rонтрол скважины глава 4

1

Закачка под давлением

Закачка под давлением - это метод глушения скважин под давлением передперемещением буровой вышки для РВР. Этот способ осуществляется без циркуляции; внем используется насос и флюид для глушения. Заключается в закачке добытых флюидовобратно в нефтеносный пласт, наполняя при этом НКТ флюидом для глушения.

Промасливание и стравливание

В некоторых случаях закачка под давлением невозможна или нежелательна. Примеры:изношенная НКТ с низким избыточным давлением, низкий предел прочности разрывапласта, и поврежденное или изношенное оборудование устья с ограниченным рабочимдавлением. В таких случаях, смазывание и стравливание могут представлять собойнаиболее приемлемые способы глушения скважины. Этот способ также можно применитьдля снижения устьевого давления до уровня, при к-ром можно делать закачку поддавлением.

При этой базовой процедуре смазывания и промывки, в скважину закачиваетсяотмеренное кол-во флюида для глушения, который опускается вниз, затем на поверхностистравливается газ, а устьевое давление регулируется в предустановленных границах.

Методы расчета

Реверс - это общий метод циркуляции для глушения скважин перед РВР. Перед началомРВР требуется установить циркуляцию между обсадной трубой и НКТ. Имеется несколькоспособов: перфорация НКТ, открытие скользящей муфты или открытие отсекающегоклапана или клапана газлифта при помощи канатных работ. После того какстабилизируется устьевое давление можно запускать флюид для глушения дляциркуляции в скважине. Для глушения скважины также можно воспользоваться обычнойциркуляцией.

Глушение скважины перед РВР - способы без циркуляции

2


Закачка под давлением является одним изспособов глушения статическойработающей скважины, при которомдобытые флюиды закачиваются обратно впласт, а НКТ заполняют флюидами дляглушения.Закачка под давлением не должнапроводиться опасным способом из-завозможного повреждения ствола скважины,нефтеносного пласта или разрываприлежащих пластов.

Для успешной закачки под давлениемнеобходима следующая информация длясоздания графика закачки. Создаетсяграфик закачки, в котором указываетсяпроцедура глушения скважины, контроляустьевого давления закачки.

Способы без циркуляции

3

Для подготовки графика закачки флюидов требуется след. информация:

Пластовое давление - рекомендуется рассчитывать на основании последнего измерения забойного давления

Требуемое избыт. гидростат. давление - обеспечивается флюидом для глушения, в то время как закачиваемый флюид глушит скважину, избыточное давление необходимо, если потребуется поднять колонну или пакер, или осуществить спуско-подъемные операции. Типичное

избыточное давление варьируется в пределах 0,3 - 0,5 частей на галлон выше сбалансированной плотности флюида.

Глубина перфорации - измеряется по вертикали

Давление гидроразрыва пласта - оценка предела прочности гидроразрыва пласта - при этом должно учитываться снижение давления продуктивного пласта - в виде общего правила: делайте осторожную оценку (продуктивности)



4



Характеристика НКТ - внутр. диаметр, длина, процентное соотношение износа - если скважина в прошлом производила такие коррозийные флюиды, как H2S, CO2 или большие объемы минерализованной воды, обязательно рассмотрите проведение замеров каверномера для НКТ.

Окружающая жидкость - наличие или отсутствие флюида в затрубе -оно может иметь решающее влияние на эффективное значение давления разрыва НКТ

Вертлюжный колодец - внутр. диаметр и замеренная длина - если колодец существует, его надо заполнить флюидом для глушения

Размер насоса - втулка цилиндра, такт поршня и данные производительности

Устьевые давления - НКТ и затруб

Рабочее давление устья

5

ШАГ 1 Пластовое давление (ppg - часть на галлон)

ШАГ 2 Флюид для глушения (ppg)

ШАГ 3 Давление гидроразрыва пласта

фунт/кв. дюйм - необходимо знать оценку прочности разрыва в ppg

ШАГ 4 Объем закачки

ШАГ 5 Производительность насосабаррель/ход - производительность насоса должна вводиться в виде десятичной дроби

Formation

Vertical

PSI PPGDepthPerf

Formation

23.19

PPGPPGPPG FluidKillOverbalaceDesiredFormation

PSIVerticalPPG FracDepthPerfFrac 052.

BBLRatholeRathole

Tbg

TbgVolumePumpingLength

IDLength

ID

4.10294.1029

22

STKBBLPercentageInches OutputEfficiencyPumpLengthStrokeIDLiner /

2 000243.



6

ШАГ 6 Такт насоса - если имеется счетчик числа тактов поршня

ШАГ 7 Рабочее давление разрыва НКТ Принимая отраслевой стандартснижения параметров НКТ за 80%.

Если изношенность НКТ более 20%,введите соотв. число.

ШАГ 8 Максимальное начальное давление НКТ –Предел прочности НКТ (допуск об отсутствии противодавления)

ШАГ 9 Максимальное конечное давление НКТ –Предел прочности НКТ (допуск об отсутствии противодавления)

ШАГИ 8 и 9 должны быть предприняты, если предполагается пренебречьпротиводавлением в НКТ из-за наличия флюида, между НКТ и обсадной трубой; вотношении старых скважин - такое решение будет нелишне.

StrokesPumpOutputPump

VolumePumping

STKBBL

BBL

/

PSIPSI BurstWorkingBurstPublished 8.

PSIPSIPSI InitialMaxSITPFormationBurstWorking

PSIVerticalPPGPSI FinalMaxDepthPerfFluidKillBurstWorking )052(.



7

ШАГ 10Максимальное начальное давление НКТ –ГРП (допуск об отсутствии противодавления)

ШАГ 11Максимальное конечное давление НКТ –ГРП (допуск об отсутствии противодавления)

Фунт/кв.дюйм

Ходы поршня или закачка в баррелях

Перемещение НКТ и вертлюжного колодца

Линия статического давления в НКТ

Линия ГРП (допуск об отсутствии противодавления)

Линия предела прочности НКТ (допуск об отсутствии противодавления)

Макс. начальные давления

Макс. конечные давления

Это граф. изображение расчетных начального и конечного давлений вместе с объемом закачки.

PSIPSIPSI InitalMaxSITPFormationFrac

PSIVerticalPPGPPG FinalMaxDepthPerfFluidKillFrac 052.



8

Если учесть противодавление, то след. расчеты макс. первоначального давления и макс.конечного давления разрыва займут место ранее выведенных .

Макс. начальное давление в НКТ (с учетом предела прочности НКТ) –допуск с противодавлением

Макс. конечное давление НКТ (с учетом предела прочности НКТ) –допуск с противодавлением

Вышеуказанные расчеты дадут более высокие значения в силу включениягидростатического давления затруба в качестве противодавления. В нек-х случаях макс.начальное и макс. конечное давление может быть выше чем нормированное давлениеразрыва НКТ. Разумеется в этих случаях рабочее давление разрыва будет использоватьсякак макс. давление.

На след. стр-це схема изменений, к-рые могли бы иметь место, когда затрубноегидростатическое давление учитывается при расчете макс. начального и макс. конечногодавлений разрыва НКТ.

PSIVerticalPPGPSIPSI InitialMaxLengthFluidFluidAnnularFormationBurstWorking 052.

PSIVerticalPPG

VerticalPPGPSI

FinalMaxLengthFluidAnnular

LengthFluidKillBurstWorking

052.

052.



9

Смещение НКТ и

вертлюжного колодца


Линия статического давления в НКТ

Линия ГРП

Линия предела прочности НКТ (на

основании противодавления флюида)

Макс. конечные давления

Макс. начальные давления

Рабочее давление разрыва

Из схемы видно, что давление разрыва НКТ может быть выше, чем расчетное рабочеедавление предела прочности и возможно выше рабочего давления фонтанной арматуры.




10

Из предыдущих диаграмм и на основании "безопасного диапазона закачки", становится ясно, что по меренарастания гидростатического давления в НКТ из-за введения флюида для глушения, макс. устьевоедавление снижается. На рисунке указан безопасный диапазон, граничащий с линиями статическогодавления в НКТ и ГРП. Это наиболее оптимальная ситуация, но не всегда возможная. Если НКТ подвергласьзначительной коррозии или питтингу в результате выхода коррозийных флюидов или песка, линияразрушения НКТ может быть первой "границей" выше линии статического давления в НКТ. При любом изэтих случаев, безопасный диапазон закачки находится между линией статического давления в НКТ и первойграницей над ней.

Имеется два способа мониторинга давления в ходе проведения операции. Можно составить график наосновании значений макс. начального давления закачки, выбранного макс. конечного давления закачки иобщего объема или кол-ва ходов насоса. Разумеется макс. начальное давление должно быть в диапазонебезопасной закачки. В этих целях применяются след. мат. формулы:

ШАГ 2 Среднее падение давления

ШАГ 1 Падение давления

Maximum Initial Maximum Final

pressure drop

increments10

В качестве примеры выбрано 10 интервалов; взависимости от того насколько часто хотите проверятьдавление насоса, можно установить 15 или даже 20интервалов

ШАГ 3 Средний объем или такт поршня

Total Pump Strokes

increments10или

Total Pumping Volume

increments10



11

21

График можно разработать и записать на основании рассчитанного среднего падения давления, среднего кол-ва тактов насоса или закачанного объема. Процедура графика следующая:

ШАГ 4 Давление насоса

initial pump pressure average pressure drop

Первое вычисление дает давление

насоса, соответствующее контрольной

точке в графике. Дополнительные

аналогичные вычисления завершают

график.

ШАГ 5 Кол-во тактов поршня

0 strokes average strokes

Это вычисление дает первую контрольную точку

после начала операции. Дополнительные

аналогичные вычисления завершают график.

Например, давайте воспользуемся нижеприведенной информацией, чтобы показать создание графика:

Начальное давление насоса 2200 фунт/кв.дюйм

Конечное давление насоса 800 фунт/кв.дюйм (выбрано произвольно)

Всего тактов 4500

Контрольных точек 10



12

Падение давления (от начального давления циркуляции до конечного давления циркуляции)

2200 800 1400psi psi psi

Среднее падение давления (На основании 10 контрольных точек)

1400

10140

psi

psi checkpoincrements / int

Выполнив эти два расчета можносоставить часть графика по падениюдавления.

Начальное давление в 2200 будетпервой записью. Среднее падениедавления в 140 фунт/кв.дюймвычитается из начального, чтобыполучить вторую контрольную точку.Повторение этого процесса завершаетподготовку части графика,касающейся давления.

2200

2060

1920

1780

1640

1500

1360

1220

1080

940

800

2200 - 140 = 2060

2060 - 140 = 1920

Дополнительные аналогичные вычисления завершают график.



13

Можно сделать аналогичные расчеты, когда речь идет об отношении такта поршня илибаррелей к насосу. В случае, когда требуется 4500 тактов поршня для вытеснения объемаНКТ и вертлюжного колодца, получается значение увеличения интервала тактов какпоказано ниже.

0

450

900

1350

1800

2250

2700

3150

3600

4050

4500

Сред. кол-во тактов поршня4500

10450

total strokes

increments strokes

0 тактов + 450 = 450 тактов

450 тактов + 450 тактов = 900 тактов

……и т. д. …...

2200

2060

1920

1780

1640

1500

1360

1220

1080

940

800

0

450

900

1350

1800

2250

2700

3150

3600

4050

4500


Такт

Справа - заполненный график. Давлениенасоса регулируется при помощи вентилянасоса для получения требуемыхзначений понижающегося давления.



14

Ниже графическое изображение операции по закачке под давлением.

Заштрихованный участок обозначает "безопасный диапазон закачки" на основаниирассчитанных значений давления насоса. Центральный отрезок в заштрихованном участкеобозначает среднюю точку или рекомендуемое к соблюдению значение давления насоса.

Красные линии указывают на то, как отслеживать значения давления в ходе операции.

Проверка давления на 750 тактах даст давление примерно в 2200 фунт/кв.дюйм.

Проверка давления на 2600 тактах даст давление примерно в 1100 фунт/кв.дюйм.


Давление насоса

Поглощение флюида пластом

Стабилизированное начальное давление насоса

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 3750

0

1000

2000

3000

4000

5000 5000

4000

3000

2000

1000

Требуемое давление насоса



15

При закачке под давлением необходимо тщательноотслеживать давление в обсадной трубе. О любомувеличении давления в обсадной трубе необходимосообщать супервайзеру и внимательно наблюдать заизменениями. Повышение давления в обсаднойтрубе может быть вызвано нагревом в результатезакачки жидкостей в НКТ, или указывать на течи втаких частях как скользящая муфта, оборудованиегазлифта, предохранительные клапаны, уплотнителипакера и т.д.

Наличие в обсадной колонне давления илиувеличение давление в ней может иметь печальныепоследствия. Чрезмерное давление на крестовинупакера создает настолько большую силу, что можетсорвать пакер вниз и разрушить НКТ. Кроме того,чрезмерное давление в затрубном пространствесоздает давление близкое к пределу прочностиобсадной колонны, необязательно у устья, а в забое.

Увеличение давления в обсадной трубе

при закачке



16

Проскальзывание газа

Во время закачки под давлением может выходить газ,особенно если у флюида для глушениянезначительная вязкость, а скорость закачки низкая.В таком случае, газ может мигрировать вверх по НКТбыстрее, чем нагнетается вниз в НКТ насосом.Согласно предыдущим диаграммам, когда объем НКТи вертлюжный колодец заполняются, давление в НКТдолжно быть 0 фунт/кв.дюйм, а скважина заглушена.Но часто этого не происходит. Хотя статическоедавление в НКТ составляет 0 фунт/кв.дюйм, аскважина кажется заглушеной, необходимоподождать минут 30 или больше и отслеживатьстатическое давление в НКТ. Если оно начинаетповышаться, значит проблема скорей всего в"проскальзывании" газа. Это особенно большаяпроблема в наклонно-направленных скважинах сбольшим зенитным углом.Возможным решением втакой ситуации будет закачка вязко-пластичныхтампонов до раствора, чтобы уменьшитьпроскальзывание газа. При желании глушение можнозакрепить раствором такого утяжелителя, каккарбонат кальция, который при желании можноокислить, и после этого глушить скважину.Разумеется, перед применением вязко-пластичныхтампонов и утяжелителей необходимо учестьпроницаемость и чувствительность пласта.

Проскальзыван

ие газа

Глушильный

раствор



17

Газовая смазка - процесс закачиванияфлюида в НКТ и после того как он опуститсявниз - стравливания газа, при этомудерживая забойное давление постоянным.Процедура известна как "закачка истравливание".

Промасливание можно использовать либодля полного глушения скважины перед РВРили снизить статическое давление в НКТперед закачкой под давлением. Даннаяоперация обычно проводится, когда известноили есть подозрение, что НКТ в плохомсостоянии и может не выдержать давления вовремя закачки под давлением.

Присутствуют два подхода к этой процедуре,но независимо от применяемого метода, цельсостоит во введении в НКТ гидростатическогодавления при помощи флюида для глушения.

