Закриття свердловини

7.11.2.1 При бурінні свердловини

Рішення про зупинку робіт, спостереження і можливе закриття свердловини відноситься до компетенції бурильника. Відповідно до отриманих від інженера (супервайзера) інструкцій він повинен негайно:

у разі появи застережливих ознак флюїдопроявів необхідно встановити спостереження за свердловиною після:

− зупинки обертання бурильної колони;

− встановлення першого замка бурильної труби приблизно в метрі над ротором (щоб мати можливість легкого розгвинчування і забезпечення закриття трубних плашок);

− зупинки насоса (в останню чергу щоб зберегти вплив втрат тиску в кільцевому просторі на вибійний тиск).

При сталому стані свердловини. Після спостереження протягом 15 хвилин, переконавшись в надійності різної інформації (зокрема, це стосується типу застережливої ознаки), інженер (супервайзер) може відновити циркуляцію і поточні операції, зберігаючи пильність. Вказані 15 хвилин дані лише як приклад, оскільки час спостереження може бути довше, враховуючи особливі умови конкретного буріння (характеристика покладу, тип використовуваного бурового розчину, тип пластового флюїду).

Якщо в свердловині є поглинання. Циркуляцію слід вести з малою витратою, щоб зберегти заповнення кільцевого простору буровим розчином, контролюючи при цьому витрату на виході (при необхідності, заповнити кільцевий простір водою).

Примітка: залежно від обстановки (падіння рівня в свердловині, прояву пластового флюїду) може знадобитися пряме закриття свердловини без попереднього спостереження.

► якщо виникають щонайменші сумніви у появі ГНВП (свердловина переливає), він повинен без коливань закрити свердловину.

При цьому необхідно:

− при роторному способі буріння зупинити обертання бурильної колони;

− встановити перший замок бурильної труби приблизно в метрі над ротором;

− при необхідності встановити зворотний клапан та залишити бурильну колону в підвішеному стані на талевій системі;

− зупинити буровий насос.

− закрити свердловину (превентор).

Існує два методи закриття свердловини:

Метод плавного закриття свердловини

Для реалізації цього методу дросель в ході операцій буріння відкритий. Положення засувок дросельної лінії і дросельного маніфольда повинне забезпечити наявність повністю відкритої схеми, за винятком корінної бічної засувки (закрита) на дросельній лінії.

Процедура:

а) відкрити корінну бічну засувку;

б) закрити превентор (зазвичай, універсальний);

в) поступово закрити дросель;

г) зареєструвати зміну Р_кп і Р_бк в на протязі близько 15 хвилин, за які стан покладу відновиться і тиск стабілізується.

Метод різкого закриття свердловини

Для цього методу дросель (штуцер) повинен бути закритий в ході операцій буріння. Положення засувок дросельної лінії і дросельного маніфольда повинне забезпечити наявність повністю відкритої схеми, окрім дроселя (закритий) і корінної бічної засувки (закрита) на дросельній лінії.

Процедура:

а) закрити превентор;

б) відкрити корінну засувку;

в) прослідкувати зміну Р_кп і Р_бк в на протязі близько 15 хвилин, за які стан покладу відновиться і тиск стабілізується.

Примітки:

• Деякі добувні компанії і бурові підрядчики використовують інші терміни, залежно від типу превентора, вживаного при закритті свердловини. Вони називають:

− процедурою різкого закриття процедуру закриття превентора з трубними плашками

− процедурою швидкого закриття процедуру закриття універсального превентора.

На рівні API це відмінність поки не визнана.

• Хоча процедура плавного закриття довше процедури різкого закриття, оскільки перший метод вимагає більше маніпуляцій, зазвичай він успішніше дозволяє управляти тиском в кільцевому просторі. Другий метод швидший, але область його застосування може виявитися обмеженою.

• Вибір методу закриття свердловини здійснюється:

а) до початку поточного етапу будівництва свердловини;

б) за погодженням між добувною компанією і буровим підрядчиком.

