учебное. Учебное пособие. Контроле над процессами в скважине
 Скачать 6.19 Mb.
|
|
6.4 Особенности глушения горизонтальных и наклонно-направленных скважин Выявление поступления флюида в горизонтальных и наклонно- направленных скважинах связано со следующими трудностями: - отсутствие избыточного давления при герметизированном устье; - низкая (или нулевая) скорость миграции флюида; - резкий рост давлений при выходе флюида из горизонтального участка скважины. Горизонтальные и наклонно направленные скважины имеют интервалы набора, стабилизации и падения зенитного (пространственного) угла, что приводит к резким изменениям давления при подъеме флюида в процессе глушения 106 Наиболее предпочтительными являются: - жесткий метод герметизации устья скважины; - применение метода «Ожидания и утяжеления» (в случае отсутствия жидкости глушения реализовать первую стадию метода «Бурильщика»). Необходимо учитывать геометрию КНБК, так как скорость подъема флюида за ход плунжера разная. Неучтенная геометрия может привести к чрезмерному снижению избыточного давления на пласт и появлению новых порций флюида (рисунок 68). Фактическое изменение давления Расчетное изменение давления Рисунок 68 – Разница фактического и расчетного изменения давлений при глушении скважины без учета геометрии КНБК Глушение скважины по построенному без учета геометрии КНБК графику (красная пунктирная линия) приведет к снижению избыточного давления на пласт. Необходимо учитывать зенитный угол, так как при выходе газа в вертикальный участок повышается давление на вскрытый интервал. Большой положительный баланс давления на открытый ствол скважины при глушении ее по расчетному графику (красная пунктирная линия рисунок 69) может привести к гидроразрыву пород. 107 Фактическое изменение давления Расчетное изменение давления Рисунок 69 – Разница фактического и расчетного изменения давлений при глушении скважины без учета зенитного угла Фактическое изменение давления Расчетное изменение давления Рисунок 70 – Разница фактического и расчетного изменения давлений при глушении скважины с «S – образным» профилем без учета зенитного угла 108 При глушении скважин с S – образным профилем существует опасность как поглощения или гидроразрыва пород, так и поступления дополнительной порции флюида, если не учитывать изменения зенитного угла. Горизонтальные скважины характеризуются низкими избыточными давлениями при размещении флюида в горизонтальном участке и резким ростом давления при выходе газа в вертикальный участок. Фактическое изменение давления Расчетное изменение давления Рисунок 71 – Разница фактического и расчетного изменения давлений при глушении горизонтальной скважины без учета зенитного угла При глушении горизонтальных скважин необходимо учитывать, что флюид (газ) имеет меньшую плотность и может плохо вытесняться жидкостью глушения. Рекомендуется при глушении горизонтальных скважин поддерживать объемную скорость жидкости в затрубном пространстве горизонтального участка около 300 метров в минуту. Таким образом, при реализации процедуры глушения горизонтальной или наклонно-направленой скважины необходимо учитывать: - особенности профиля скважины; - геометрию КНБК; - скорость движения жидкости за КНБК в горизонтальном участке. 109 6.4.1 Расчет графика глушения горизонтальной скважины Башмак обсадной колонны Точка набора зенитного угла КОР Точка стабилизации зенитного угла ЕОВ Горизонтальный участок Рисунок 72 – Схема профиля горизонтальной скважины с основными элементами После выявления ГНВП и регистрации первоначальных данных в ходе стабилизации давлений приступаем к расчету программы глушения. Дополнительно необходимо знать вертикальную глубину и глубину по мере инструмента до точек набора (KOP – kick of point) и стабилизации (EOB – end of build) зенитного угла. Рассчитываются объемы трубного и затрубного пространства с учетом обозначенных точек KOP и EOB, а так же число ходов плунжера насоса. Приступаем к расчету необходимой плотности жидкости глушения согласно выражения 15, а так же начального и конечного давления циркуляции по выражениям 14 и 18. Находим величину гидравлических сопротивлений в точке набора зенитного угла (KOP) ) ) (( СКВ L L P Р P P KOP ГМЦ КОН ГМЦ KOP (22) 110 где ΔР КОР – величина гидравлических сопротивлений в точке набора зенитного угла, МПа; L KOP – расстояние от устья скважины до точки КОР по стволу, м; L СКВ – глубина скважины по стволу, м. Пересчитываем избыточное давление в бурильных трубах в точке набора зенитного угла (КОР) ) ) (( KOP РР ЖГ ИБТ KOP ИБТ H g Р P (23) где Р ИБТ.