Промасливание и стравливание


18

ШАГ 1 Выберите избыт. гидростат. давление (рабочий диапазон) например от 50 до 100 фунтов на кв. дюйм

ШАГ 2 Рассчитайте повышение гидростат. давления на основании закачанного объема, геометрии устья и плотности закачиваемого флюида. Это получается при помощи след.:

IncreasecHydrostati

WtFluidID

RangeWorkingBBL

PPG

Tbg

Pumped

.052.4.1029

2

ШАГ 3 Закачайте флюид для глушения в скважину пока давление насоса не сравняется с рабочим диапазоном. Остановите работу насоса и зарегистрируйте закачанный объем. Используйте эти данные для выполнения вышеприведенных расчетов.

ШАГ 4 Дайте время (как минимум от 30 до 45 мин. - проявите терпение), чтобы флюид спустился или "слился" через добытые флюиды в НКТ.

ШАГ 5 Стравите сухой газ через вентиль экспл. скважины, наблюдая за статическим давлением в НКТ. "Целевое" статическое давление в НКТ определяется след. образом:

Стравите статическое давление в НКТ до первоначального значения, так как это компрессия.

Вычтите из статического давления в НКТ гидростат. давление, добавленное флюидом для глушения.

Промасливание и стравливание - объёмный метод


19

Закачанные баррели

Фун

т/к

в.д

юй

м

Тенденция снижения статического давления в НКТ

Рабочий диапазон Падение давления после отключения насоса

Стабилизация давления

Стравливаемый газ (стравите до первоначального значения статического давления в НКТ и прибавится гидростат. давление)

Результат статического давления в НКТ

Ниже приводится схематический график объемного метода, описанного на предыдущей странице.



20

У объемного метода свои недостатки:

При закачке в скважину согласно выбранному рабочему диапазону добытыефлюиды могут выйти обратно через перф. каналы, чтобы сравнялось гидростат.давление, добавленное флюидом для глушения.

Когда газ стравливается у устья, статическое давление в НКТ снизится, номожет восстановиться и стабилизироваться, приблизившись к своемуначальному значению. Таким образом кажется, что операция не дает никакогорезультата. Требуется терпение.

В итоге в НКТ наберется достаточное гидростат. давление от флюида дляглушения, чтобы менять картину и статическое давление начнет подаватьпризнаки снижения. Это более вероятно, когда нефтеносный пласт достаточнопроницаем.

В силу этого, объемный метод более применим к буровым операциям, при к-рыхна открытом стволе напротив проницаемых пластов появляется глинистаякорка и ограничивает поток флюида.



21

Относительно лучшим методом промасливания при РВР является методдавления. В отличие от объемного метода, здесь нет необходимостиотслеживать объем закачиваемого флюида.

Метод давления использует три давления:

Давление 1 Р1: начальное статическое давление

Давление 2 Р2: стабилизированное статическое давление послезакачки

Давление 3 Р3: требуемое статическое давление в НКТ,после стравливания газа из скважины

Для определения P2 и P3 выполните след.:

3

2

2

1 PP

P

Промасливание и стравливание - метод давления


22

Процедура метода давления:

ШАГ 1 Закачайте глушильный раствор в скважину, чтобы увеличить статическое давление в НКТ до требуемого с учетом рабочего диапазона.

ШАГ 2 Дайте давлению в НКТ стабилизироваться. Используйте стабилизированное давление в НКТ в качестве значения P2.

ШАГ 3 Рассчитайте P3 и стравите газ из НКТ до рассчитанного значения. Повторите шаги от 1 до 3 пока весь газ не стравится из скважины или не исполнится другая процедура на основании достигнутого статического давления.



23




Фун

т/к

в.д

юй

м

Тенденция снижения статического давления в НКТ

Рабочий диапазонПадение давления после отключения насоса

Стабилизация давления

Стравливаемый газ (травите до целевого давления)

Результат статического давления в НКТ

Схема метода давления

24

Промасливание и стравливание обсадной колонны


Без пакера

Смазывание и стравливание можно проделать и наобсадной колонне, но надо учесть присутствие илиотсутствие пакера. Если скважина оборудована безпакера, то можно применить объёмный метод или методдавления.

Выбор рабочего диапазона по тем же критериям, что ипри смазывании и стравливании из НКТ.

25

Закачан глушильный раствор и стравлены добытые флюиды

Закачивается глушильный раствор, адобытые флюиды стравливаются черезотводную трубку эксплуатационной трубы.

Независимо от выбранного метода,необходимо заполнить таблицу, чтобыотследить ход операции.



Без пакера

26



С пакером

Смазывание и стравливание обсадной колонны скважины,оборудованной пакером в забое является совершенно другойоперацией. Главная опасность состоит в возможном отделенииНКТ или выбросе пакера в забой - ни то, ни другое нецелесообразно.

Необходимо собрать след. информацию, чтобы определитьнасколько осуществимо смазывание или стравливаниескважины с пакером:

Паркер был соединен с остальными элементами нанатяжении или давлении?

Внеш. диам. НКТ.

Предел прочности НКТ на растяжение

Давление смятия НКТ.

Внеш. диам. пакера.

Предел прочности обсадной колонны

Плотность оставшейся на месте уплотнения жидкостиот заканчивания или РВР.

27

Промасливание и стравливание в обсадной колонне


С пакером

Силы

Несколько элементов вступают в действие и создают силы в крестовине пакера:

Гидростатическое давление пакерной жидкости

Статическое давление в обсадной колонне

Давление нагнетания от операции по смазыванию и стравливанию.

СИЛА (в фунтах) - это давление, оказываемое на область крестовины.

2

inchesPSI APForce

" Исследуемым участком" в данном случае являетсяоткрытая область крестовины (или см. рис-к справа), идля всех практических целей область между внешн. ивнутр. диаметром НКТ и внутр. диаметр обсаднойколонны.

28



С пакером

Сила, создаваемая на открытой области пакера, рассчитывается след. образом:

LBSPSIODID ForcePTbgCsg 7854.22

Это вычисление надо проделать для всех элементов, оказывающих давлениена пакер:

Статическое давление в обсадной колонне

Давление нагнетания от операции по смазыванию и стравливанию.

Гидростатическое давление флюида пакера

После того как рассчитана общая сила (сумма всех сил), сравните ее спримерным пределом прочности НКТ на растяжение. На основании этогосравнения принимается решение об осуществимости смазывания илистравливания в затрубе, где расположен пакер.

29



С пакером


Предел прочности стальной трубы на растяжение определяется маркой стали и ее площадью.

НКТ маркируются след. образом:

N-80,

C-75

P-110

Числовые значения указывают на предел прочности стали при разрыве в тысячах фунтов на кв. дюйм стали.

Труба N-80 = сталь с минимальным пределом прочности в 80 000 фунт/кв.дюйм

Труба С-75 = сталь с минимальным пределом прочности в 75 000 фунт/кв.дюйм

Труба Р-110 = сталь с минимальным пределом прочности в 110 000 фунт/кв.дюйм

Предел прочности на растяжение можно определить умножив площадь стали в кв. дюймахна минимальный предел текучести стали.

30



С пакером


Предел прочности НКТ на растяжение вычисляется при помощи след.:

PSIODOD YieldMinimumTbgTbg 7854.22

Вышеприведенная формула даст предел прочности на растяжение новой трубы.Настоятельно рекомендуется применять запас прочности к рассчитанномупределу прочности на растяжение. Общепринято занижать рассчитанныйпредел прочности на растяжение до 80% или даже 70%, если известно, чтотруба подверглась износу.

Другой способ получения полезной информации о пределе прочности трубы нарастяжение - справиться с имеющимися в продаже таблицами. В большинствеслучаев, техн. характеристики даются для новой трубы и поэтому в каждомслучае надо корректировать с информацией о нынешнем состоянии трубы.

31

Промасливание и стравливание в обсадной колонне


С пакером

Закачан глушильный раствор и стравлены добытые флюиды

Закачивается глушильный раствор, адобытые флюиды стравливаются черезотводную трубку эксплуатационной трубы.

Независимо от выбранного метода,необходимо заполнить таблицу, чтобыотследить ход операции.

32

В отдельных случаях техника глушения циркуляцией предпочтительней, чем техника без

циркуляции, где нет необходимости в сообщении между обсадной трубой и НКТ. В таком

случае, необходимо установить способ сообщения между двумя рядами труб. Обычно это

делается при помощи одного из трех след. способов, которые можно осуществить

посредством канатов или проволоки для работы с внутрискважинным инструментом,

доставляемым через шлангокабели.

Смещение скользящей муфты

Вывод отсечного клапана газлифта из бокового сердечника

Перфорирование НКТ

Всякий раз когда устанавливается сообщение между НКТ и обсадной трубой, появляется

потенциальная возможность дифференцированного давления в точке установления

сообщения. Это может стать проблемой. Если разница в перепаде отрицательная (больше

давления в обсадной трубе, чем в НКТ в точке сообщения), трос для спуска инструмента

может выбросить давлением вниз и тогда придется заняться ловильными работами перед

тем как глушить скважину.

Скользящие муфты минимизируют риск возникновения такой ситуации. То же верно и в

отношении нек-х клапанов газлифта/отсекающих клапанов, но не во всех случаях.

Поэтому крайне необходимо определить присутствие или отсутствие этого устройства в

оборудовании газлифта.Независимо от этого, крайне рекомендуется при помощи

вычислений выявлять перепад давлений в требуемой точке сообщения и предпринять

меры по минимизации перепада.

Сообщение между НКТ и обсадной трубой

33

Вычисление перепада давлений

Давления на поверхности1150 фунт/кв.дюйм статического давления в НКТ0 фунт/кв.дюйм статического давления в обсадной колонне

Флюиды в стволеНКТ

0’-2188’ газ – сред. плотность 0,115 фунт на кв.дюйм/фут

2188’-11235’ – нефть – плотность в градусах АНИ 31.5o @ 120oF

Колонна0’ – 11235’ – наполнена хлоридом кальция 11.4

Перед нами стоит задача открыть скользящую муфту @ 11235’, чтобыобеспечить циркуляцию глушильного раствора и заглушить скважинуперед РВР. Даже если скользящие муфты имеют конструктивнуюособенность позволяющую уравнивать давление, рекомендуется выявитьналичие или отсутствие перепада по разные стороны муфты и решить какнейтрализовать его последствия.

Имеющийся перепад давления основан на общем давлении в обсаднойтрубе на требуемой глубине в сравнении с общим давлением в НКТ натребуемой глубине. Общее давление - это сочетание любого давления наустье и гидростатического давления. Применяется по обе стороныскважины.

Нижеприведенная информация используется в примере:


34

Гидростатическое давление нефти

ШАГ 1 Рассчитайте плотность в градусах АНИ с корректировкой на темп-ру

CorrectedAPITempObserved

TempObserved

10

60

ШАГ 2 Гидростатическое давление нефти

PSIColumnOilftpsi

Corrected

HPLengthAPI

/433.

5.131

5.141

Гидростатическое давление газа

PSIColumnGasFTPSI cHydrostatiGasLengthVerticalGradientGasAverage /

Гидростатическое давление рассола

cHydrostatiBrineLengthWtFluid ColumnFluidPPG .052.

ПРИМЕЧАНИЕ: Вычисление гидростатического давления нефти состоит из двух этапов.Плотность нефти измеряется в градусах АНИ. Денсиметр АНИ калиброван для точныхпоказаний при 15,55 град по Цельсию (60 град по Фаренгейту). Поэтому надо делатькорректировку под температуру.



35

Общее давление в обсадной трубе и требуемой глубине

Гидростатическое давление рассола

psiPPG 6660112354.11052. Так как у устья нет давления обсадной трубы,гидростатическое давление рассола есть общеедавление в обсадной трубе на требуемойглубине.

Общее давление в НКТ и требуемой глубине

Гидростатическое давление газа

ШАГ 1 Скорректированная плотность в градусах АНИ

PSIFtPSI 2526.251'2188115. /

Гидростатическое давление нефти

API5.25

10

601205.31

ШАГ 2 Гидростатическое давление нефти

PSIFTPSI 35316.3530218811235433.

5.255.131

5.141/



36

Постоянно создаваемое в НКТ давление

PSI

cHydroststiOil

PSI

cHydroststiGas

PSI

SITP

PSI 493335312521150

Перепад давлений

PSI

TbgTotal

PSI

CsgTotal

PSI 172749336660

Разумеется разница давления - между обсадной трубой и НКТ Для устранениясуществующего перепада, в ряд НКТ надо добавить давление в 1727 фунт/кв.дюйм, так какбудет практически невозможно снизить гидростатическое давление в обсадной трубе.

Имеется два способа:

Закачка в НКТ давления, чтобы повысить давление на устье скважины на разницу в давлении, при условии, что это не повредит продуктивному пласту.

Ниже скользящей муфты установите блокировку и нагнетайте давление в НКТ на рассчитанную разницу



37


Смещение скользящей

муфты

Откры

тоЗакры

то

Повреждение скользящей

муфты

Порт

Толкатель доставляется при помощи троса или шлангокабелей, амуфта переводится в открытое положение.

Толкатель

38

Оборудования для газ лифта


Оборудование газлифта устанавливается на нефт. скважину с учетом того,что пластовое давление понизиться до того как все промышленные запасыбудут извлечены. В случае с боковым оборудованием, в подъемнуюколонну спущено множество боковых газлифтных мандрелей. Какпоказано на рис-ке, мандрель содержит контур для отсекателей игидрозадвижек оборудования газлифта. Если мандрели спущена вначальном оборудовании, устанавливаюются клапаны-отсекатели свозможностью удаления позж и замены гидроклапаниами..После установки гидрозадвижек в обсадную трубу нагнетается газ и входитв мандрели через газ порты. Порты становятся на одну линию сотверстиями газлифтных клапанов, которые затем доставляют газ к нефти,находящейся в подъёмной колонне. Газ, смешавшись с нефтью, облегчаетгидростатическое давление в колонне, что позволяет остаточномупластовому давлению выдавать нефть.

Выбросовый инструмент (киковер) ориентирует подъемный инструмент илиспускной иструмент к боковому карману для установки или снятиязадвижки или отсечного клапана. После того как задвижка или отсечнойклапан выведены из кармана, карманом можно воспользоваться длясообщения между обсадной трубой и НКТ.

Любезно предоставлено компанией Halliburton

39

Три популярных и очень надежных выбросовых

инструмента (слева направо): Camco AK Kickover

Tool, Camco L Kickover Tool, и Camco L-2D Kickover

Tool.

Соответствующий инструмент для манипуляций с

газлифтным клапаном устанавливается ниже

выбросового инструмента.

Выбросовые инструменты Camco

Оборудования для газ лифта


40

Газлифт - Подъем отсечного клапана или задвижки

ШАГ 1 Снарядзапускается нижеискомой газлифтноймандрели.