Після закриття превентора (герметизації гирла) необхідно також встановити спостереження за свердловиною з метою «досліджування проявів».

7.11.3 Спостереження за тиском закритої свердловини

Період спостереження за тиском на гирлі свердловини

Інструкції бурильника припускають спостереження за тиском на гирлі свердловини протягом (близько) 15 хвилин. Йдеться про середній час.

В період спостереження відбуваються наступні явища.

За період перед закриттям свердловини продуктивний пласт виснажується в навколостовбурній зоні. Після закриття гирла свердловини він повторно стискається і стискає буровий розчин в самій свердловині, викликаючи підвищення тиску на гирлі свердловини, причому це відбувається швидше, якщо цей пласт проникний і мало забруднений. Підвищення тиску в процесі випробування пластів випробувачем на бурильній колоні (але інтерпретувати цю криву з кількісної точки зору неможливо: режим не сталий, вимірювання робляться на поверхні, великий вплив місткості свердловини і т.д.).

У присутності газованого пластового флюїду повторне стиснення супроводжується повільним підвищенням тиску унаслідок міграції газу в кільцевому просторі (міграція викликається відмінностями в густині між буровим розчином і газом).

На рисунку 7.46 показана зміна цього тиску у разі припливу газу із пласта. Важливо зареєструвати цю зміну, як тільки свердловина буде закрита після прояву пластового флюїду. Манометри, використовувані для реєстрації цього тиску, служать під час циркуляції пластового флюїду, що поступає, тобто є манометрами пульта дистанційного керування дроселів.

Зняття свідчень і зіставлення тиску на усті свердловини

В кінці періоду спостереження відповідні значення Р_кп1 і Р_бк1 реєструються. Підвищення тиску на гирлі унаслідок міграції газу із пласта не повинне враховуватися для оцінки Р_кп1 і Р_бк1. Якщо пласт має низьку проникність і дає газ, підвищення тиску унаслідок міграції накладається на підвищення тиску в результаті повторного стиснення покладу і стиснення флюїду свердловини. В цьому випадку визначення правильних значень стабілізованого тиску Р_кп1 і Р_бк1 може виявитися скрутним.

Взагалі кажучи, рекомендується обмежити час спостереження тривалістю близько двадцяти хвилин (якщо пластовий флюїд газ).

Рисунок 7.46 − Зміна тиску в бурильних трубах на усті в період закриття

свердловини (випадок припливу газу із пласта з доброю проникністю)

Примітка: Якщо в бурової немає самописця для реєстрації тиску на гирлі, за змінами повинен стежити бурильник. Якщо немає можливості визначення Р_бк1 (наявність клапана в колоні труб), слід стежити тільки за зміною тиску в кільцевому просторі.

Оскільки бурильна колона заповнена буровим розчином з густиною q₁, висота гідростатичного стовпа в бурильній колоні передбачається точно відомою. Навпаки, висоту гідростатичного стовпа в кільцевому просторі важче оцінити і вона залежить від наступних чинників:

− висоти пластового флюїду (тобто збільшення об'єму в приймальній ємкості і положення пластового флюїду в кільцевому просторі в даний момент);

− густини пластового флюїду;

− диспергування пластового флюїду і його можливе розчинення в буровому розчині;

− густина бурового розчину в кільцевому просторі (обважнення унаслідок наявності бурового шламу).

Таким чином, можна сказати тільки, що, якщо гідростатичний тиск стовпа розчину в бурильних трубах перевищує гідростатичний тиск стовпа в кільцевому просторі (найбільш частий випадок), то маємо (рисунок 7.47):

Р_бк1 < Р_кп1

Рисунок 7.47 − Рівновага тиску при закритій свердловині

Залежно від величини приросту об'єму в приймальній ємкості, різниця між Р_бк1 і Р_кп1 може дати вказівки на природу пластового флюїду (вода, нафта, газ).