КОР – значение избыточного давления в бурильных трубах в точке КОР при глушении скважины, МПа; H КОР – расстояние по вертикали от устья скважины до точки КОР, м. Рассчитывается циркуляционное давление в точке набора зенитного угла (КОР) KOP KOP ИБТ KOP P P CP (24) где СР КОР – значение циркуляционного давления в точке набора зенитного угла КОР при глушении скважины, МПа. Находим величину гидравлических сопротивлений в точке стабилизации зенитного угла (ЕOВ) ) ) (( СКВ L L P Р P P ЕОВ ГМЦ КОН ГМЦ ЕОВ (25) где ΔР ЕОВ – величина гидравлических сопротивлений в точке стабилизации зенитного угла, МПа; L ЕОВ – расстояние от устья скважины до точки ЕОВ по стволу, м. Пересчитываем избыточное давление в бурильных трубах в точке стабилизации зенитного угла (ЕОВ) ) ) (( ЕОВ РР ЖГ ИБТ ЕОВ ИБТ H g Р P (26) 111 где Р ИБТ.ЕОВ – значение избыточного давления в бурильных трубах в точке ЕОВ при глушении скважины, МПа; H ЕОВ – расстояние по вертикали от устья скважины до точки ЕОВ, м. Рассчитывается циркуляционное давление в точке стабилизации зенитного угла (ЕОВ) ЕОВ ЕОВ ИБТ ЕОВ P P CP (27) где СР ЕОВ – значение циркуляционного давления в точке набора зенитного угла ЕОВ при глушении скважины, МПа. Рассчитывается величина снижения давления на каждые 100 ходов плунжера при закачивании жидкости глушения от устья скважины до точки КОР KOP KOP НАЧ drop N CP P KOP 100 ) ( (28) где – KOP drop - величина снижения давления на каждые 100 ходов плунжера при закачивании жидкости глушения от устья скважины до точки КОР, МПа/100 ходов; N KOP – количество ходов плунжера насоса, необходимое, для заполнения бурильной колонны от устья скважины до точки КОР. Находим величину снижения давления на каждые 100 ходов плунжера при закачивании жидкости глушения от точки КОР до точки ЕОВ ЕОВ ЕОВ КОР drop N CP СP ЕОВ 100 ) ( (29) где – ЕОВ drop - величина снижения давления на каждые 100 ходов плунжера при закачивании жидкости глушения от точки КОР до точки ЕОВ, МПа/100 ходов; N KOP – количество ходов плунжера насоса, необходимое, для заполнения бурильной колонны от точки КОР до точки ЕОВ. 112 Рассчитываем величину снижения давления на каждые 100 ходов плунжера при закачивании жидкости глушения от точки ЕОВ до долота В КОН ЕОВ drop N P СP В 100 ) ( (30) где – ЕОВ drop - величина снижения давления на каждые 100 ходов плунжера при закачивании жидкости глушения от точки ЕОВ до долота, МПа/100 ходов; N В – количество ходов плунжера насоса необходимое, для заполнения бурильной колонны от точки ЕОВ до долота. Движение газа от точки ЕОВ Давление в обсадной колонне Ходы плунжера насоса Д а в л е н и е Рисунок 73 – Диаграмма давлений при глушении горизонтальной скважины методом ожидания и утяжеления с учетом зенитного угла Диаграмма на рисунке 73 отражает изменение давлений в процессе глушения горизонтальной скважины. Расчет дополнительных точек КОР и ЕОВ 113 позволяет скорректировать график глушения и избежать дополнительного роста давления на горные породы при выходе газа из горизонтального участка. 