ШАГ 2 Буровойснарядподнимается надмандрелью. По мере

подъема снарядвращается и начинаеториентироваться вотношении боковогокармана.

ШАГ 3 Выбросовыйинструментвыбрасываетподъемныйинструмент в боковойкарман, чтобызадействоватьгазлифтный клапан.

41

Газлифт

ШАГ 4 Инструментдля поднятиязацепляет изащелкивает ушкогазлифтного клапана

ШАГ 5 Манипуляциибуровым снарядомснизу вверх выдвинутгазлифтовый клапан избокового кармана.

42


НКТ перфорирована чуть выше пакера


Перфоратор, будь то механический или в видезаряда, опускается на требуемую глубину, чтообычно значит как можно ближе к пакеру.Перфоратор запускается и устанавливаетсясообщение с затрубным пространством.

Хотя заряд, доставляемый при помощиэлектронного кабеля, более эффективен,желательно использовать механическийперфоратор для предотвращения возможныхповреждений или нежелательных отверстий вэксплуатационной колонне.

43Механический перфоратор Otis Type A

Шлипсовый упорСтопор муфты



Хотя механический перфоратор не позволяет точноконтролировать глубину отверстия в отличие от перфоратора сэлектронным кабелем, все же задачу можно выполнить. Ишлипсовый упор, и стопор муфты можно использовать вкачестве платформы для механического перфоратора.

44



Для перфорирования НКТ при помощимеханического перфоратора надо установитьтрубный упор на требуемой глубине.

Затем включается перфоратор. После того какустановлено сообщение между НКТ и обсаднойколонной, из забой вытаскивается перфоратор, а заним трубный упор.

Инструмент, спускаемый в скважину на канате

Перфоратор

Трубный упор

45

Стабилизация устьевого давления

После того как установлено сообщениемежду НКТ и обсадной колонной, надо датьвремя для стабилизации устьевогодавления; хотя и были проведеныисчерпывающие вычисления, чтобыпредсказать значения устьевых давлений наосновании "известных" или ожидаемыхфлюидов в зависимости от пластовогодавления. В нек-х случаях, это простонаилучшее предположение о фактическихстабилизированных устьевых давлениях.

Среди факторов, влияющих на это, можновыделить неизвестность плотности флюидав НКТ и обсадной колонне, в особенности вРВР. Со временем, соли флюида в пакеремогут кристаллизоваться и выйти из него. Всвою очередь, это заблокирует сообщениемежду колоннами, несмотря на то, чтооткрыто "окно" при помощи скользящеймуфты, оборудования газлифта илиперфорации. Рассол может осесть изафиксироваться и заблокировать выходфлюиду. И это делает плотность жидкости взатрубе неизвестной.

46

Другая возможная проблема - это то, чтоточная плотность флюидов в НКТ можетбыть неизвестна. Кроме того, можетсуществовать разница между обсаднойколонной и НКТ. Если это так, то существуетвозможность u-образного соединения этихфлюидов, которая будет длиться пока неустановится баланс давления.

Поэтому перед любым методом глушенияскважины - с циркуляцией или без - надодать стабилизироваться устьевомудавлению.

После стабилизации устьевого давления,можно начинать процедуру глушения сциркуляцией, к-рая будет обсуждаться вэтом разделе позже.

Стабилизация устьевого давления

47

Давление трения

Давление трения - это давления, создаваемое циркуляцией флюида через систему назаданной скорости. Факторы, отражающиеся на давлении трения, включают:

Свойства флюида

Геометрию системы циркуляции

Скорость насоса

Информация о давлении трения нужна для 2 целей:

дает информацию о давлении промывочного насоса при глушении.

дает информацию о затрубном давлении трения при циркуляции, котороедобавляется к нагрузке на ствол скважины

После того как скважина заглушена и полностью промыта флюидом для глушения,рекомендуется сделать несколько медленных закачек насоса.

Скорость 1 Средняя нормальная эксплуатационная скорость насоса

Скорость 2 Половниа средней нормальной эксплуатационной скоростинасоса

Скорость 3 Максимально возможная низкая скорость, при которой насосможет работать длительное время

Запишите соотв. каждой скорости давление

48


Трение в затрубе, создаваемое в обсадной колонне, когда закачивается флюид,прибавляется к давлению в забое. При буровых операциях, трение в затрубесоставляет небольшую часть создаваемого общего давления трения, но это нетак в РВР по причине задействования меньших диаметров, в особенностиэксплуатационной колонны. Даже при использовании флюида безутяжелителей в затрубе скважины может создаваться заметное давлениетрения.

Для этого предусмотрительно будет рассчитать оценочное давление трения взатрубе, создаваемое насосом при медленной скорости и прямой и обратнойзакачке (обратная закачка очень часто применяется в РВР).

След. набором формул можно воспользоваться для получения обоснованныхоценок давления в пусковой колонне и затрубе, а также значения нагрузоквнизу забоя.

49


ДАВЛЕНИЕ ТРЕНИЯ В ПУСКОВОЙ КОЛОННЕ

ШАГ 1 Скорость флюида в пусковой колонне фут/сек

SecFT

Tbg

BBLGalBPM VelocityID

Flowrate/2

/

45.2

42

ШАГ 2 Число Рейнольдса

R

CP

TbgSecFtPPGN

ityVisFluid

IDVelocityFluidWtFluid

cos

.928 /

Если число Рейнольдса ≥ 2100, то поток считается турбулентным -Приступите к ШАГУ 3

Если число Рейнольдса ≥ 2100, то поток считается турбулентным -Приступите к ШАГУ 4

ШАГ 3 Давление турбулентного трения

PSI

Tbg

MDFluid FrictionID

DepthityVisVelocityWtFluid

2

25.75.175.

1000

cos

50


ШАГ 4 Давление ламинарного трения

PSI

Tbg

MDFluidCP FrictionID

DepthVelocityityVis

21500

cos

ДАВЛЕНИЕ ТРЕНИЯ В ЗАТРУБЕ

ШАГ 1 Скорость флюида в затрубе фут/сек

SecFt

TbgCsg

BBLGalBPM VelocityODID

Flowrate/22

/

45.2

42

ШАГ 2 Число Рейнольдса

R

CP

TbgCsgFluidPPGN

ityVis

ODIDVelocityWtFluid

cos

.928

Если число Рейнольдса ≥ 2100, то поток считается турбулентным - Приступите к ШАГУ 3

Если число Рейнольдса ≤ 2100, то поток считается турбулентным - Приступите к ШАГУ 4

51

ШАГ 3 Давление турбулентного трения


PSI

TbgCsg

MDCPFluidPPG FrictionODID

DepthityVisVelocityWtFluid

22

75.175.

1369

cos

ШАГ 4 Давление ламинарного трения

PSI

TbgCsg

MDSecFtCP FrictionODID

DepthVelocityityVis

22

/

1000

cos

Эквивалентная плотность циркуляции нормальной циркуляции

PPG

Vertical

PSI WtFluidDepth

FricAnnular.

23.19

Эквивалентная плотность циркуляции обратной

PPG

Vertical

PSI WtFluidDepth

FricWorkstring.

23.19

52

В ходе РВР, по ряду причин может произойти выброс.

Выброс можно определить как любое нежелательное

поступление пластовых флюидов в ствол скважины,

которое, если своевременно не выявить и надлежащим

образом нейтрализовать, могут привести к взрыву на

поверхности.

Основными причинами выбросов во время РВР

являются:

• Несоблюдение требования к наполненности

скважины флюидом при спуско-подъемных

операциях

• Свабирование

• Недостаточная тяжесть флюида

• Потеря циркуляции

Не наполнение скважины флюидом при спуско-

подъемных операциях

Когда пусковая колонна поднимается из забоя, уровень

флюида в скважине падает из-за смещения пусковой

колонны. Падение уровня флюида означает понижение

гидростатического давления и, если гидростатическое

давление флюида РВР падает ниже давления пласта, то

пластовые флюиды устремляются в скважину.

Выбросы во время РВР

Трипинг (подъем и спуск бурильной колонны из скважины)

53

Перед спуско-подъемными операциями

Промойте скважину перед спуско-подъемной операцией.

Рассчитайте объем спец.жидкости, необходимой для закачивания, если планируется.

Рассчитайте замещение пусковой колонны и точно запишите данные долива скважины / замещения в листе долива

Ограничьте скорость трубы, чтобы снизить вероятность возникновения импульсного давления и давления сваба, особенно при работе с такими инструментами как пакеры, фреза для резки труб, имеющих большой внешн. диаметр.

Выставьте по линии и используйте доливную емкость.

Обсудите с оператором цель спуска.

Подготовьте пол буровой.


Трипинг (подъем и спуск бурильной колонны из скважины)

Стат. данные указывают, что самые серьезные аварии на скважинах призаканчиваниях и РВР случаются во время спуско-подъема пусковой колонны!

54

Базовое правило: жидость должна быть смешана, чтобы обеспечить сухость минимум 2-3 стояков

Трипинг


Если решено закачать спец. жидкость, проконсультируйтесь у бурильщика илиоператора блока о степени опорожнения колонны. Эта информацияпонадобится для определения глубины уровня флюида после закачки жидкостии стабилизации ствола скважины.

Процедура, описанная на след. стр., описывает объем спец.жидкости длязакачки в зависимости от требуемой сухости трубы и плотности жидкости.Дополнительно предоставленная информация касается ожидаемогозамещения, вызванного закачкой спец.жидкости.

Операцию по спуску НЕЛЬЗЯ начинать пока скважина не стабилизируется послезакачки порции кислоты, в противном случае бурильщик или оператороборудования не сможет точно проконтролировать замещение пусковойколонны.

Закачивание в скважину порции спец. жидкости для естественного слива флюидов из колонны при ее поднятии

55

ШАГ 1 ДЛИНА (ФУТ)

ШАГ 2 ОБЪЕМ (БАРРЕЛЬ)

ШАГ 3 ЗАМЕЩЕНИЕ (БАРРЕЛЬ)

FT

PPGPPG

PPGFtLengthSlug

WtFluidWtFluidSlug

WtFluidPipeDryDesired

..

.

BBL

Workstring

Ft VolumeSlugID

LengthSlug

4.1029

2

BBL

Workstring

FT ntDisplacemeSlugID

PipeDryDesired

4.1029

2

Закачивание в скважину порции спец. жидкости для естественного слива флюидов из колонны при ее поднятии

56

Замещение пусковой колонны - поднятие сухой колонны

ШАГ 1 Замещение пусковой колонны (на 5 стояков)

DisplacedFTFt BBLWtPipe 450.0003638. /#

Приведенная выше формула даст допустимо достоверное значение объема замещениядля трубы с высадкой концов и без высадки, включая стальную бурильную трубу иутяжеленную бурильную трубу. Если пусковая колонна сужающаяся и содержит трубыразного веса, надо сделать вычисления по вышеприведенной формуле для каждойкатегории.

Замещение пусковой колонны обычно контролируется след. образом:

Пусковая колонна или бурильная труба Группы по 5 стояку

Стальная бурильная труба: Группы по 3 стояку

Утяжелен. бурил. трубы Группы по 1 стояку

Надо рассчитать и общий объем замещения и сравнить его с наблюдавшимся во времякаждого спуска замещением.

В случае, если наблюдаемое наполнение забоя (при подъеме) или поток (при спуске)начинает отличаться от рассчитанных значений, необходимо прекратить спуско-подъемы,проверить скважину на предмет потери или потока флюида и сделать обоснованноеопределение причин такого поведения скважины. НЕЛЬЗЯ продолжать спуско-подъемныеоперации, если в скважине наблюдается чрезмерный поток или потеря флюида.

57

Замещение пусковой колонны по трубам

Замещение пусковой колонны - подъем влажной колонны

Если пусковая колонна забита и не осушается, ее надо поднимать с влагой. Точно значениезамещения влаги даст след.: Обычно при подъеме влажной трубы, замещение пусковойколонны контролируется по каждому стояку, независимо от веса трубы или тяжестиколонны.

Ft

WorkstringPipe

ft LengthID

Wt

4.10290003638.

2

/#

58

Необходимо использовать лист долива, чтобы фиксировать долив бурового раствора вскважину во всех спуско-подъемных операциях. Лист долива дает возможность сравнитьфактический объем флюида с расчетным и обнаружить расхождения. Во время всех спуско-подъемов необходимо пользоваться доливочной емкостью, чтобы выполнить требования подоливу.

Лист долива должен быть простым документом. Ниже приводится пример простого листадолива, в котором дается необходимая для мониторинга скважины информация.

Стояк НКТ Расчетное смещение

Наблюдаемое

Смещение

Разница Общий

Смещение

Общий

Разница

Примечания

Трипинг


59

Доливная емкость является самым

надежным способом мониторинга

смещения колонны во время

спуско-подъема, но большинство

небольших подъемников не

оснащены доливными емкостями.

Альтернатива будет обсуждаться

позже.

Если доливная емкость имеется на

буровом агрегате, она должна быть

откалибрована по объему и

размеррам, чтобы изменения в

объеме можно было сразу

обнаружить и точно отследить.

Ниже - пример доливной емкости.

Объем емкости должен быть как

минимум равен общему объему

замещаемой колонны.

Использование доливной емкости

ТрипингВыбросы во время РВР

60

Если доливная емкость не калибрована, имеются простые способы измерения изменений

уровня емкости. Надо измерить ВЫСОТУ, ШИРИНУ и ГЛУБИНУ емкости (все в футах). С

этими данными можно измерить объем емкости равно как и футы на баррель и баррель на

футы.

Height Width DepthFeet Feet Feet .1781

Tank Volume

Tank Height

BBL

Inches

Tank Height

Tank Volume

Inches

BBL

Трипинг


Объем емкости в баррелях

Баррель на дюйм

Дюйм на баррель

Определение объёма доливной емкости

61

Иногда вертикальная цилиндрическая емкость (емкостьГРП) Расчет ее объема отличается от расчетавертикальной прямоугольной емкости. Два требуемыхпараметра ДИАМЕТР в дюймах и ВЫСОТА в футах.

Объем емкости в баррелях


Ftinches Height

IDTank

4.1029

2

Tank Volume

Tank Height

BBL

Inches

Tank Height

Tank Volume

Inches

BBL

Баррель на дюйм

Дюйм на баррель

Определение объёма доливной емкости

62


Если у Вас нет доливной емкости

Если нет доливной емкости, ее можно сделать из всего в чем можно держатьжидкость: 55-галлоновый барабан, большой пластиковый мусорный бак, и т.д.Расчет объема и калибровку можно провести согласно объяснениям на пред.страницах. И помните, 8.4 или примерно 8 ½ 5 галлоновых ведер равны 1баррелю.

Замещение пусковой колонны можно и надо контролировать во время РВРнезависимо от состояния бурового агрегата.