7.11.4 Перші розрахунки після виникнення прояву флюїду

Під терміном «досліджувати прояви» (якщо починається надходження флюїду в свердловину) необхідно розуміти визначення пластового тиску Р_пл.

Пластовий тиск можна визначити таким чином.

Устя свердловини герметизується превентором, і визначається тиск бурового розчину на стояку Р_бк1.

Пластовий тиск буде рівний

Р_пл=Р_бк1+ρ_брgН, (7.40)

де Р_бк1– надлишковий (статичний) тиск на стояку, який показує манометр на початковій стадії надходження флюїду в свердловину, Па;

ρ_бр– густина бурового розчину, кг/м³.

Проте слід врахувати, що з часом всередину колони бурильних труб може потрапити флюїд, внаслідок чого густина розчину зменшиться, а величина її буде невідома. Тому тиск на стояку необхідно зафіксувати протягом декількох хвилин після закриття превентора.

Вимірювання Р_бк1 у разі наявності зворотного клапана в колоні труб

Пряме визначення тиску в бурильних трубах на гирлі при закритій свердловині неможливе. Оскільки знання Р_бк1 необхідне для оцінки пластового тиску і визначення ρ₁, його приблизна величина може бути встановлена наступним чином: при закритій свердловині дуже поволі вести прокачування при низькому тиску до реєстрації стрибка тиску в кільцевому просторі на усті, що вказує на відкриття клапана. Потім зняти відлік тиску в бурильних трубах на гирлі, що представляє величину Р_бк1 .

Є методика визнання Р_бк1 і при циркуляції (з дроселем “на виході ” або без нього).

Примітки:

• Оцінка Р_бк1 за допомогою одного з вказаних методів менш точна, чим оцінка, що отримується для колони труб, не оснащеної клапаном. Зокрема, немає можливості побудови і інтерпретації кривої підвищення тиску в бурильних трубах на гирлі. Відома єдина крапка (у момент вимірювання), але положення її на кривій не відоме.

• Тиск в кільцевому просторі на гирлі не залежить від наявності зворотного клапана; тому можна простежити за ходом підвищення тиску в кільцевому просторі на гирлі після закриття свердловини. При цьому можна визначити якнайкращий момент для вимірювання Р_бк1, коли наголошується спад в підвищенні тиску на гирлі в кільцевому просторі.

Не можна тримати свердловину закритою тривалий час, оскільки в цьому випадку тиск на гирлі може стати рівним пластовому. В процесі розробки родовища тиск пласта знижується, проте якщо використовуються різні методи його підтримки (ППТ), то тиск зберігається або навіть підвищується.

При необхідності обважнення бурового розчину спочатку визначається додаткова величина густини його Δρ для урівноваження пластового тиску з виразу

(7.41)

Необхідна густина розчину ρ₁ для того, щоб дальше продовжити буріння, визначається ся за формулою

(7.42)

де P – величина запасу протитиску, Па.

За рубежем запас протитиску створюється підвищенням густини розчину на 0,04 г/см³ в порівнянні з густиною, необхідною для зрівноваження пластового тиску. У нас, як було сказано раніше, гідростатичний тиск в свердловині приймається більшим за пластовий на 4‑15 % в залежності від глибини свердловини.

У випадку, якщо прояви починаються при піднятому інструменті або його опусканні, то виконується ті ж заходи, що і при підйомі інструменту за наявності переливу розчину.

Оцінка ризику гідророзриву пласта при закритті свердловини

Гідророзрив пласта при закритті устя свердловини не відбувається, якщо Р_кп1 нижче [р]_{кп гдр} і при цьому пластовий флюїд знаходиться у відкритому стовбурі. Якщо пластовий флюїд газ, матиме місце міграція унаслідок різної густин. Міхури газу піднімаються при постійному об'ємі, тобто з постійним тиском (див. розділ 7.1).

Вибійний тиск збільшиться на величину гідростатичного тиску, створюваного стовпом бурового розчину під газом. При підвищенні вибійного тиску тиск в бурильних трубах і в кільцевому просторі на гирлі збільшиться.