6.5 Осложнения при глушении скважин В процессе глушения скважин зачастую возникают осложнения, а так же аварийные ситуации реакция рабочего персонала на которые должна заключаться в сохранении контроля над скважиной, при одновременном выявлении причины осложнения или аварии, с принятием корректных мер для ликвидации аварийной ситуации. В таблице 3 представлены основные виды осложнений, признаки по которым можно определить вид осложнения и действия, которые необходимо предпринять для предотвращения развития аварийной ситуации и сохранения контроля над скважиной. Таблица 3 – Виды и признаки осложнений, действия для их ликвидации № п/п Вид осложнения Признаки осложнения Действия для ликвидации осложнения и сохранения контроля над скважиной 1 2 3 4 1 Промывается дроссель Постепенное снижение давления в бурильной колонне и кольцевом пространстве вплоть до полного закрытия дросселя После выявления осложнения, полностью закрыть дроссель. Одновременно и скоординировано снизить подачу насосов до нуля и закрыть задвижку после дросселя. Перейти на запасной дроссель. 2 Забивается дроссель Постепенное увеличение давления в бурильной колонне и кольцевом пространстве вплоть до полного открытия дросселя Плавно и скоординировано снизить подачу насосов до нуля с закрытием дросселя при постоянном давлении в кольцевом пространстве. Перейти на запасной дроссель. 3 Отключение или выход из строя насоса Резкое падение давления в бурильной колонне и кольцевом пространстве, показания на индикаторе ходов насоса в единицу времени равны нулю Поддерживая постоянное давление в кольцевом пространстве быстро закрыть дроссель. Перейти на запасной насос. 114 Продолжение таблицы 3 1 2 3 4 4 Промыло бурильную колонну, вымыло насадку долота Падение давления в бурильной колонне при постоянном давлении в кольцевом пространстве и неизменной подаче насоса Остановить насос и закрыть дроссель при постоянном давлении в кольцевом пространстве. Поддерживая постоянное давление в кольцевом пространстве вывести насосы на необходимую производительность. Продолжить глушение с новым давлением циркуляции, если падение давления в бурильной колонне продолжается, остановить насос, закрыть скважину, применить объемный метод для вытеснения поступившего флюида. 5 Забило насадку долота Рост давления в бурильной колонне при постоянном давлении в кольцевом пространстве и неизменной подаче насоса Остановить насос и закрыть дроссель при постоянном давлении в кольцевом пространстве. Поддерживая постоянное давление в кольцевом пространстве вывести насосы на необходимую производительность. Продолжить глушение с новым давлением циркуляции. 6 Имеется утечка через уплотнение превентора Появление жидкости в контрольных отверстиях или через уплотнения пакерующих элементов Задействовать аварийное уплотнение или второй превентор имеющийся в сборке 7 Не регулируется дроссель При воздействии на органы управления дросселем степень открытия остается неизменной. В дроссельной линии, блоке дросселирования и дросселе появились гидратообразования. Остановить процедуру глушения, закачать через линию продувки дроссельного манифольда гликоль и ингибиторы гидратообразований, продолжить глушение 115 Продолжение таблицы 3 1 2 3 4 8 Закупорка в линии манифольда кольцевого превентора После перемещения 4-х ходового 3-х позиционного крана закрытия кольцевого превентора появилась соответствующая индикация, но давления в гидроаккумуляторе и регуляторе остались неизменными. Задействовать плошечный превентор и устранить закупорку в манифольде. 9 Не задействован вспомогательный пульт управления ПВО После перемещения 4-х ходовых 3-х позиционных кранов закрытия превенторов нет соответствующей индикации и давления в гидроаккумуляторе и регуляторах остались неизменными. Задействовать элементы сборки ПВО со станции гидроуправления ПВО. 116 Приложение 1 – Лист глушения вертикальной скважины 117 Приложение 1 – Лист глушения вертикальной скважины 118 Приложение 2 – Лист глушения наклонно-направленной скважины 119 Приложение 2 – Лист глушения наклонно-направленной скважины 120 Приложение 2 – Лист глушения наклонно-направленной скважины 121 Список используемой литературы 1. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении.- М: Недра, 1992.-251 с: ил. 2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624- 2003). Серия 08. Выпуск 4/ Колл. авт.- М: Госгортехнадзор России, 2003.- 206 с. 3. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах.-М.: Недра, 1984, 191 с. 4. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин.- М: Недра, 1988.- 200 с. : ил. 5. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними: Справочник.- М.: Недра, 1981,- 189 с: ил. 6. Блохин О.А., Иоганесян К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов : Учеб. пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.-М.: Недра, 1991.- 142с.: ил. 7. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- Т. 3.- 399 с. 8. Жан Бом, Дидье Бриган, Беонар Лопес Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений. 9. Randy Smith Training Solution, учебное пособие по курсу «Well Control», Абердин, 2005 г. 10. Аширьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. – М.: Недра, 1989. – 228 с.: ил. 11. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов.– М.: Недра, 1987. -326 с. 122 12. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие. – М.: Недра, 1999. – 424 с. 13. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. – М.: Недра, 1984. – 317 .с 14. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Коваленко А.В. Основы гидравлики и промывочные жидкости: Учебник для техникумов. – М.: Недра, 1993. – 240 с. 15. Борисенко Л.В. Промывочные жидкости и промывка скважин: Методические указания к лабораторным работам. – М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1981. – 87 с. 16. Гульянц Г.М. Справочное руководство по противовыбросовому оборудованию. – М.: Недра, 1983. - 112 с. 17. Головко В.Н. Оборудование для приготовления и очистки промывочных жидкостей. – М.: Недра, 1978. – 132 с. 18. Грей Дж. Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ. – М.:Недра, 1985. – 509 с. 19. Иогансен К.В. Справочник «Спутник буровика», 3-е издание переработанное и дополненное. – М.: Недра, 1990.- 199 с. 20. Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геолого-разведочных скважин. Справочное пособие. – М.: Недра, 1989. – 240 с. 21. Каталог «Технические средства, методические разработки, технологии, услуги в области геофизических исследований скважин», АО НПП «ВНИИГИС», 1997. 22. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф., Справочник по испытанию скважин. - М.: Недра, 1984. 23. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Справочник «Бурение наклонных и горизонтальных скважин». - М.: Недра, 1997. 24. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра, 1987. 123 25. Овчинников В.П. и др. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. – Тюмень: «Вектор БУК», 1997. – 238 с. 26. Овчинников В.П. и др. Солевые тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды. – М.: Недра, 2000. – 246 с. 27. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. – М.: Недра, 1982. – 230 с. 28. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. – М.: Недра, 1990. – 230 с. 29. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1981. 30. Токунов В.И. Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. – М.: Недра, 1983. – 167 с. 31. Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник в 2-х т.- Недра, 2000. - :618 с. 32. Киреев А.М., Войтенко В.С. Управление проявлениями горного давления при строительстве нефтяных и газовых скважин: Монография. в 2-х т. – Тюмень: «Экспресс». 2006. – 366 с. 33. Справочник бурового мастера: в 2-х т. М: «Инфра-Инженерия», 2006. – 1216 с. \ Под общей редакцией редакцией Овчинникова В.П., Грачева С.И., Фролова А.А. 34. Свинцицкий С. Б. Природа зон АВПД в глубокопогруженных отложениях нефтегазовых бассейнов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 4/2007. УДК 622.276.031:532.51(1-04) 35. Фертль У. Х. Аномально пластовые давления. М., Недра. 1980 36. Хабаров В. В., Хабаров А. В. К вопросу о диагностике коллекторов в Баженовской свите по наличию АВПД. Каротажник № 99. 37. Халимов Э. М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений. Избранные труды (1958-2000 гг.). М.: ИГиРГИ. 2001 124 38. Геолого-геофизические методы прогнозирования аномальных пластовых давлений / В.М. Добрынин, В.А. Серебряков. – М. : Недра, 1991. – 288 с. |