63

Трипинг Выбросы во время РВР

Свабирование

Давление сваба - это отрицательноедавление, создаваемое при движении впусковой колонне вверх. Степень

давления, создаваемого свабом, основана на:

Скорость движения трубы вверх

Клиренс между пусковой колонной и обсадной колонной

Свойства жидкости для РВР

Чрезмерное давления сваба может вызватьвыброс в заглушенной скважине, и если неуправиться с ним правильно, может привестик фонтану.

64

ШАГ 1 СИЛА ВОКРУГ ПУСКОВОЙ

КОЛОННЫ

ШАГ 3 СИЛА ВОКРУГ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Workstring OD Surface PSI2 7854 .

Drill Collar OD Surface PSI2 7854 .

ШАГ 2 МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ДЛИНА ПУСКОВОЙ КОЛОННЫ

Force onWorkstring

Adjusted Workstring WeightFeet

FT#/

ШАГ 4 МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ДЛИНА ХОМУТА

Force on Drill Collars

Drill Collar WeightFeet

FT#/

если используются хомуты

если используются хомуты

Спуско-подъемные операции в фонтанирующей скважине

Трипинг


65

Оценка веса пусковой колонны в любое время в ходе спуско-подъемнойоперации заключается в простом прибавлении веса компоновки низабурильной колонны к оставшейся в забое бурильной трубе. Для определениявеса каждой секции бурильной колонны, т.е. НКТ или КНБК используется след.формула:

Weight Length In Hole Total WeightFT LBS#/

Как указано выше, формулу можно применить к обеим секциям пусковойколонны, чтобы найти вес каждой по отдельности. Добавление общего весадвух секций дает вес пусковой колонны.

Total WorkstringWeight Total Collar Weight StringWeight

Трипинг


66

В отличие от бурения, где плотность раствора увеличивается по мере углубления забоя, плотность флюида

в заканчивании или РВР по большей частью постоянна. Если плотность флюида снижается из-за

разбавления добываемым флюидом или случайным разбавлением у устья, то выброс непременно

произойдет. Надо постоянно контролировать значения плотности флюида во время РВР.

При применении рассола баки должны быть прикрыты, чтобы избежать разбавления влажностью

окружающей среды. Чем больше плотность рассола, тем больше у него сродства к пресной воде и

склонности "срезаться" от контаминации влажностью. И не только, высококонцентрированный рассол

может увеличить затраты на очистку флюида и увеличить затраты к заканчиванию или РВР, хотя этого

легко избежать.

Недостаточная плотность флюида

Потеря циркуляции

Другой источник выброса, хотя и не такой распростр-й как предыдущих три, - это потеря

циркуляции. Когда флюид уходит в забое, обычно предполагается поглощение пластом и в

большинстве случаев так оно и есть. Но не всегда. Если сообщение установлено в верхней

зоне с поровым давлением выше чем у продуктивного пласта, фонтан может начаться в

области проникновения и течь по стволу скважины в продуктивный пласт. С притоком

пластовых флюидов не только концентрируется выброс, но также и подземный взрыв

(межзональный поток). В такой ситуации, управлять скважиной будет не просто, в лучшем

случае можно будет сдержать процесс; часто это наносит серьезный ущерб продуктивному

пласту, потере значительного кол-ва добычи, если не потерю продуктивного интервала из-

за технологии глушения.

Выбросы во время РВРПричины выбросов

67

Поднятие пакера с седла

В заканчиваниях может быть использовано несколько различных типов пакеров и более

одного, как правило, остается в забое, особенно в почти универсальных продуктивных

зонах с гравийным фильтром. Поэтому РВР как правило, включают в себя поднятие с седла

или вытягивание уплотнений из нескольких пакеров, в большинстве которых

обнаруживается некоторое накопление захваченных под ними пластовых флюидов.

Флюиды накапливаются в мертвом пространстве между нижней части резиновой манжеты

пакера и верхнего отверстия в расширении НКТ ниже уплотнительных ниппелей. Если

ранее скважина не была полностью заглушена со стороны НКТ, то весь шурф под пакером

может содержать пластовые флюиды. Если скважина выдает какой-либо газ, то ловушка

будет полна газом из-за его сегрегации в силу гравитации.

Если пакер сместился с места или уплотнения над пакером вышли из отверстия, то газ из

ловушки начинает выходить в затруб и мигрировать вверх по стволу скважины.

Эмиссия газа над пакером сама по себе не угрожает незамедлительным запуском потока из

скважины, потому, что забойное давление не настолько изменилось. Однако редко, когда

на поверхности сразу же появляются признаки, указывающие что в ловушке есть газ, и

поэтому партия может не подозревать о возможной опасности.


Причины выбросов

68

Спуско-подъемы с потерей флюида

Поглощение флюида пластом - типичное явление в РВР и заканчиваниях. Степеньпоглощения варьируется в зависимости от проницаемости пласта, вязкости флюида,степени избыточности гидростат. давления, скачков давления, вызванные обсаднойтрубой, и давления циркуляции в стволе скважины.

Поглощения добавляют еще одно опасное измерение к операции по спуску-подъемуколонны, которая сама по себе наиболее тесно сопряжена с выбросами.

Большой ряд вяжущих и утяжеляющих веществ применяется для снижения поглощения.При подготовке к спуску-подъему колонны, в планах обычно ставится задача снизитьпоглощения до 10-20 баррелей в час максимум, в зависимости от степени заканчивания,чувствительности пласта и сложности достижения планки без ущерба пласту.

Если степень поглощения, пониженная до приемлемых границ, остается стабильной в ходеспуска-подъема, более непосредственный контроль обеспечивается на выходе.

Несмотря на многочисленные различия между бурением/заканчиванием/РВР, признаки,предупреждающие о возможной проблеме управления скважиной в ходе спуск-подъемаколонны, остаются те же. Мы опять же отслеживаем поток, поглощение в стволе илиотсутствие соотв. объёма в забое. Все эти условия намного легче оценить, когда известна истабильна степень поглощения. К сожалению, степень поглощения может изменяться сдвижением колонны и просто с течением времени.



69

Ловильные работы

Работа по обнаружению инструментов или трубы, потерянной в забое, может увеличить вероятность выброса или усложнить его контроль след. образом:

• Больше спуско-подъемных операций

• Свабирование или вмешательство в циркуляцию

• Длительный период без замеров в забое

Ловильные работы увеличивают кол-во спуско-подъемных операций. Хотя это также верно в отношенииловильных работ во время бурения, все различия, описанные ранее, сочетаются и увеличивают риски приРВР и заканчиваниях.

Сам по себе упущенный в скважину предмет, особенно если это пакер или многосторонний портциркуляции могут значительно увеличить выбросы. Если он заглушил канал и ловильный инструмент неможет зафиксироваться на нем, то этот предмет становится преградой циркуляции в забое, чем ондлиннее, тем сильнее ущерб.

Если упавший предмет длинный, или если работы ведутся при помощи электрокабеля, забой может нециркулировать длительное время, во время которого в стволе скважины будут работать пластовыефлюиды, которые не извлечь. Во время спуско-подъемных операций в скважине может мигрировать газ ивызвать фонтан.

Все эти обстоятельства указывают на возможность выброса в наихудший момент - когда пусковая колоннавыше забоя или вне скважины.

В конце концов, в длительных ловильных работах возникает другой тревожный элемент - человеческийфактор. Повторные спуско-подъемные операции и постоянное внимание в ходе ловильных работ чреватыбеспечным отношением или, по крайней мере, ослаблением бдительности.



70

Очистка закупорок

Промывка для удаления закупорок из действующих стволов скважин часто проводится вовремя заканчиваний и РВР. Это рутинная операция по большоу счету, включающаянебольшие интервалы рассыпчатого песчаника, отложений, угольных заглушек или другихотходов перфорирования, тестирования и гравийной засыпки. Закупорка всего лишьвременная помеха на пути к след. этапу программы. Обычно промывка закупорокпроисходит без аварий при помощи обратного нагнетания под закрытым превенторомзатруба или уплотнителем НКТ трубной головки, при помощи одновременно опускаемойтрубы, оснащенной инструментами для очистки.

Однако иногда закупорка появляется в результате заноса песка в работающей скважинеили от выброса, который занес песчаник из пласта в ствол скважины. Это можетзаблокировать продуктивный пласт от скважины на уровне выше закупорки, возможно набольших расстояниях выше забоя.

Когда закупорки удаляются, (обычно при помощи циркуляции длинного цикла в силуувеличенных интервалов), любой разрыв целостности закупорки может открыть подачузапертых пластовых флюидов. Это может привести к повторным требованиям провестипромывку скважины под дроссель или при помощи выкидной линии.



71

Когда оборудование для промывки илибашмак с косым срезом внизу полностьюпробивает закупорку При этих условияхвысокий столб пластовых флюидов можетсуществовать ниже моста, а гидростатикавыше нижней границы пусковой колонныможет быть недостаточна для удержанияпластового давления. Общий результат -выброс выше забоя и наполнение шурфагазом и нефтью.

С другой стороны, если прорыв идетдостаточно близко от перф. каналов, чтоозначает значительный избыток давления вскважине, то уровень флюида в затрубеможет внезапно упасть и выдать выброс. Влюбом случае, в результате выброс вышезабоя с непредсказуемыми потерямиусложнит глушение.

Очистка закупорок



72

• Увеличение потока без увел-я скорости насоса

• Повышение уровня флюида

• Фонтанирующая скважина с отключенным насосом

Увеличени

е потокаПовышение уровня

флюида

Фонтанирующая скважина с

отключенным насосом

во время циркуляции


73


Три главных индикатора непреднамеренных

выбросов связаны с фонтаном из пласта в ствол.

Одна общая процедура РВР связана с закупоркой и

ликвидацией одной зоны и началом добычи с

другой. Это обычно делается при помощи пробки-

моста для ликвидации скважины над оставляемой

зоной и его цементировании. В др. случаях на

перф. каналы просто делается цементная пробка. В

любо случае, всегда стоит проверить

фонтанирование скважины после закрепления

цемента. Имеется вероятность контаминации

цемента пластовыми флюидами, которые могут

помешать цементу закрепиться. В таких случаях газ

находит поры в цементе.

Если это случилось необходимо еще раз сделать

цементную пробку. Кроме того, в цемент надо

добавить примеси, минимизирующие

контаминацию.

74

Перед выбросом или в связи с ним могут

проявиться другие предупреждающие признаки.

Газовая резка жидкости для РВР


Хотя газовая резка сама по себе непризнак выброса, она, по крайней мередолжна предупредить партию опроникновении газа в ствол скважины.Газ может снизить плотность флюидадля РВР у устья из-за своегорасширения, но общее снижениегидростат. давления обычноминимальное. Но это не значит, чтонадо игнорировать выброс газа изфлюида на поверхности.

75

Проявления нефти в жидкости для глушения

Проявления нефти в жидкости дляглушения снизят в незначительнойстепени гидростатическое давлениестолба флюида. Но как и в случае сгазом, это признак вторженияпластового флюида.

Перед выбросом или в связи с ним могут проявиться

другие предупреждающие признаки.


76

Перед началом операции, необходимо провести хотя бы одну полную циркуляцию. В это

же время, необходимо каждые 5-10 минут проверять плотность возвратной жидкости и

записывать данные. Вместе с этим, надо указать имеющиеся проявления пластовых

флюидов. После завершения циркуляции снизу-вверх и перед спуско-подъемной

операцией, надо дать скважине отстоятся некоторое время, чтобы убедиться, что она

заглушена.

Недостаточное наполнение

Наиболее надежным индикатором проблемы упр-я скважиной в спуско-подъемной

операции являются объемы заполнения, к-рые не соответствуют рассчитанным значениям.

Если в ходе спуско-подъемной операции случиться такое, операцию надо прекратить и

тесно наблюдать над скважиной. В случае сомнений, останавливайте скважину.

Если заполнение продолжает выказывать расхождения, остановите операцию и вернитесь

вниз. Внизу подготовьтесь к остановке скважины и ее циркуляции через дроссель.

Аналогичным образом, спускаясь в забой, следите за объемом, возвращающимся из-за

замещения. Если объем возвратки больше рассчитанного замещения, готовьтесь к

остановке скважины.

Фонтанирование скважины в то время как труба стационарна (спуск)

Это должно быть очевидно сао по себе. но очень часто партии так увлекаются спуском в

забой, что забывают контролировать сам забой. В то время как труба устойчива фонтан

можно не замечать достаточно долго. КОНТРОЛИРУЙТЕ ЗАМЕЩЕНИЕ СПУСКА И ПОДЪЕМА

ИЗ СКВАЖИНЫ

В ходе спуско-подъемной операции


77

Процедура остановки - циркуляция внизу - наземная сборка

1. При работающем насосе, выберите пространство от низа до верха, убедившись, что замковое соединение не идет поперек сборки.

2. Остановите насос и проверьте фонтан.

3. Если есть фонтан, закройте верхние трубные плашки ПВО.

4. Получите доступ к обсадной колонне, открыв соотв. клапан на линии дросселирования сборки.

5. Откройте клапан дросселя ниже по потоку.

6. Запишите стат. давление в обсадной колонне и оценку прироста ствола

7. Теперь затрубный превентор, если имеется, можно закрыть и открыть верхние трубны плашки ПВО.

Процедура остановки - циркуляция внизу - наземная сборка

Нельзя не подчеркнуть важность удержания выброса и сведения объема притока к минимуму. Остановкаили процедуры сдерживания выброса могут различаться в зависимости от типа используемогооборудования, колтюбинга, спуско-подъемного оборудования, небольшой колонны трубок или обычногоподъемника и вида операции во время выброса - циркуляции снизу или спуско-подъема. Процедурыостановки, указанные ниже, применяются к традиционным подъемникам и небольшим установкам.Процедуры сдерживания для колтюбинга и оборудования спуско-подъема излагаются в соотв. разделах.

Указанные ниже процедуры остановки выполняются для исходного условия - жесткое закрытие скважины.Ввиду ограниченных объемов ствола скважины в законченных или ремонтируемых скважинах,настоятельно необходимо тратить как можно меньше времени на остановку скважины.


78

1. Остановите спуско-подъемную операцию и установите трубу, удостоверившись, что через сборку не идет замковое соединение.

2. Закрепите пусковую колонну, установив полностью открывающийся предохранительный клапан - закройте его после установик.

3. Закройте трубные плашки ПВО.

4. Получите доступ к обсадной колонне, открыв соотв. клапан на линии дросселирования сборки.

5. Откройте клапан дросселя ниже по потоку.

6. Запишите стат. давление в обсадной колонне и оценку прироста ствола

7. Подготовьте внутри противовыбросовое оборудование (обратный клапан пусковой колонны), если потребуется спуск НКТ под давлением.

8. Теперь затрубный превентор, если имеется, можно закрыть и открыть верхние трубны плашки ПВО.

Процедуры остановки во время спуско-подъема -Наземная сборка


79

Дополнительные факторы:

На полу должны быть крестовины для того, чтобы на любой компонент пусковой колонны можно было установить полностью открывающийся предохранительный клапан и внутреннее противовыбросовое оборудование.