Строго кажучи, якщо конструкція свердловини дозволяє (ніяких гідророзривівв будь-якій слабкій зоні), міграція газу при закритій свердловині може виявитися на гирлі свердловини при Р_кп=Р_пл, коли газ виявляється під превентором.

Супервайзер повинен забезпечити безпечні умови в свердловині в процесі її глушіння.

Визначення запасу безпеки Р_репр

Зі всього вищевикладеного слід зазначити, що небезпека гідророзриву пластамаксимальна, коли пластовий флюїд знаходиться ще у відкритому стовбурі. Якщо запас безпеки Р_репр приймається для умов на забої (Р_пл+Р_репр), на цю ж величину збільшується тиск в слабкій зоні.

Таким чином, запас безпеки Р_репр залежить від Р_кп1 і не може бути вибраний навмання. Рішення щодо значення Р_репр можна прийняти тільки після спостереження за значеннями тиску при закритій свердловині. Супервайзер несе відповідальність за вибір у кожному конкретному випадку.

Основний принцип управління свердловиною

Незалежно від вживаного методу або моменту часу, управління флюїдопроявом означає створення вибійного тиску, що рівний або перевищує тиск в пласті, до заповнення свердловини обваженим буровим розчином, при якому зупиняється цей прояв.

Що ж повинен робити бурильник для дотримання цього правила?

Виходячи із зареєстрованих при закритті свердловини даних, для вимивання пластового флюїду при циркуляції необхідно дати відповідь на два питання:

• Як отримати Р_виб, яке вище або рівне Р_пл, при відновленні циркуляції?

• Як зберегти Р_виб постійним? (який манометр? яке значення тиску?)

Для цього необхідно виходити з класичних понять гідродинаміки щодо створення вибійного тиску і управління ним.

Основи створення вибійного тиску Р_виб

Загальні відомості:

При циркуляції (з дроселем “на виході” або без нього) будь-який тиск в свердловині створюється і змінюється залежно від “подальшого” тиску (кільцевий простір у разі прямої циркуляції).

Таким чином, Р_виб є сумою 3 членів динамічного походження (Р_кп і Р_шт отримане на дроселі, і величини Р_кп) і одного члена гідростатичного походження (Ргст_кп − гідростатичний тиск в кільцевому просторі).

Р_виб = Ргст_кп + D Р_кп + D Р_шт + Р_кп (7.43)

Висновок:

При русі пачки пластового флюїду у будь-який момент тиск в кільцевому просторі, створений в дроселі, повинен компенсувати зміни гідростатичного тиску в кільцевому просторі.

З погляду якісної картини можливі тільки три випадки...

• Ргст_кп постійно Þ підтримувати той же тиск в кільцевому просторі (на гирлі);

• Ргст_кп зменшується Þ збільшити тиск в кільцевому просторі;

• Ргст_кп збільшується Þ зменшити тиск в кільцевому просторі.

Основи управління вибійним тиском Р_виб

Загальні відомості:

При циркуляції (з дроселем “на виході” або без нього) будь-який тиск в свердловині контролюється або розраховується залежно від подальшого тиску (коли гідростатичний тиск в кільцевому просторі постійний) або від тиску на вході (манометр на стояку).

Висновок: Це означає, що будь-яка зміна гідростатичного тиску в кільцевому просторі (присутність газу або флюїдів різної густини) не дозволяє використовувати Р_кп як індикатора “точного ” управління вибійним тиском. Єдиний випадок застосування Р_кп при циркуляції можливий, коли кільцевий простір заповнений відомим однорідним буровим розчином.

