управлением Обратный клапан Гидроуправляемая задвижка Крестовина Дроссель с ручным управлением Передатчик J-2 Датчик давления Задвижка с ручным управлением Буферный резервуар Рисунок 59 – Дроссельный манифольд Дроссельный манифольд является важным звеном в устьевом оборудовании. Флюид из скважины движется через гидроуправляемую задвижку на линии дросселирования, далее через крестовину на дроссель и после дросселя попадает в буферный резервуар, откуда распределяется путем открытия/закрытия задвижек на соответствующий узел системы первичной очистки, факел или амбар. Блок задвижек позволяет не только распределить флюид на соответствующую линию, но и в случае потери дросселя (промыт, забит или не регулируется из-за гидратообразований) отсечь его перекрытием задвижек и продолжить работу на запасном. В случае отсутсвия запасного провести необходимый ремонт и продолжить работу. Дроссельный манифольд подвергается гидравлическим испытаниям на то же давление, что и блок ПВО. Внутренний диаметр дроссельного манифольда должен быть не менее внутреннего диаметра боковых отводов крестовины. 82 4.6 Газосепаратор, вакуумный дегазатор Для удаления содержащегося в технологической жидкости газа (первичной очистки от газа) используется газосепаратор. Газированный раствор после дросселя попадает в газосепаратор, где при ударении о ребра происходит разделение фаз. Газ по отводной линии отводиться в атмосферу, а первично очищенный раствор попадает в приемную емкость. В ы с о та 3 м е тр а ( 1 0 ф у то в ) Рисунок 60 – Газосепаратор Для обеспечения качественной очистки раствора от газа к газосепараторам предъявляется ряд требований: - внутренний диаметр отводной линии газа должен быть не менее 203 мм (8 дюймов); - U – образная труба, обеспечивающая гидрозатвор должна иметь высоту не менее 3 метров (10 футов); 83 - оснащенность датчиком давления для контроля давления и во избежание нарушения гидрозатвора, что может привести к поступлению газа в зону вибросит. При определении максимального возможного давления в газосепараторе во избежании прорыва газа, используют уравнение гидростатики h g P (10) где ρ – плотность дегазированного бурового раствора; h – высота U-образной трубы. Для более тонкой очистки от газа применяется вакуумный дегазатор (рисунок 61). Рисунок 61 – Вакуумный дегазатор Вакуумный дегазатор устанавливается на приемной емкости и более полно очищает выходящий из газосепаратора раствор. Вакуумный насос дегазатора всасывает буровой раствор из приемной емкости, после чего он попадает на распределитель, для разделения фаз. Отделившийся от раствора газ всасывается вакуумным насосом и подается в вентиляционную линию, а очищенный раствор с распределителя попадает обратно в емкость. 84 Необходимо помнить, что вакуумный дегазатор имеет ограниченную производительность. Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь V V ГЕРМЕТИЗАЦИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ, МИГРАЦИЯ ГАЗА, МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЕ ДАВЛЕНИЕ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ. Из опыта строительства скважин следует, что основными причинами газонефтеводопроявлений являются: - снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины; - нарушение исполнителями действующих инструкций, рекомендаций и правил безопасного ведения работ; - низкая квалификация специалистов и производственного персонала в действиях по предотвращению и ликвидации газонефтеводопроявлений. При выявлении прямых признаков газонефтеводопроявления необходимо: - остановить технологический процесс (углубление скважины, спускоподъемные операции и т.д.) - в кратчайшие сроки и надлежащим образом герметизировать устье скважины; - зафиксировать необходимые для дальнейшего ликвидирования газонефтеводопроявления параметры; - установить наблюдение за давлениями в скважине и обеспечить сохранение текущего барьера. 5.1 Закрытие скважины Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике ликвидации газонефтеводопроявлений в основном применяются два способа герметизации устья скважины: 85 - мягкое закрытие – призвано уменьшить возможные осложнения от гидравлических ударов и толчков вызванных резким закрытием ПВО; - жесткое закрытие – призвано сократить время герметизации устья скважины, объем поступающего в скважину флюида и, как следствие, уменьшить давления при глушении скважины. Для того, чтобы приступить к какому-либо из методов герметизации устья скважины необходимо остановить технологический процесс. При углублении скважины необходимо остановить вращение инструмента, поднять инструмент так, что бы муфта бурильной/обсадной трубы находилась на уровне 0,4 – 1 метр от стола ротора, выключить насосы и преступить к реализации одного из методов. При проведении спускоподъемных операций необходимо прекратить спуск/подъем инструмента в скважину, так чтобы муфта бурильной/обсадной трубы находилась на уровне 0,4 – 1 метр от стола ротора, непосредственно в муфту или через переводник установить обратный клапан и шаровый кран. 5.1.1 «Мягкое закрытие» скважины Для реализации «Мягкого закрытия» необходимо чтобы: - гидравлическая задвижка на линии дросселирования была полностью закрыта; - гидроуправляемый дроссель должен быть на 50 % открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор; - остальные дроссели и задвижки после них должны быть закрыты (рисунок 62). 