Ознакомьтесь с закрывающим объемом превенторов.

Осмотрите блок превентора и дроссельный манифольд на предмет утечки вскоре после остановки.

Обеспечьте, чтобы кто-то постоянно наблюдал и записывал давления в закрытой скважине каждую минуту.


80

Сразу же после остановки скважины, надо контролировать давление обсадной колонны и

записывать его регулярно. Не так уж и не реалистично установить 30-секундный интервал, особенно

если в жидкости для РВР не хватает вяжущих реагентов. Необработанные жидкости для РВР в силу

своей специфики почти не обладают статичным поверхностным натяжением и поэтому миграция

газа непременно произойдет. Если в течении первых минут после остановки скважины постоянно не

контролировать давление, то будет невозможно удостовериться в стабильном статистическом

давлении в обсадной трубе. Давлении обсадной трубы, которое надо поддерживать во время начала

закачки, обеспечивая забойное давление. С продолжающейся миграцией газа, наиболее вероятный

исход - это значительно большее забойное давление по сравнению с пластовым, что вызвало бы

поглощение флюида через перф. каналы, ущерб продуктивному пласту или разрыв пласта.

Фунт/кв.дю

йм

Время

Гипотетическая точка стабилизации может быть и

короткой продолжительностью.

Постоянный рост давления из-за миграции газа


81

Иллюстрация слева описываетдавления в действии встабилизированной ситуации вприостановленной скважине. Общеегидростатическое давление на любойиз сторон скважины накладываетсяпластовым. давлением Любоеразличие или перепад проявляется наповерхности и указывает на объемгидростатического давления, к-роенадо заместить, чтобы, по крайнеймере, сбалансировать пластовоедавление.

Часто в заканчиваниях или РВР неприсутствует статического давления вНКТ, при условии, что скважина былаправильно остановлена. Отсутствиедавления на НКТ указывает, чтоплотность флюида в НКТ, по крайнеймере, балансирует пластовоедавление. Наличие давления НКТможет быть из-за запертого

давления.

Гидростатика жидкости

для РВР

Гидростатика притока

Статическое давление в НКТ

Стат. давление в обсадной колонне

+ +

+

Пластовое давление Общее давлениеОбщее давление


Гидростатика жидкости для

РВР

82

Как видно из пред. страницы, сочетание давления в закрытой скважине и гидростатическое давлениена любой стороне скважины создает общее давление, равное пластовому. Или, по сути забойноедавление, равное пластовому. Любое давление в стволе скважины, создающее забойное давление,превышающее пластовое давление проявится на поверхности.

Источники запертого давления:

• После приостановки скважины насос непреднамеренно оставили работающим

• Закачка в приостановленную скважину

• Повышение устьевого давления вызвано мигрирующим газом, к-рый не смог расшириться

Когда статические давления записаны сразу после стабилизации, надо определить их достоверность,т.е. представляют ли только разницу между пластовым давлением и гидростатическим давлениемствола скважины. Для обнаружения запертого давления и решения ситуации можно применить след.процедуру. Выполните ее только после стабилизации устьевого давления.

ШАГ 1 Стравите небольшое кол-во флюида через дроссель (1/4 to 1/2 баррель) -устьевое давление сначала снизится, будет нарастать и стабилизируется.

ШАГ 2 Наблюдайте за стат. давлением в НКТ, если оно стабилизируется на значении меньшем, чем ранее наблюдавшееся стабильное давление, то значит обнаружено запертое давление и, по крайней мере, отчасти стравлено.

ШАГ 3 Стравите еще одну небольшую порцию флюида через дроссель и наблюдайте за процессом стабилизации стат. давления в НКТ.

ШАГ 4 Верное или достоверное значение стат. давления в НКТ получается, когда последовательные и идентичные значения появляются на манометре НКТ - в большинстве заканчиваний и РВР, стат. давление в НКТ должно стравиться до 0 фунт/кв.дюйм.


83


СТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

В обоих случаях, статического давления в НКТ и статическое давление вобсадной колонне измеряют одно и то же:

Перепад давления между общим гидростатическим давлением по ту или инуюсторону скважины по отношению к пластовому давлению .

В большинстве случаев давление в обсадной колонне больше давления в НКТ всилу сниженного гидростатического давления в затрубе, вызванногоприсутствием притока флюидов, чья плотность ниже плотности жидкости РВР.

И как указывалось до этого, в большинстве случаев во время РВР, статическоедавление в НКТ будет нулевым, так как глушильный раствор уже находится встволе скважины.

Если статическое давление в НКТ не стравится до нуля (давления проверяйтенесколькими манометрами), то проверьте плотность жидкости РВР - она моглаоблегчиться в силу контаминации пластовыми флюидами или случайнымразбавлением.

84

Статистическое давление в НКТ представляет собой разницу между гидростатическим и пластовым давлением.

Глушильный раствор рассчитывается с использованием статистического давления в НКТ.

Всегда округляйте цифры, следующие за десятичными частей на галлон.

Можно использовать след. две формулы, чтобы рассчитать утяжелённый раствор для глушения скважин:

Глушильный раствор должен весить точно в пределах, необходимых для сбалансирования пластового давления (без допуска на избыт

гидростат. давление или фактор безопасности).


Pits

Vertical

PSI WtFluidDepthPerf

SITP

052.

Pits

Vertical

WtFluidDepthPerf

SITP.

23.19

Обе дают одинаковые результаты

85


Объем ствола скважины

В любой операции по управлению скважинойнеобходимо знать объем ствола скважины. След.две формулы используются в этих целях:

BBLMeasured

TbgVolumeLength

ID

4.1029

2

Объем НКТ

Объем затруба

BBLMeasured

TbgCsgVolumeLength

ODID

4.1029

22

86

Миграция газа

После остановки скважины газоподобная фаза выброса может начатьмиграцию вверх по стволу. Это особенно верно в отношении РВР изаканчиваний, где используется недостаточно вязкий раствор. Скоростьмиграции может варьироваться от неск-х сотен футов в минуту до неск-хтысяч футов в минуту.

Если закачку можно начать вскоре после закрытия и стабилизациискважины, миграция газа не создает проблему. Но если закачка отложена покакой-либо причине, газ начнет миграцию наверх. Признак миграции - этопостоянно увеличивающиеся давления на устье.

Поведение газа моделируется по свзаимосвязи "давление - объем":

Если приложенное давление увеличивается, объем снижается.

Если приложенное давление снижается, то объем увеличивается.

Если объем не может возрастать, то давление в газе остаетсянеизменным.

87


Будет использована след.информация, чтобы показать, чтоможет случиться с мигрирующимгазом в скважине.

Пластовое давление 5500фунт/кв.дюйм

Гидростатика затруба: 5000фунт/кв.дюйм

Гидростатика НКТ 5500фунт/кв.дюйм

Статическое давление в НКТ0

фунт/кв.дюйм

Статическое давление в обсаднойколонне 500фунт/кв.дюйм

0 фунт/кв.дюйм


88


Газ поднялся до половины высоты скважины, но из скважины не

поступает флюид. Так как объем газа не изменился, егодавление сохраняется прежним, в данном случае 5500

фунт/кв.дюйм.


2500 фунт/кв.дюйм гидростатическое давление над газом

2500 фунт/кв.дюйм гидростатическое давление под газом



Давление в забое = 8000 фунт/кв.дюйм

5500

2500 HP

2500 HP



Затруб

5500HP



НКТ

89


Газ поднялся до поверхности, но из скважины не поступает флюид.Так как объем газа не изменился, его давление сохраняется прежним,в данном случае 5500 фунт/кв.дюйм.


5000 фунт/кв.дюйм гидростатическое давление под газом



Давление в забое = 10500 фунт/кв.дюйм

5500

5000 HP



Затруб

5500HP

10500Фунт/кв.дюйм


НКТ

90


Из материалов 2 пред. стр-ц очевидно, что если газ мигрирует вверх по стволу внерасширенном состоянии, то давление в забое и устья может значительноувеличиться и в результате привести к чрезмерному поглощению флюидаслоем и нагрузкам на устьевое оборудование и обсадочную колонну.

Имеется 2 способа решения этой ситуации, позволяющее держаться забойнойдавление равным или чуть выше пластового давления, и свести устьевоедавление к минимуму.

Первый метод состоит в применении вентиля для обеспечения стабильногодавления в пусковой колонне во время миграции. И во втором методеиспользуется вентиль, чтобы стравить необходимое кол-во флюида согласнопредписывающему графику. Оба метода просты и задействуют минимумоборудования.

Следует осознавать, что эти методы надо задействовать только в том случае,когда закачка во время миграции невозможна и только до тех пор, пока непоявится возможность закачки, когда надо скважину надо закрывать ициркулировать.

Также следует помнить, что оба метода не заглушат скважину. Онииспользуются только для предотвращения чрезмерного возрастания давленияна устье и в забое.

91



Воспользуемся предыдущим примером, чтобыпроиллюстрировать данный метод. Статическоедавление в НКТ равно нулю, что указывает на точто, давление флюида в забое как минимумбалансирует пластовое давление. Имеетсядавления на обсадную колонну ввиду присутствиягаза в затрубе, который снизил гидростатическоедавление затруба.



92




Метод постоянно создаваемого в НКТ давления

Вскоре после того как скважина остановлена, газ начинаетмигрировать в нерасширенном состоянии. Признак миграцииобнаруживается на поверхности в виде повышенного устьевогодавления. Так как устьевое давление повысилось на 100фунт/кв.дюйм, давление забоя также увеличилось на 100фунт/кв.дюйм.

Неплохо будет включить небольшое избыт. гидростат. давление,чтобы использовать его для баланса начального устьевогодавления. Постоянно отслеживайте давление в НКТ в процессемиграции. Дайте возможность начаться и второму повышениюдавления. Это давление можно использоваться для стравливанияфлюида.

Давление в забое увеличилось на 200 фунт/кв.дюйм над пластовым давлением.


ВРЕМЯ

Колонна

НКТ

повышение на 200 фунт/кв.дюйм100 фунт/кв.дюйм для избыт.

гидростат. давления100 фунт/кв.дюйм для

стравливания флюида

0

100

200

300

400

500

600

700

800

93


Метод постоянно создаваемого в НКТ давления200 фунт/кв.дюйм




ВРЕМЯ

Колонна

НКТ

повышение на 200 фунт/кв.дюйм100 фунт/кв.дюйм для

избыт. гидростат. давления100 фунт/кв.дюйм для


0

100

200

300

400

500

600

700

800

После начального повышения на 200 фунт/кв.дюймможет начаться стравливание. Флюид надо стравливатьтолько через вентиль со стороны затруба.

Наблюдайте за давлением в обсадной колонне в товремя как стравливание снижает давление в ней на, вданном случае, 100 фунт/кв.дюйм и закройте вентиль.Наблюдайте за давлением в НКТ. Если стравливаниепроведено успешно, давление в НКТ снизится на 100фунт/кв.дюйм и стабилизируется. Из-за стравливания взатрубе, гидростатическое давление там снизилось. Этоможет вызвать небольшое повышение давления вобсадной колонне.

Флюид стравлен, а давлен стабилизировано.

94







ВРЕМЯ

Колонна

НКТ

0

100

200

300

400

500

600

700

800

повышение на 100 фунт/кв.дюйм

Миграция продолжается после первого цикластравливания, а устьевое давление повысилось еще на100 фунт/кв.дюйм. Проведите еще один циклстравливания.

Флюид стравлен, а давлен стабилизировано.

95




ВРЕМЯ

Колонна

НКТ

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Продолжение циклов стравливания привело бы к ситуации ниже. Давление вобсадной колонне снизилось бы из-за постоянного снижения гидростатическогодавления, но давление в НКТ оставалось бы неизменным. Это означает, чтодавления в забое держится постоянным на уровне чуть выше пластовогодавления, вызывая минимальное поглощение жидкости пластом.


96

Миграция газаОбъемный метод



Препятствие в НКТ

В этой ситуации был выброс, но из-запрепятствия в НКТ циркуляцияневозможна. Вскоре после закрытияначинает мигрировать газ. Но из-запрепятствия нет давления в НКТ, поэтомув затрубе нельзя применить методпостоянного давления в НКТ ввидупостоянно меняющегосягидростатического давления,вызываемого стравливанием.

Этот метод для решения такой ситуацииназывается объёмным методом.

97


Объемный метод

Объемный метод используется при невозможности закачки ввиду препятствия,имеющегося в пусковой колонне. В такой ситуации давление обсадной колонныувеличивается, а давление в НКТ остается равной нулю.

Аналогично методу постоянного давления в НКТ, надо дать затрубномудавлению устья увеличиться на имеющися избыток гидростат. давления и наобъем для стравливания. Однако в данном случае объем для стравливания иззатруба вычисляется на основании повышения устьевого давления, формыскважины в точке выхода флюида из затруба и плотность флюида в забое.Чтобы рассчитать объем используется следующее.

BleedtoBBL

WtFluidODID

IncreasePSI

TbgCsg

.052.

4.102922

98




Фун

т/к

в.д

юй

м

ВРЕМЯ




0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

Аналогично методу постоянного давления в НКТ, надо дать затрубному давлению устья увеличиться на имеющися избыток гидростат. давления и на объем для стравливания. В данном случае, опять будет использовано увел-е на 100 фунт/кв.дюйм.

Информация для примера расчета след.:

Внутр. диам. обсадной трубы:5,125 дюйма

Внешн. диам. НКТ 2,875 дюйма

Вес флюида 10,4 част. на галлон


99


BBL

psi323.3

4.10052.875.2125.5

5.1029

100

22


Рассчитанный объем округляется для буровогооборудования и объёмов, которые можно было быреалистично измерить.

Фун

т/к

в.д

юй

м

ВРЕМЯ/СТРАВЛ. (БРЛ)



стравливания флюида0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

Во время первого цикла 3 барреля флюида стравливаются из затруба черезвентиль, поддерживая при этом постоянное давление в обсадной колонне.Кол-во необходимого времени зависит от скорости миграции газа.

После стравливания рассчитанного объёма, вентиль закрывается, давление вобсадной колонне мониторится, пока продолжается миграция. След. 100фунт/кв.дюйм указывают на начало второго цикла.

Первый цикл стравливания

100



Фун

т/к

в.д

юй

м

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

Второй цикл начинается с стравливания 3 баррелей флюида из затруба, удерживая приэтом постоянное давление в обсадной колонне. Процедура длится пока газ не достигнетповерхности или до тех пор, пока возможна закачка. Если газ достигает поверхности, тоследует отслеживать давление в обсадной колонне. Продолжайте процедуры стравливания,пока не прекратится рост давления в обсадной колонне. Давление в обсадной колоннедостигнет своего пика, когда весь газ достигнет поверхности и прекратится миграция.

ВРЕМЯ/СТРАВЛ. (БРЛ)

Второй цикл стравливания

Когда газ достигнет поверхности, его надо либовывести или убрать при помощи смазывания истравливания. Нельзя стравливать газ без замещенияего флюидом. В противном случае, это создастсерьезную угрозу скважине, которая может привести квзрыву на поверхности.