Щоб обійти проблему, як “засіб управління ” вибійним тиском Р_виб використовується манометр насоса. При цьому формула буде такою:

Р_виб = P_нас + Р_гст1 - D Р₁ (7.44)

Хоча таке управління за допомогою тиску нагнітання не ставить проблему у разі присутності в колоні труб бурового розчину однієї густини, він складніший при перекачуванні флюїду іншої густини (в цьому випадку він вимагає діаграми) або у разі ускладнень, що викликають різку зміну втрат тиску в колоні труб (наприклад, забивання насадки долота).

Слід зазначити, що для полегшення управління забійним тиском Р_виб втрати тиску в колоні труб винні або залишатися постійними (прокачування одного флюїду), або змінюватися залежно від нової густини (прокачування розчину густиною ), що припускає постійну витрату.

Прийоми управління флюїдопроявом

Розглянемо три базові ситуації методів управління при циркуляції:

• відновлення циркуляції;

• циркуляція при сталому режимі роботи насоса;

• зупинка циркуляції.

Відновлення циркуляції:

• визначивши Р_бк1, при закритій свердловині, здійснюємо нагнітання в дуже повільному режимі з поетапною зміною тиску до появи відхилення тиску на гирлі в кільцевому просторі, який вказує на відкриття клапана. В цьому випадку слід прочитувати тиск в бурильних трубах на гирло, що представляє величину Р_бк1.

• зрівноважуємо пластовий тиск Р_пл вибійним тиском Р_виб, тобто випадок нульового запасу безпеки, а потім, якщо знадобиться створюємо надмірний тиск Р_репр. Для отримання на вибої свердловини Р_виб = Р_пл достатньо отримання в динамічних умовах за допомогою штуцера одного і того ж тиску Р_кп1 .

При цьому тиск нагнітання, сталий раніше на рівні Р_{бк1 ,} починає рости на величину тиску прокачування до тих пір, поки не встановиться продуктивність прокачування.

У цей момент: Р_поч = Р_бк1 + DР₁ (теоретично).

Якщо ухвалюється рішення про застосування запасу безпеки Р_репр, або надмірного тиску відносно Р_пл, необхідно починати із значнішого тиску в кільцевому просторі, збільшеного на D Р_репр, тобто: Р_кп1 + D Р_репр.

Цей запас безпеки (див. рисунок 7.48) відбивається на Р_виб і на тиск нагнітання, який приймає значення:

Р_поч = DР1 + Р_бк1 + D Р_репр (у теорії)(7.45)

Рисунок 7.48 - Запас безпеки

Циркуляція при сталому режимі роботи насосів

У випадках, коли гідростатичний тиск в кільцевому просторі міняється (присутність газу або обваженого бурового розчину), основне правило полягає в тому, щоб використовувати тиск нагнітаннядля управління вибійним тиском Р_виб.

Тобто:

• якщо колона труб знаходиться в однорідному буровому розчині, тиск нагнітання повинен залишатися постійним;

• якщо в колону труб поступає розчин іншої густини, тиск нагнітання повинен теоретично лінійно мінятися.

Примітка: Коли указується, що тиск нагнітання повинен залишатися постійним, зрозуміло, що продуктивність насоса також повинна бути постійною!

Зупинка циркуляції

В деяких випадках може знадобитися закриття свердловини при одночасній зупинці циркуляції (випадок аварій, коректування тиску, заміни бурового розчину). Необхідна процедура заснована на тому ж принципі, що і при відновленні циркуляції, з погляду запобіжних засобів і використання манометрів.

Для збереження вибійного тиску на наявному рівні достатньо, при зниженні швидкості роботи насоса, підтримувати постійний тиск в кільцевому просторі, оскільки у будь-якому випадку можна припустити, що гідростатичний тиск в кільцевому просторі не зміниться протягом декількох хвилин, коли циркуляції не буде і свердловина буде закрита.

Тиск в “бурильних трубах” автоматично знизиться на величину втрат тиску, відповідних продуктивності насоса. При закритій свердловині можливі два випадки:

• якщо колона труб заповнена буровим розчином початкової густини _{бр ,} воно буде Р_бк1 (якщо потрібне Р_виб = Р_пл) або Р_бк1 + DР_репр (якщо потрібно зберегти надмірний тиск на пласт).