86 Дроссель с дистанционным управлением Обратный клапан Гидроуправляемая задвижка Крестовина Дроссель с ручным управлением Передатчик J-2 Датчик давления Задвижка с ручным управлением Буферный резервуар Открыт на 50% Закрыта Открыты Рисунок 62 – Положение элементов блока дросселирования для осуществления «Мягкого закрытия» скважины Действия для осуществления «Мягкого закрытия» скважины: - остановить технологический процесс; - открыть (с пульта дистанционного управления или непосредственно со станции) гидромеханическую задвижку на линии дросселирования; - закрыть (с пульта дистанционного управления или непосредственно со станции) кольцевой превентор, в случае необходимости закрыть плашечные превентор, перекрыть внутритрубное пространство (закрыть шаровый кран); - постепенно закрыть дроссель; - закрыть механическую задвижку после штуцера; - оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье через каждую минуту. 87 5.1.2 «Жесткое закрытие» скважины Для реализации «Жесткого закрытия» необходимо чтобы: - гидравлическая задвижка на линии дросселирования была полностью закрыта; - гидроуправляемый дроссель должен быть закрыт, но открыты задвижки на вертикальный дегазатор; - остальные дроссели и задвижки после них должны быть закрыты (рисунок 63). Дроссель с дистанционным управлением Обратный клапан Гидроуправляемая задвижка Крестовина Дроссель с ручным управлением Передатчик J-2 Датчик давления Задвижка с ручным управлением Буферный резервуар Закрыт Закрыта Открыты Рисунок 63 – Положение элементов блока дросселирования для осуществления «Жесткого закрытия» скважины Действия для осуществления «Мягкого закрытия» скважины: - закрыть кольцевой превентор и внутритрубное пространство, в случае необходимости закрыть плашечный превентор; - открыть гидроуправляемую задвижку на линии дросселирования; - закрыть задвижку после дросселя; 88 - оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут, независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье через каждую минуту. 5.1.3 Рекомендации к выбору способа закрытия скважины При «Жестком закрытии» устья скважины возникают предпосылки к осложнениям, связанным с опасностью гидравлического удара и обвала неустойчивых горных пород, однако значительно снижается время герметизации устья скважины. При «Мягком закрытии» усложняется сам процесс, увеличивается время закрытия и объем поступающего в скважину флюида, но снижается риск осложнений и потери оборудования от гидравлического удара. Выбор метода герметизации устья скважины во многом определяется принятыми стандартами компании в отношении мер по ликвидации газонефтеводопроявлений. 5.2 Миграция газа После герметизации устья скважины и стабилизации давлений, при поступлении в скважину газа начинается процесс его миграции, то есть движения к устью скважины без изменения объема и с сохранением давления. Скорость миграции газа увеличивается с уменьшением глубины скважины и снижается с увеличением зенитного угла. Оценить скорость миграции, можно используя следующее выражение g P S БК (11) где S – скорость миграции, м/час; ΔP БК – приращение давления в бурильной колонне, МПа/час. 89 В общем случае характер изменения избыточных давлений в кольцевом пространстве (Р ИКП ) и бурильной колонне (Р ИБК ) отображен графически на рисунке 64. Р , М П а Время, мин Рикп Ри Б к 5 -1 0 м и н С т а б и л и за ц и я д а в л е н и й Миграция поступившего флюида Рисунок 64 – Характер изменения избыточных давлений в кольцевом пространстве (Р ИКП ) и бурильной колонне (Р ИБК ) в процессе стабилизации и миграции поступившего флюида Рост избыточных давлений будет продолжаться до того момента, пока поступивший в скважину флюид, не достигнет устья скважины. При этом избыточное давление в кольцевом пространстве на устье скважины будет увеличиваться пропорционально уменьшению гидростатического столба бурового раствора над поступившим флюидом. В конечном счете, рост давления будет продолжаться до давления соответствующего давлению флюида (пласта). Забойное давление так же будет расти пропорционально уменьшению гидростатического столба бурового раствора над поступившим флюидом в процессе его миграции. Забойное давление будет соответствовать сумме избыточного давления в кольцевом пространстве на устье скважины и гидростатического давления составного столба бурового раствора и поступившего флюида. Таким образом, максимальное забойное давление при 90 миграции флюида может достигать значения несколько меньшего чем удвоенное давление проявляющего пласта. Естественно, в таких условиях возникает угроза гидравлического разрыва горных пород с наименьшим градиентом гидроразрыва, или гидравлический разрыв у башмака предыдущей обсадной колонны, как в наиболее слабом сечении скважины. Поэтому, необходимо вести мониторинг за изменением давлений при герметизированном устье и не допускать роста давления до критической величины соответствующей давлению поглощения или гидравлического разрыва пород. В противном случае неизбежна потеря вторичных барьеров и возникновение газонефтеводопроявления вне устья скважины (образование грифонов). 