101

Пример:

Повышение устьевого давления на 100 фунт/кв.дюйм произошло через 45 мин. Флюид взабое представляет собой воду 8,5 частей на галлон. На основании этого, скорость потокаможно рассчитать как:



HrFt

Hours

RateMigrationTimeWtFluid

IncreasePSI/

.052.

FeetMigratedWtFluid

IncreasePSI

052.

HrFt

Hoursppg

psi

/30265.30175.5.8052.

100

Feet

ppg

psi22624.226

5.8052.

100

Если НКТ блокировано препятствием, можно узнать при помощи троса расположение иубрать его или перфорировать НКТ выше точки препятствия, чтобы заглушить скважинупри помощи циркуляции. При определении нижней точки нахождения газа и скорости егомиграции можно использовать 2 формулы. Если решили перфорировать НКТ, проследите,чтобы перфорирование было ниже выброса, чтобы не загрязнить флюид колонны.

102


Неконтролируемое всплытие газа в скважине

Все методы (с циркуляцией и без) борьбы с выбросами вполне обосновано направлены наконтроль расширения газа в стволе скважины - неконтролируемое расширение газа можетиметь катастрофические последствия, поэтому необходим постоянный и системныймониторинг уровня наполненности, скорости возвратного потока и плотности флюида.

На расширении газа отражается след.:

Давление, оказываемое на газ

Объем газа

Температура

В данном примере неконтролируемого расширения, температура не будет учитываться.

Расширение газа можно описать след. выражением:

2

1

P

PP1 - начальное давление, оказываемое на газ

P2 - новое давление, оказываемое на газ

103



След. информация используется, чтобы проиллюстрировать потенциал неконтролируемого расширения газа:

Глубина скважины: 10000 футов

Вес флюида: 9,5 частей на галлон

Объем выброса: 10 баррелей

Внутр. диам. колонны: 5 ¼ дюйма

104



Начальное давление, оказываемое на газ, является сочетаниемгидростатического давления ствола скважины и устьевого давления.

Длина газового облака

'373'47.3731025.5

4.10292

KickBBL

Длина и гидростатическое давление флюида над газом

FeetGasofFtFT 962737310000

PSIFeetPPG 47567.475596275.9052. P1 = 4756фунт/

кв.дюйм

По мере продвижения газа наверх по скважине, гидростатическое давление над газом понижается, давая ему возможность расшириться.

105



Газ мигрировал из забоя на глубину 5000’. Объем расширенного газа вычисляется по след. формуле:

BBLBBL

FeetPPG

PSI 25.191050005.9052.

4756

BBLVolumeKickInitialP

P

2

1

Газ поднялся на половину высоты ствола ипочти дважды увеличился в объеме.

106



Газ теперь на глубине 5000’. Объемрасширенного газа вычисляется на основанииначального давления по отношению кдавлению, оказываемому на газ.

BBLBBLBBL

FeetPPG

PSI 3951.381025005.9052.

4756

Из-за снижения гидростатического давлениясверху, газ расширился почти в 4 раза посравнению с начальным объемом.

107



Газ теперь находится на поверхности, гдеединственное давление, к-рое он испытывает,- атмосферное. Расширенный объем газа:

BBLBBL

PSI

PSI 3245.323107.14

4756

В данном случае неконтролируемоерасширение превышает объем стволаскважины. Надо надеяться, что когда газпроникает в ствол и начинает миграцию вверхили циркулирует наверх забоя и расширяется,кто-то заметит смещение флюида, вызванноерасширением и примет соотв-щие шаги. Впротивном случае, скважина взорвется.

108

Метод глушения скважины должен позволять снова взять процессы скважины под контроль, не причиняя ущербапродуктивному пласту, и оказывать такое давление в забое, которое как минимум равно или немного вышепластового давления. Как указывалось ранее, статическое давление в НКТ используется как мерило забойногодавления и указывает на имеющийся перепад между пластовым давлением и гидростатическим давлением флюида впусковой колонне. Давление на манометре НКТ указывает на дополнительное гидростатическое давление,необходимое для сбалансирования пластового давления; оно переводится в эквивалент, выражаемый в плотностираствора при помощи формулы глушильного раствора.

SITP > 0 фунт/кв.дюйм означает, что надо увеличить массу флюида

(в НКТ или около самой нижней точки)

Имеется два способа для увеличения плотности флюида:

Метод ожидания и утяжеления

Теоретически, это метод глушения с одной циркуляцией. Партия ждет пока флюид не обретет необходимуюплотность и затем закачивает только глушильный раствор, без дополнительного "запаса" в виде дополнительнойплотности. Избыт. гидростат. давление в забое обеспечит фрикционная смесь затруба, когда начнется циркуляция. Вбольшинстве случаев, этот метод создает минимальное давление на ствол скважины и самое низкое устьевоедавление в затрубе.

Постоянно создаваемое насосом давление

Метод бурильщика - глушения с двумя циркуляциями. Во время первой полной циркуляции низ-верх, из скважиныидет выброс. Плотность раствора в это время увеличивается и он закачивается в скважину со второй циркуляцией.Аналогично методу "ожидания и взвешивания", избыт. гидростат. давление в забое обеспечивается в видефрикционного давления фрикционной смеси. Данный метод обычно создает более высокие нагрузки и устьевыедавления в устье, чем метод "ожидания и взвешивания". Его преимущество состоит в том, что циркуляцию можноначать вскоре после стабилизации давления в закрытой скважине.

Технологии глушения с циркуляцией

109

Если за исключением небольшого давления в забое в НКТ нет давления, то соотв-но нетперепада и нет необходимости увеличивать плотность флюида.

SITP = 0 фунт/кв.дюйм означает, что не надо увеличивать плотность флюида

В данном случае, без статического давления в НКТ, используется метод постоянногодавления насоса, что в принципе и требуется. Давление насоса держится постоянным, аскважина равномерно циркулируется. С последней операцией в забое, скважиназаглушена. Но благоразумие подсказывает, что циркулияцию надо проводить чутьдольше, чтобы убедиться, что затруб полностью свободен от притока.

SITP > 0 фунт/кв.дюйм


Опасения относительно окончательного значения устьевого давления в затрубе (выброс газа)

Метод бурильщика

Желание начать глушение сразу же после стабилизации устьевого давления

SITP = 0 фунт/кв.дюйм


Глушите скважину при постоянном давлении и скорости насоса


110



Несомненно наиболее общий метод циркуляции - это метод постоянногодавления, создаваемого насосом. Само название указывает на то, что надоделать: поддерживать постоянное давление насосом на постоянной скорости,после того как скважина поставлена на вентиль.

Чтобы закупорить скважину, выполните след.:

ШАГ 1 Наблюдайте и записывайте знаения статического давления в обсадной колонне

ШАГ 2 Откройте дроссель и запустите насос.

Доводя насос к выбранной скорости глушения, поставьте дроссель на подачу постоянного давления в затруб.

ШАГ 4 После того, как насос наберет установленную скорость, регулируйте дроссель для поддержки постоянного давления насоса пока не заглушится скважина.

111

Метод ожидания и утяжеления получил свое название от времени, котороенужно для увеличения плотности раствора перед циркуляцией притока иззабоя. Этот метод требуется только для глушения выброса, которомутребуется более плотный флюид (утяжелённый раствор для глушенияскважин).

В целом, скважину можно заглушить одной полной циркуляцией. Но так какиспользование сбалансированного утяжелителя глушильной жидкости,потребуется дополнительная циркуляция для увеличения плотности флюидана подходящий коэффициент после глушения скважины.

Преимущества включают

Давления, оказываемые на ствол скважины и оборудование управления, в целом будут ниже, чем при применении Метода бурильщика. Разница наиболее очевидна, если приток - газ и (или) большие объемы выброса.

Макс. давление, оказанное на ствол скважины является наименьшим возможным.

Макс. устьевое давление в затрубе - наиболее низкое при данной ситуации.

Скважина была опд давлением меньше времени.



112

1. Определите подходящую скорость циркуляции.

Верхняя граница скорости циркуляции обычно устанавливается макс. допустимым давлением трения в затрубе таким образом, чтобы не создавались крайние значения эквивалентной плотности циркуляции.

2. Утяжелённый раствор для глушения скважин.

Утяжелённый раствор для глушения скважин, представляющий собой известную величину Флюид в баках надо довести до необходимой концентрации для глушения.

3. Рассчитайте объёмы пусковой колонны и затруба и ходы насоса от устья до головки бура и ходы насоса снизу-вверх.

Объемы пусковой колонны и затруба должны быть известны, чтобы определить в какой точке циркуляции находится приток и утяжелённый раствор для глушения скважин во время глушения. Эти данные обычно получают из формы записи данных при глушении выброса.

Вертикальные и слабо наклонные скважины


StrokesTotalOutputPump

VolumeWellbore

STKBBL

BBL /

113

4. Рассчитайте ожидаемое начальное давление циркуляции (ICP)

ICP должно быть рассчитано для оценки давления циркуляции, которое должнобудет поддерживать постоянное давление в забое в начале глушения скважины.

5. Рассчитайте конечное давление циркуляции (FCP)

Так как пусковая колонна замещается утяжелённым раствором для глушенияскважин, давление циркуляции в стояке должно быть снижено, чтобы учесть и увел-егидростатического давления бурового раствора в трубе. Давление в стояке такжедолжно компенсировать увел-е давления трения, вызванное закачкой более плотногофлюида.

После того как пусковая колонна полностью замещена утяжеленным раствором,статичное давление колонны должно быть равно нулю. Необходимое давлениециркуляции сухотруба на данной точке - это давление скорости медленной

циркуляции, адаптированное для глушильного раствора.

6. Составьте график давления циркуляции бурильной трубы по отношению к ходу насоса.

Оператор дросседя должен регулировать регулирующий дроссель, согласно графикадавления циркуляции бурильной трубы (необходимо поддерживать постоянноедавление в забое) по отношению к кол-ву ходов, сделанных насосом во времяглушения скважины. Это обеспечит стабильное глушение и поможет определитьвозможные проблемы.



114

1. Запустите насос согласно Процедуре запуска

насоса

2. Сравните фактическое начального давления

циркуляции с расчитанным по НКТ. График

давления Заново стройте НКТ График

циркуляции, если необходимо.

3. Отрегулируйте дроссель насколько

необходимо для контроля давления бурильной

трубы согласно графику. Продолжайте пока

утяжелённый раствор для глушения скважин

не вернется к устью.

Всегда будьте начеку. Если имеется

подозрение на ЛЮБУЮ проблему,

ОСТАНОВИТЕ насос и ЗАКРОЙТЕ

скважину.

4. Остановите насос и закройте дроссель.

Статические давления в НКТ и обсадной

колонне должны быть равны или почти равны

нулю. Если это так, откройте дроссель и

проверьте есть ли поток. Если нет, снова

запустите насос и дайте циркуляции пройти

через дроссель далее к раствору.

Насос

Ход

Циркуля. Дав.

в фунт/кв.дюйм

0Начальное давление

циркуляции (фунт/кв.дюйм)

Конечное давление

циркуляции (фунт/кв.дюйм)

Ход

К голове бура

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(10)

(9)

График давления циркуляции



115

Давление дросселя и стояка

ДАННЫЕ СКВАЖИНЫ:

Глубина скважины 11480 фут КНБК 6 ½ дюйм, 591 фут

Глубина башмака 6,560 фут Труба 5” внеш. диам. DP

Плотн. раств. 14.2 ppg Метод Бурильщика

Выброс Экв. плотн. бур. раств. 15.2 ppg Приток 20

баррель газ

Стат. давл. обсадн. тр. 600 фунт/кв.дюйм SCR

500 фунт/кв.дюйм @ 30 ход в мин.

Закачанный объем

(баррель)

Усть

евое д

авл

ение

(фунт/

кв.д

юй

м)

объем бур.

трубы 800600400200

Скорос

ть

хода

Стат.

давл.

обсадн

. тр.

Объем

затруба

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800

Давление в дросс. (метод

ожидания и взвешивания)

Давление дросс. (метод

бурильщика)

SCR (FCP)

Давление в стояке

A B

C

D

E


116

1. Запустите насос согласно Процедуре запуска насоса

2. Сравните фактическое начальное давления циркуляции с

рассчитанным. Если фактически измеренно давленние больше

рассчитанного, исправьте форму для записи данных и примените

фактическое давление.

Если фактическое давление меньше рассчитанного, остановите

насос и закройте скважину. Определите имеются ли проблемы в

системе циркуляции.

3. Настройте дроссель, чтобы держать давление в бур. трубе

постоянным пока идет приток со скважины.

Всегда будьте начеку. Если имеется подозрение на ЛЮБУЮ

проблему, ОСТАНОВИТЕ насос и ЗАКРОЙТЕ скважину.

4. Остановите насос и закройте дроссель. Статические давления в НКТ

и обсадной колонне должны быть равны или почти равны нулю. Если

так (или необходимо), заглушите скважину при помощи метода

взвешивания и ожидания. Если нет, снова запустите насос и дайте

циркуляции пройти через дроссель далее к флюидам ствола.


117Закачанный объем (баррель)

Давл

ение в

фунт/

кв.д

юйм

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

200 400 600 800


Давление дросселя

A

B

C

D

E

Первая циркуляция - давление в дросселе и стояке





Выброс Экв. плотн. бур. раств. 15.2 ppg Приток 20 баррель газ

Стат. давл. обсадн. тр. 600 фунт/кв.дюйм SCR 500 фунт/кв.дюйм @ 30 ход в мин.


118

Вторая циркуляция - давление в дросселе и стояке

Закачанный объем (баррель)

Усть

евое д

авл

ение н

асоса (

фунт/

кв.д

юйм

)

Скорос

ть

хода

Стат.

давл.

обсадн

. тр.

Объем бур.

трубы

Объем

затруба 800600400200

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800

SCR

2


Давление дросселя





Выброс Экв. плотн. бур. раств. 15.2 ppg Приток 20

баррель газ

Стат. давл. обсадн. тр. 600 фунт/кв.дюйм SCR

500 фунт/кв.дюйм @ 30 ход в мин.


119

Оператор насоса

1. Начинайте медленно и легко, должна пройти как минимум одна минута, чтобы поднять скорость насоса до

необходимой для глушения.

2. Наблюдайте за ростом скорости насоса и давлениями в бурильной трубе и обсадной колонне. Сообщите

данные оператору дросселя.

3. Давление насоса должно стабильно расти, а давление обсадной колонны должно оставаться относительно

постоянным. Если заметите необычное "поведение" давления , прекратите закачку и скажите оператору

дросселя закрыть скважину.

Зададчи оператора дросселя

1. Со слов оператора насоса о старте насоса, немного вытащите дроссель и наблюдайте за давлением в

бурильной трубе и обсадной колонне.