• якщо колона труб заповнена буровим розчином необхідної щільності _{ут бр}, воно просто дорівнюватиме 0.

Все це справедливо за умови забезпечення “ідеального” закриття без збитку для “безпеки” або надмірного тиску під час закриття.

Визначення продуктивності насоса Q_глуш для управління свердловиною

Пластовий флюїд, що поступив, буде видалений з свердловини, і буровий розчин початкової густини _бр буде замінений буровим розчином з густиною ₁ шляхом збереження витрати при циркуляції (знижена витрата Q_глуш) на постійному рівні (принаймні, на вході в свердловину) і нижче за витрату для буріння. Ця витрата складає близько 6-13 л/с (між чвертю і половиною витрати при бурінні).

Існує безліч причин для вимивання пластового флюїду із зниженою витратою:

• легкість регулювання ступеня відкриття дроселя;

• система буде менш чутливою і робота оператора на дроселі легшою;

• зменшення зносу устаткування.

Оскільки тиск в наземному устаткуванні і в свердловині знижено, ризик ерозії зменшується. Можлива циркуляція з використанням тільки одного насоса (другий буде в резерві).

Тиск нагнітання насосів

Оскільки вибійний тиск зберігається постійним і рівним Р_пл + D Р_репр, тиск нагнітання буде максимальним, коли колона труб буде заповнена буровим розчином з густиною _бр .

В цьому випадку при довільній витраті Q тиск нагнітання буде сумою Р_бк1 і втрат тиску в системі Р_бр. При великій витраті можливо, що ці останні величини можуть бути високими і максимальний тиск насоса може бути перевищений.

Зменшення витрати удвічі дозволяє розділити Р_бр приблизно на 4.

7.11.5 Характеристика методів глушіння проявів

Метод бурильника

Це класичний і найпростіший метод, найширше поширений; він забезпечує швидке відновлення циркуляції і полягає у витісненні пластового флюїду з кільцевого простору за допомогою циркуляції бурового розчину початкової густини _бр з подальшою заміною його розчином необхідної густини .

Припустимо, що:

− флюїд, що поступає, представлений газом;

− продуктивність насоса Q_глуш є зниженою;

− втрати тиску Р_кп і Р_{шт дин} нікчемні і вважаються рівними нулю;

− робота йде з таким запасом безпеки Р_репр, щоб Р_виб = Р_пл+ DР_репр.

− DР_бр представляє втрати тиску в МПа, отримані в свердловині (усередині бурильних труб і кільцевого простору) при циркуляції бурового розчину з густиною і при зниженій продуктивності насоса Q_глуш.

а) Відновлення циркуляції

Контрольованою величиною на цьому етапі буде служити тиск на гирлі кільцевого простору.

Якщо бурильна колона не оснащена “герметичним” зворотним клапаном і спостереження за тиском дозволяє оцінити Р_кп1 і Р_бк1, процедура зводиться до наступного:

• повільний і поступовий запуск насоса бурильником, який інформує оператора на дроселі;

• операторові на дроселі слід чекати, поки тиск на гирлі в кільцевому просторі досягне

Р_кп1 + DР_репр; (7.46)

• підтримувати Р_кп1 + DР_репр на дроселі з поступовим його відкриттям до досягнення насосом витрати Q_глуш;

• з виходом насоса на режим Q_глуш стежити за показами манометра на стояку Р_поч1 і порівнювати їх з наперед розрахованим теоретичним тиском

Р_поч1= DР_бр + Р_бк1 + DР_репр (7.47)

Після перевірки всіх параметрів свідчення манометра може перевищувати розрахункову величину з незначним відхиленням.

Відновлення циркуляції є, поза сумнівом, найбільш складним етапом управління свердловиною. Він повинен здійснюватися поволі, поступово і за умови повної координації між бурильником і оператором на дроселі.

Дата добавления: 2015-07-25