5.3 Максимально допустимое давление на устье скважины в кольцевом пространстве В практике бурения после разбуривания башмака обсадной колонны проводят испытание горных пород на поглощение (гидроразрыва) с целью определения максимально допустимого давления на устье скважины в кольцевом пространстве и максимального увеличения плотности промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины. Знание давления поглощения обязательно для успешной ликвидации газонефтеводопроявления или открытого фонтана. В тех случаях, когда давление нагнетания ограничивается предварительно установленным его значением, подтверждается способность горной породы выдерживать заданное давление в интервале испытания. Такая процедура носит название теста испытания горных пород на прочность методом опрессовки. В прочных горных породах ограниченного испытания часто вполне достаточно для выполнения требований дальнейшей проводки скважины. В скважинах подлежащих ликвидации, давление, в целях накопления данных, может доводиться до величины гидравлического разрыва. 91 Если предполагается вскрытие горных пород с меньшим давлением поглощения (гидроразрыва), то рекомендуется проводить повторные испытания в открытом стволе скважины. Обычно испытания проводят под башмаком кондуктора и промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не должна подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в скважине. Порядок проведения испытания следующий: 1. После схватывания цементного камня разбуривают цементный стакан в обсадных трубах, башмак и цемент, а затем горную породу на 3 - 5 метров ниже башмака обсадной колонны. 2. Скважину промывают и обеспечивают выравнивание параметров бурового раствора по всему объему скважины. 3. Поднимают долото в башмак обсадной колонны. Необходимо убедиться, что скважина полностью заполнена буровым раствором. 4. Подсоединяют цементировочные агрегаты к опрессовочной головке и опрессовывают нагнетательную линию. 5. Вызывают циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования при полностью открытом штуцере. Подачу цементировочных агрегатов следует создавать в пределах 40 - 80 л/мин. 6. Скважину закрывают, используя превентор и штуцер. 7. Закачивают внутрь бурильной колонны буровой раствор, увеличивая давление в скважине до половины расчетного максимального значения. При этом на устье регистрируют повышение давления по мере увеличения объема закачиваемого раствора. 8. Продолжают закачивание бурового раствора порциями по 0,04 м 3 Каждый раз с последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для стабилизации давления в скважине. 9. По полученным данным строят график изменения давлений в скважине после каждой закаченной порции промывочной жидкости (рисуок 65). Точка отклонения (А) от линейной зависимости соответствует давлению начала 92 поглощения (Р А ). Прекращают закачивание при получении на графике 2-3 точек стабильного поглощения. Продолжение закачивания (точка В) приведет к достижению максимального давления (Р В ), при котором происходит гидроразрыв горной породы с резким падением давления нагнетания. 10. Останавливают насос и делают выдержку в течение 5- 10 минут. 11. Осуществляют плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание давления через штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с закаченной, определяют объем жидкости, поглощенный пластом. Рисунок 65 – Типовая диаграмма испытания горной породы на прочность методом опрессовки: 1 - давление нагнетания; 2 - статическое давление; А - начало поглощения бурового раствора; В - гидроразрыв пласта; ВС - распространение трещин в породе; СD - падение давления после прекращения закачки 93 Расчет максимально допустимой плотности промывочной жидкости производиться согласно выражению ИПП Б ИПП MAX g H P (12) где ρ MAX – максимально допустимая плотность промывочной жидкости, кг/м 3 ; Р ИПП – избыточное давление на устье скважины при испытании пород на прочность методом опрессовки, МПа; H Б – глубина башмака обсадной колонны (пласта с меньшим градиентом гидроразрыва) по вертикали, м; ρ ИПП – плотность промывочной жидкости при испытании пород на прочность методом опрессовки, кг/м 3 Максимально допустимое давление на устье скважины в кольцевом пространстве рассчитывается как g Н Р Б ТЕК МАХ МАХ ) ( (13) где Р МАХ - максимально допустимое давление на устье скважины в кольцевом пространстве, МПа; ρ ТЕК – текущая плотность промывочной жидкости в скважине, кг/м 3 ; Необходимо помнить, что величина максимально допустимое давление на устье скважины в кольцевом пространстве зависит не только от давления поглощения (гидроразрыва пород), но и от величины прочности обсадной колонны, в результате сравнения двух этих величин выбирается меньшее из давлений, значение которого не должно быть достигнуто при ликвидации газонефтеводопроявления. |