2. Когда скорость насоса приблизиться к скорости глушения, настройте дроссель, чтобы держать давление в

обсадной колонне постоянным, пока насос работает на нужной скорости глушения

3. Следите за необычным поведением давления и сообщайте оператору насоса давления в бурильной трубе и

обсадке. Будьте готовы приказать оператору насоса выключить насос, если наблюдаются необычные

значения давлений.

4. Когда насос достигнет необходимой скорости глушения, продолжайте держать давление в обсадной колонне

постоянным.

5. Запишите значения давления бурильной трубы как правильное значение начального давления циркуляции

(НДЦ). Сравните с предварительно рассчитанным значением НДЦ.

Примечание: Если фактическое НДЦ выше рассчитанного, используйте фактическое и

скорректируйте форму для записи данных по глушению. Если фактическое НДЦ меньше

рассчитанного, остановите насос и закройте скважину. Определите имеются ли проблемы в системе

циркуляции. Затем попытайтесь включить насос.


120





Выброс Экв. плотн. бур. раств. 15.2 ppg Приток 20 баррель

газ

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800

Закачанный объем

(баррель)

Усть

евое д

авл

ение

(фунт/

кв.д

юй

м)

800600400200

20

баррелей

30

баррелей

40

баррелей

50

баррелей

Метод бурильщика для различных

объемов притока


121

Метод ожидания и утяжеления для различных

объемов притока ДАННЫЕ СКВАЖИНЫ:

Глубина скважины 11480 фут КНБК 6 ½

дюйм, 591 фут

Глубина башмака 6,560 фут Труба 5” внеш.

диам. DP

Плотность р-ра 14.2 ppg Метод Ожидай

и взвешива

Усть

евое д

авл

ение (

фунт/

кв.д

юй

м)

20

баррелей

30

баррелей

40

баррелей

50

баррелей

200

400

600

800

1000

1200

1600

1400

1800


800600400200


122

Меры предосторожности при реверсировании

Хотя реверсирование и является процедурой, исполняемой во многих операциях, изменение

направления выброса, в особенности, газового должно быть хорошо продумано. Динамика давлений

дросселя на стр. 18 и 19 отражает необходимой устьевое давление, обеспечиваемое дросселем,

чтобы восполнить недостаточное гидростатическое давление в затрубе. Как видно из иллюстраций,

обратное давление имеет тенденцию к увеличению. Это ожидаемо с учетом расширения газа,

которое должно быть допущено С расширением газа приходит снижение общего гидростатического

давления в затрубе и соотв. требуемое увеличение обратного давления.

20

баррелей

30

баррелей

40

баррелей

50

баррелей


Требуемое давление в дросселе

увеличивается из-за

расширения газа, которое

вызывает снижение

гидростатического давления в

затрубе.

Требуемое

обратное давление


123

Иногда принимается решение сделать обратный выброс - причины:

Минимизировать контаминацию дорогостоящей ремонтной жидкости

Ограничить или минимизировать предельное давление на обсадную колонну из-за большого притока

Сэкономить время

Постольку поскольку флюид для глушения жидкий, или в основном жидкий,риски будут минимальные, но если выброс в основном газ есть особые моменты,которые надо учесть, а именно, возможность быстрого изменения устьевогодавления и используемого оборудования при выполнении процедуры реверса.

Диаграмма скважины на след. стр. будет использована как пример,иллюстрирующий различия между обычной и обратной циркуляцией, где речьидет о газе или выбросе.

Реверсирование выбросов


124




10000’ 2 7/8” НКТ - 58 баррель объем.

10000’ 5.5” внутр. диам. обсад. колонны - 214 баррель

Форма эквивалентной плотности раствора: 10 ppg = 5200 фунт/кв.дюйм

Объем выброса: 20 баррелей

Длина выброса: 936

Гидростатическое давление выброса: 94 фунт/кв.дюйм

Вес флюида: 10,3 частей на галлон

Статическое давление в НКТ 0 фунт/кв.дюйм

Статическое давление в обсадной колонне 407 фунт/кв.дюйм



Информация, приведенная ниже, будет использоваться вкачестве первичных данных для примера сравнения обычнойи обратной циркуляции газового выброса при РВР.

Стабилизированная остановкаУсловия

125

58 баррелей закачано -обычная циркуляция

6001’ флюида выше газа

2714’ флюида ниже газа

1285’ газа 27.4 баррелей


Закачан объем равный объему НКТ (58баррелей) Приток расширился,благодаря снижениюгидростатического давления вышегаза. С расширением газа приходитснижение общего гидростатическогодавления в затрубе и соотв. требуемоеувеличение обратного давления.

20 баррелей закачано -обратная циркуляция




Приток устранен из обсаднойколонны и теперь находится вНКТ. Статичное давление вобсадной колонне 0фунт/кв.дюйм. Статичноедавление в НКТ отражаетбольшое изменение в гидростат.давлении НКТ, благодарязначительной вертикальнойдлине, занятой газом.


126

75 баррелей закачано -обычная циркуляция





Всего закачано 75 баррелей.Приток далее расширился исниженное гидростатическоедавление в затрубе привело кдавлению в обсадной колонне в679 фунт/кв.дюйм.







За относительно короткое времяпроизошло значителнорасширение газа, обусловивобширные настройки дросселя.Обратите внимание наизменение в давлении НКТ нанынешнем рисунке ипредыдущем.

127

100 баррелей закачано - обычная циркуляция





Всего закачано 100 баррелей.Расширенный приток и сниженноегидростатическое давление в затрубепривели к давлению в обсаднойколонне в 848 фунт/кв.дюйм.

43,5 баррелей закачано - обратная циркуляция





В этой диаграмме четковидно быстрое расширениегаза по мере приближения кустью. Вместе срасширением газа иснижениемгидростатического давленияв затрубе, происходитбыстрое увеличениетребуемого обратногодавления за относительнокороткий промежутоквремени.


128








Всего закачано 125баррелей. Расширенныйприток и сниженноегидростатическое давление взатрубе привели к давлениюв обсадной колонне в 1114фунт/кв.дюйм.


И НКТ, и затрубноепространство полныфлюида, а скважиназаглушена.

129







Всего закачано 148 баррелей.Приток расширился отначального объема 20 баррелей кнынешнему 65,1 баррелей взатрубе. Давление в обсаднойколонне в 1537 фунт/кв.дюйм -результат снижения гидростат.давления в затрубе в силурасширения.

130Закачанные баррели


300100 200

1000

2000

3000

4000

Замещение НКТ

Замещение затрубаРеагирование на изм-е давленияв НКТ - обратная циркуляцияПримите к сведению резкиеизменения, происходящие заотносительно короткийпромежуток времени

Реагирование на изм-е давления в обсадной колонне - обычная циркуляция



Сравнение обычной циркуляциис обратной циркуляцией

131

Что же мы узнаем от диаграммы на пред .стр.

Особо заметьте относительно небольшое кол-во времени, необходимое для значительногоповышения устьевого давления при обратной циркуляции. И в сравнении с ним,постепепнное повышение устьевого давления при обычной циркуляции.

Хотя и немного упрощенно, но примеры показывают метод глушения постояннымзабойным давлением с циркуляцией - широко известный и распространенный способглушения скважины.

Опасность лежит не столько в математической возможности нейтрализациивыброса, сколько в плоскости реализации

Основные требования к нейтрализации газового выброса:

Необходимое оборудование, его правильная установка, проверка и превосходное

рабочее состояние.

Опытные и знающие сотрудники с хорошим пониманием принципа сообщ-ся сосудов.



132


Есть так называемые слабые звенья в этой цепи. Первое в соединении НКТ илинии соединения НКТ с манифольдом дросселя. Обычно устанавиваетсяполностью открывающийся предохранительный клапан, но должен быть изапасной для случая несрабатывания клапана или линии между НКТ иманифольдой дросселя. Либо клапан с низким крутящим моментом илипневмопривод станут прекрасным выбором.

Подумайте над этим: Газ течет через временное соединение в манифольд

дросселя. В нем появляется утечка. Обычная реакция - прекратить закачку изакрыть дроссель. Но в этом случае, закрытие дроссля не прекратит поток,потому что утечка выше по течению, чем дроссель. Логической альтернативойбыло бы закрыть полностью открывающийся предохранительный клапан черезк-рый идет сильный поток газа. Если поток достаточно сильный, то клапан несможет полностью перекрыть - теперь скважина вышла из под контроля ивременное соединение вскоре смоет.

133

Клапан с низким крутящим моментом

Полностью открывающися предохранительный клапан

Крестовина

Пусковая колонна

Полностью открывающися предохранительный клапан

Крестовина

Пусковая колонна

Пневмопривод

На иллюстрациях дваспособа "поддержать"полностьюоткрывающийсяпредохранительныйклапан. Если временноесоединение начинаетпропускать газ прициркуляции, это значитзакрыт либонизкооборотныйдроссель илипневмопривод могут бытьзакрыты, давлениестравливается черездросселя из линии иутечка исправлена.

При использованииклапана с низкимкрутящим моментом, вруках должна быть ручкауправления. Прииспользованиипневмопривода, всегдаработайте с

предохранителем.


134

Еще одно больное место - соединение НКТ с манифольдом дросселя. Обычноэто временное соединение. И очень часто у нее меньший внутр. диаметр посравнению с НКТ. Это значит, что скорость флюида или жидкостиувеличивается, что дает возможность смыть или убрать мусор.

Уменьшенный внутренний диаметр увеличиваетскорость потока и возможности промывки и резкитрубы.


135

В каждом временномсоединении трубы есть 2 точкидля возможной утечки -быстроразъемные соединенияна каждом конце.

Другой момент длябеспокойства соединенияколен. Можно было придуматьсистему получше фланцевыхсоединений, но к сожалениюэто не везде доступно и нампридется работать с чем имеем.

Быстроразъемные соединениядолжны быть крепкозакреплены и протестированы,уделяя особое внимание нетолько быстроразъемнымсоединениям, но и коленам.Кроме того, временное трубноесоединение должно бытькрепко закреплено, чтобыминимизировать любоеперемещение в процессециркуляции газа.


136

Еще один момент для беспокойства - дроссели, ручные и дистанционноуправляемые. Дистанционно управляемые гидравлические илипневматические дроссели известны как работающие на средних скоростях.Ручные дроссели, которыми трудно управлять без применения силы, могутбыть крайне медленные и трудоемкие при давлении.

Возвращаясь к диаграмме обратной циркуляции, надо четко понимать,быстродействующий дроссель - обязатлен. Если дросселем нельзя управитьсясвоевременно, в результате ствол скважины либо будет испытыватьаномальное давление, либо будет способствовать большему притоку вскважину, увеличивая время операции по глушению и усложняя и без тогонепростую ситуацию.

По мере проявления газа и стравливания из колодца, гидростат. давлениеНКТ начинает быстро расти. Из-за этого требуемое обратное даление должноснижаться относительно снижающегося гидростат. давления. Если дроссельнельзя достаточно быстро открыит, забойное давление начнет увелииваться.

Обеспокоенность по поводу дросселя


137

100 200

1000

2000

3000

4000Быстрая регулировка дросселя лоя необходимогообратного давления. Если открытие дросселя нельзябыстро изменить, будет повышаться забойноедавление и еще один выброс в стволе скважины.

Относительно быстрая регулировка дросселядолжна иметь место из-за повысившегосягидростат. давления НКТ. Если открытиедросселя нельзя ускорить, забойное давлениебудет увеличиваться, приводя к потерециркуляциию или нагнетанию флюидов инежелательного песчаника в продуктивныйпласт.

Фун

т/к

в.д

юй

м


Обеспокоенность по поводе дросселя


138

Жидкие выбросы

Если выброс жидкостьЮ масло или вода или их смесь, большинство изописанного в пред. страницах не произойдет. Не будет сильной потеригидростатики - жидкость не расширяется как газы. И вместо постоянногороста давления в НКТ, оно начнет стабильно падать.

Если говорить реалистично, то редко когда жидкий углеводородный притоквходит в скважину и при этом не имеет сопутствующий газ. В "реальности"будет наблюдаться небольшой рост устьевого давления, но не настолько какприток газа "в полный рост".


139

Возможные проблемы

Во время операции по управлению скважиной могут возникнуть проблемы вчастях или отдельной части системы циркуляции, которые могут иметьнепосредственное воздействие на устьевое давление циркуляции илиэффективность дросселя в изменении давлений.

Осложнения включают:

Поплавковый или обратный клапан в пусковой колонне

Забивка пусковой колонны

Забивка дросселя

Эрозия пусковой колонны

Эрозия дросселя

Чрезмерные устьевые давления при циркуляции


140

Поплавковый или обратный клапан в пусковой колонне



Наличие обратного клапана в пусковой колонне не допускает чтения и отслеживания стат. давления в НКТ. Это можно решить при помощи след. процедуры.

ШАГ 1 Запишите стабилизировавшееся стат. давление в обсадной колонне

ШАГ 2 Начните закачку в НКТ на очень медленной скорости - настолько можно медленней, насколько может качать насос - близко наблюдайте стат. давление в обсадной колонне

ШАГ 3 Запишите значение давления насоса, когда стат. давление в обсадной колонне начнет расти. Запишите значение давления и немедленно прекратите работу насоса.

ШАГ 4 Вычтите любое наблюдавшееся увеличение давления в обсадной колонне из записанного давления насоса. Результат есть стат. давление в НКТ.

Теоретически обратный клапан должен открыться и должно наблюдаться небольшоеснижение давления насоса, указывающее на то, что обратный клапан открыт. На данномэтапе, насос остановлен и записано стат. давление в НКТ. Однако, практически невозможнотак быстро остановить насос и избежать дополнительного давления на обсадную колоннупосле открытия обратного клапана.

141

Закупоренная пусковая колонна



Если при выведении выброса давления циркуляции неожиданно меняются, понаблюдайте за процессами на другой стороне скважины перед тем как предпринимать к-л шаги.

Если меняется давление в НКТ, смотрите что происходит с давлением в обсадной колонне.

Если меняется давление в обсадной колонне, смотрите что происходит с давлением в НКТ.

Если пусковая колонна начнет забиваться, то будет заметное повышение давления насосабез соотв. повышения в давлении обсадной колонны. Кроме того, может наблюдатьсяснижение фонтана из скважины.

Наблюдайте за стабилизацией давления в НКТ.

Если давление в НКТ продолжает расти, остановите насос и закройте дроссель.

Попытайтесь (раз или два) внезапно открыть дроссель на короткое время, чтобы освободить пусковую колонну от препятствия, ели это будет безуспешно, дайте давлению в обсадной колонне стабилизироваться, начните объемный метод и подготовьтесь к перфорации пусковой колонны.

142

Закупоренный дроссель



Признак, закупоренного или начинающего забиваться дросселя, - повышениедавления в обсадной колонне, снижение потока, за к-рым следует повышениедавления в НКТ. Это серьезная проблема - так как циркулирующая системазабита и закачиваемые флюиды будут закачиваться в продуктовый пласт.Необходимо быстро принять шаги для устранения проблемы.

ШАГ 1 Остановите насос и закройте дроссель.

ШАГ 2 Попытайтесь (один или два раза) внезапно открыть дроссель накороткое время, чтобы очистить его от мусора.

ШАГ 3 Если это не приведет к желаемому результату, изолируйте дроссель припомощи клапанов на манифольде, выровняйте с др. дросселем и продолжайтеглушение и стравливание избыточного давления в обсадной колонне.

После того как скважина заглушена, необходимо очистить закупоренныйдроссель. Проявляйте крайнюю осторожность: в дросселе может быть избытокдавления, к-рый при открытии дросселя может выбросить мусор с большойсилой.

143

Эрозия пусковой колонны



Эрозия пусковой колонны наступает медленно, ее сложно обнаружить. Снижения давления насоса, и частое регулирование дросселя для поддержания давления в НКТ могут указывать на проблему.

Возможные решения:

Продолжайте глушение и затем попытайтесь локализовать эрозию после глушения колодца.

Завершите операцию глушения, выявите и загерметизируйте эрозию при помощи кабея. Если вы выбрали этот вариант, надо применить объемный метод до восстановления циркуляции. Процедура может занять больше, чем обычно времени.

После того как скважина заглушена, можно принять решение локализовать эрозию перед подъемом наверх.

144

Эрозия дросселя



Аналогично пусковой колонне, эрозию в дросселе сложно выявить. Обычнонаблюдается постепенное снижение в давлении циркуляции, побуждающеечаще чем обычно регулировать дроссель. Также, если скважина выходит издросселя, а дроссель закрыт, то не будет надежного уплотнения.

Решить проблему просто. Если есть подозрение на эрозию, вставьте другойдроссель и постепенно открывайте второй, закрывая при этом первый.Изолируйте дефектный дроссель при помощи клапанов на манифольдедросселя. После заглушения скважины, отремонтируйте и опрессуйтеполоманный дроссель.

145



Чрезмерное давление в устье скважины

Чрезмерное давление в устье скважины может быть относительным выражением. В плане РВР, чрезмерное давление в устье скважины может относиться к пластовому давлению или давлению разрыва обсадной колонны.

В любом случае, если оно существует, имеются два варианта:

Продолжать циркуляцию в надежде, что давление спадет

Начать стравливание, чтобы снять излишек давления, но с риском получить приток

Нет однозначного ответа на проблему чрезмерного давления в обсаднойколонне. Если принято решение облегчить давление, надо снизить скоростьнасоса. Чтобы добится этого и поддерживать постоянное забойное давление,держите давление обсадной колонны постоянным снижая производительностьнасоса. Дайте стабилизироваться давлению насоса и запишите значение стаб.давления на новой скорости.

Начните снижать давление в затрубе небольшими интервалами.

Настройте дроссель для увел-я давления насоса до сниженного давленияпроизводительности насоса как можно скорее.

146

Скважины с очень низкими забойными давлениями требуют более деликатного подхода вглушении, если требуется, чтобы скважина была отремонтирована. Для предотвращениянарушения эксплуатационных свойств пласта и закачки лишней воды в пласт, будетнеобходимо и мудро отремонтировать скважину с небольшим избыт. гидростат. давленияНКТ по отношению к давлению пласта. Это достигается при помощи доставки частичнойколонны флюида на пласт.

Объем закачки можно вычислить при помощи след. процедуры:

Desired PSI

Fluid WeightFeet of Fluid

PPG.052

Feet of FluidTbg ID

BBL

2

1029

Контроль при помощи частичного столба флюида


ШАГ 1 Длина колонны флюида

ШАГ 2 Объем закачки

147

Требуемая деликатность должна быть проявлена в ходе закачки флюида в скважину.Промасливание и стравливание - лучший подход. И в этом случае, достаточно объемногометода. Подавайте флюид в забой, периодически стравливая газ и давление из НКТ черезручной вентиль. Стравливаемое давление основывается на прибавленномгидростатическом давлении. При помощи данных с пред. страницы, флюид можно подать вскважину шестью порциями, в данном случае по баррелю за раз. Гидростатическоедавление, добавленное на каждый закачанный баррель, можно определить при помощислед.:

1029052

2Tbg IDFluid Weight Added HydrostaticPPG

.

После того как флюид закачан в скважину, надо дать время флюиду опуститься, 15-20 мин.должо хватить. После этого, давление из НКТ стравливается в объеме равномдобавленному гидростатическому давлению. Хотя это технически грамотно, но сложноосуществимо: например, стравить ровно 76 фунт/кв.дюйм из скважины, даже хорошимманометром, так что должна диктовать практичность. В данном случае, стравите 70фунт/кв.дюйм из НКТ и закройте дроссель. Выполните эту операцию столько раз, сколькотребуется для достижения требуемого гидростатического давления в скважине - в данномпримере хватит 6 циклов закачки.



После того как закачан весь флюид в скважину, устьевое давление должно быть близко кнулю или нулевым. Если имеется остаточное давление, постарайтесь стравить его. Если онополностью стравится, скважина заглушена, в нее можно спускаться. Если возрастетустьевое давление, рассчитайте объем для его уравнивания и проведите еще один циклзакачки.

148

Слева диаграмма иллюстрирует"до" и "после" процедуры. Вполневозможно снизить устьевое донуля или приблизить к нему передтем как закачивать весь объемфлюида для глушения. В такомслучае, продолжайте закачиватьциклами и закачайте весь объем.

После завершения посл. цикла(закачка и стравливание)наблюдайте за устьевымдавлением 20-30 минут, чтобыудостовериться, что скважиназаглушена. Если возникнетустьевое давление, рассчитайтеобъем для его уравнивания спомощью формул на предыдущих2 стр.



Kill Fluid

149

После того как скважина заглушена, надообдумать вопрос поддержаниягидростатического давления. Если в след.операции требуется снятие колоннынасосных штанг или НКТ, надо рассчитатьзамещение "мокрых" частей и закачатьравный им объем в скважину. После того какколонны сняты, скважину надо закрыть исоединить с выкидной колонной, где ееможно близко отслеживать.

Когда колонны или НКТ повторнозапускаются, замещенный объем скорейвсего попадет в пласт в силугидростатического давления, вызванногозамещением колонны. Тщательнонаблюдайте за скважиной при обратномпотоке вниз и будьте готовы к закачкедополнит. флюидов.

Если в скважину запускается пусковаяколонна, замещение должно бытьрассчитано на расчетную длину столбаглушильного раствора.

Рассчитайте замещение для этой длины



150

Стриппинг - это спуско-подъёмная операция под давлением по перемещению бур. трубы черезпротивовыбросовое оборудование при приостановленной скважине под давлением. В большинствеслучаев, стриппинг требуется для возвращения пусковой колонны ко дну после заглушения выбросаподнятием трубы. Требуется высокая степень координации от всех членов партии.

Имеется два способа выполнения: краткосрочный и долгосрочный

Вызывающие беспокойство моменты:

• Перемещение замковых соединений через затруб

• Износ частей затруба

• Запас мощности системы контроля противовыбросового оборудования

• Чрезмерное устьевое давление

• Точное измерение флюидов на поверхности

• Координация команды

• Миграция газа

• Информация производителя касательно противовыбросового оборудования

Факторы, отражающиеся на давлении скважины при стриппинге

Сжатие - флюиды подвергаются сжатию по мере опускания трубы.

Недостаточное стравливание - стравливаниеобъема, не равного объему, вытесняемому трубами.

Проникновение притока - проникновение трубы в приток приводит к удлинению притока, тем самым дополнительно снижая гидростатическое давление.

Миграция газа должна контролироваться соотв. образом.

Исскуственная миграция - когда труба проникает в приток, дополнительная труба закачивает приток наверх.

Восстановленная репрессия - после спуска последних стояков ко дну и наполнения забоя.


Спуск колонны труб под давлением с использованием штатного ПВО (стриппинг)

151

Процедура

1. Спустите первый стояк без стравливания флюида, чтобы давления в обсадной колонне увеличилось на требуемые 100 -200 фунт/кв.дюйм коэффициента запаса

2. Продолжайте опускать, стравливая объем, эквивалентны замещению закрытого конца спущенной трубы

• Медленно опускайте трубу

• Замки и места соединений следует очистить от заусенцев

• Труба должна быть наполнена начиная от внутр. полости ПВО до устья для каждого стояка.

3. Следите за давлением в обсадной колонне для обнаружения миграции газа - будьте готовы провести к объемному , если потребуется

4. Когда труба достигнет дна, выполните циркуляцию для глушения

Случаи применения

При спуске примерно 20 или меньше стояков

Миграции газа не происходит


Краткосрочная операция по спуску трубы под давлением

152

Так как обычно вид притока неизвестен, нелишне будет запланироватьпроцедуру спуска трубы под давлением на наихудший вариант развитиясобытий - выброс газа, способного мигрировать.

Флюиды скважины можно точно измерить, если стравить их воткалиброванную доливную емкость , использовавшийся для подсчетазамещения с закрытым концом.

Предполагается, что флюид в доливной емкости накапливается в рез-терасширения газа по мере миграции, где его можно точно измерить.

Срок службы затрубного превентора можно значительно продлить, используяуравнительный баллон.



153

Открывающая линия

Закрывающая линия

Уравнительный баллон

Ручной дроссель

Калиброваннаядоливная емкость

Рекомендованная конфигурация оборудования для краткосрочной операция по

спуску буровой трубы под давлением

Сбор и измерение объема для замещения труб

Частично заряженныйгидроаккумулляторныйбаллон корректирует проходзамкового соединения череззатруб.

154

Форма регистрации стриппинга и стравливания

MASP (максимально допустимое поверхностное давление)

1366

фунт/

кв.дюйм

80 % MASP

1250 фунт/

кв.дюйм

Закрытый конец

Смещение

2,3 баррелей/ход

Безопасность

Фактор


Стояк

Кол-во

Стат. давление

в обсадной колонне

(ДоСтриппинг)

Стат. давление в

обсадной колонне

(После Стриппинг)

Баррели

Стравле

Стат. давление в

обсадной колонне

(После Стравливается

0 4001 400 716 0,6 6002 600 1000 2,3 6253 625 975 2,3 6504 650 975 2,3 6255 625 975 2,3 6256 625 950 2,3 6257 625 975 2,3 6258 625 975 2,3 6259 625 960 2,3 62510 625 950 2,3 60011 600 920 2,3 60012 600 920 2,3 59013 590 890 2,3 60014 600 900 2,3 68015 680 1000 20,3 75016 750 1100 2,3 80017 800 1120 2,3 82018 800 1120 2,3 820

19 820 1140 2,3 82020 820 1140 2,3 8502122

Образец листа

технических данныхКраткосрочная операция по спуску трубы под давлением

Справа на рис. образец листа технических данных, к-рый надо заполнять при каждом стриппинге

Преимущество использования такого документа заключается в том, что он дает возможность отслеживать тенденции давления и


155

Долгосрочная операция по спуску НКТ под давлением


Долгосрочная операция по спуску проводится, когда газ начинает мигрировать в ходестандартной операции по спуску трубы под давлением. В данном случае, необходимо точноизмерить объемы, относимые за счет замещения труб, а также необходимого расширениягаза под контролем.

Требования к оборудованию немного отличаются, т.к. требуется дополнительная емкостьдля измерения объема, стравленного для расширения газа.

В общей процедуре сочетаются как спуск трубы под давлением, так и объемный метод.

Спустите пусковую колонну, не стравливая давление, чтобы устьевое давлениеувеличилось не предопределенный коэффициент запаса (100-200 фунт/кв.дюйм)

Продолжайте спуск, стравливая рассчитанный объем замещения - следите запостепенно нарастающим устьевым давлением, создаваемом миграцией.

После того, как устьевое давление увеличилось на выбранный рабочий интервалдля объемного измерения, начните травить рассчитанный объем, удерживая устьевоедавление постоянным, все это время продолжайте спуск и стравливание замещаемогообъема

Объем замещения надо стравить в доливную емкость, а объем для миграции вемкость для миграции

156

Pw = 100 фунт/

кв.дюйм

V1 =

V2 =

Ps =

Pдроссель1 =



1. Выберите диапазон рабочего давления для контроля забойного давления, Pw. Например:

Pw = 100 фунт/кв.дюйм

2. Рассчитайте гидростатическое давление на баррель раствора в верхней части затруба

3. Рассчитайте длину притока при проникновении с помощью КНБК, Lp.

4. Рассчитайте длину притока в открытом стволе, Loh.

5. Рассчитайте увеличение давления из-за проникновения притока, Ps.

6. Рассчитайте объем резервуара промывки и доливной емкости V1 и V2

7. Рассчитайте значения Pдроссель .

Гидростатическое давл на 1 баррель =

Жидкостной градиент (фунт

на кв. дюйм/фут)

Емкость верхнего затруба (баррель/фут)

L1 (фут) =Объем притока

(баррель)

Открытый ствол по производ. мощности (баррель/фут)

L2 (фут) =Объем притока (баррели)

Емкость открытого ствола (баррель/фут)

Диапазон рабочего давления

(Pw)

Емкость верхнего затруба (баррель/фут)

V2 (баррелей) =

V1 (bbls) = замещение трубы с закр. концом На стояк

Ps (фунт/кв.дюйм) = (L1 – L2) x (жидкостной градиент)

Pдроссель1 = Pa + Pw + Ps

Pдроссель2 = Pдроссель1 + Pw (и т.д.)

Pa =

157

Открывающая линия

Закрывающая линия

Уравнительный баллон

Ручной дроссель

Калиброванная доливная емкость

Рекомендуемая конфигурация оборудования для

краткосрочных операций по

Частичнозаряженныйгидроаккумулляторный баллонкорректируетпроход замковогосоединения череззатруб.

Сбор и измерениеобъема для замещения труб Сбор и измерение

объема для объемного метода

Калиброванная емкость для миграции

158



Спустите первый стояк, закрытый для того, чтобы давление в обсадной колонне увеличилось до значения Pchoke1.

Оператор дросселя должен стравить столько, сколько требуется, чтобы держать давление обсадной колонны постоянным на значении Pchoke (давл. вент.).

После каждого стояка, опорожните объем V1 (объем замещения трубы с закрытым концом на 1 трубу) из доливной емкости в резервуар промывки.

Медленно опускайте трубу

Очистите замковые соединения и зажимных места трубы от заусенцев.

Труба должна быть наполнена начиная от внутр. полости ПВО до устья для каждого стояка.

Продолжайте Шаг 2 пока чистая прибавка V2 (объем миграции газа) не проявится в доливной емкости. Затем закройте дроссель.

Повторите шаги с 1 по 3.

Как только пусковая колонна окажется внизу, заглушите скважину при помощи метода циркуляции.

Можно применить аналогичную форму для записей показателей выполнения метода.

rонтрол скважины глава 4

Engineering