Ликвидация ГНВП. Часть 1.
После обнаружения начала проявления, устье скважины герметизируют при помощи ПВО выбранным способом в строгом соответствии с регламентом проведения работ, после чего необходимо приступить к ликвидации ГНВП.
Ликвидация ГНВП подразумевает решение двух основных задач:
- удаление пластового флюида из скважины (промывка скважины);
- закачка в скважину жидкости глушения расчетной плотности (глушение скважины).
Работы по ликвидации ГНВП нужно начинать как можно быстрее после герметизации устья скважины. Дело в том, что если пластовый флюид, который пришел в скважину, содержит в себе газ, то последний начинает формировать газовую пачку. Газовая пачка способна всплывать в скважине даже при закрытом устьевом оборудовании, при этом давление пачки равно пластовому. По мере подъема, пачка начинает расширяться, за счет падения на нее давления столба бурового раствора. Увеличение объема газовой пачки приводит к тому, что растет давление на устьевое оборудование и на забой скважины. Теоретически подсчитано, что, если пачка достигнет закрытого устья, давление на забое скважины увеличится в четыре раза, что обязательно приведет к гидроразрыву пласта и поглощению бурового раствора с последующим бурным проявлением.
Еще не так давно, ликвидация ГНВП проводилась под руководством бурового мастера, который самостоятельно проводил все необходимые расчеты и контролировал процесс.
На сегодняшний день, руководство некоторых компаний доверяют буровым бригадам самостоятельно только герметизировать устье скважины. Все дальнейшие работы проводятся под руководством ответственного лица из инженерного состава предприятия. Человек должен прибыть на место (представьте себе Сибирь с ее огромными расстояниями и направлениями вместо дорог), оценить ситуацию, разработать план, провести все расчеты и, только после этого, буровая вахта под его руководством приступает к ликвидации ГНВП.
Наверняка, для этого есть свои причины и основания, но, с точки зрения безопасности, это очень плохо.
Итак, для ликвидации ГНВП скважину необходимо промыть и заглушить, очень хотелось бы, чтобы во время проведения этих работ была возможность контролировать скважину.
Под контролем скважины понимают возможность контролировать и управлять давлением в скважине при ликвидации ГНВП. Давление в скважине должно быть постоянным и равным расчетному значению, но не превышать предельно допустимого давления. Про предельно допустимое давление, мы с вами говорили в предыдущих публикациях и обязательно вернемся к этому очень важному вопросу в статье, посвященной разбору карты глушения скважины.
Удостоверение, которое должно быть у каждого участника процесса строительства скважины, так и называется: «Контроль скважины. Управление скважиной при ликвидации ГНВП.»
Такую возможность дают методы ликвидации ГНВП, которые принято называть плавными.
Самые распространенные плавные методы:
- двухстадийный метод ликвидации ГНВП (метод «Бурильщика»);
- одностадийный метод ликвидации ГНВП (метод «Ожидания и утяжеления).
С них и начнем.
Нужно понимать, что применение плавных методов ликвидации ГНВП является приоритетной задачей, но, к сожалению, это не всегда возможно.
Применение плавных методов возможно в том случае, когда при возникновении ГНВП, инструмент (колонна бурильных труб) находится на забое скважины либо в призабойной зоне. Например, ГНВП произошло в процессе бурения.
Если, к примеру, ГНВП произошло при подъеме или спуске, когда инструмент находится достаточно далеко от забоя, то в этом случае всегда рекомендуется попытаться вернуть инструмент как можно ближе к забою, чтобы была возможность использовать плавные способы ликвидации ГНВП. К сожалению, это не всегда удается, тогда придется использовать, например, «Объемный метод». Про этот метод мы с вами поговорим отдельно.
Ликвидация ГНВП методом «Бурильщика»
Метод «Бурильщика» является наиболее часто применяемым в нашей стране, он относительно простой и, соответственно, надежный.
Данный метод состоит из двух независимых друг от друга стадий.
На первой стадии раствором начальной плотности удаляется из скважины пластовый флюид, т.е. скважина промывается, во время второй стадии в скважину закачивают утяжеленный буровой раствор расчетной плотности, жидкость глушения, при этом давление в скважине при помощи дросселя поддерживается постоянным и равным расчетному значению.
Нам потребуется, как минимум, два полных цикла циркуляции бурового раствора – это является одним из недостатков метода «Бурильщика». Достаточно долго, устьевое оборудование будет находиться под высоким давлением.
Самым главным недостатком данного метода, по мнению специалистов, является то, что вторую стадию можно начинать только тогда, когда есть уверенность, что после проведения первой стадии флюида в затрубном пространстве больше нет. Пока не существует технической возможности гарантировать отсутствие флюида в скважине.
Именно поэтому, Международный стандарт ликвидации ГНВП не рекомендует использовать двухстадийный метод.
Главным достоинством метода «Бурильщика» можно считать возможность приступать к ликвидации ГНВП сразу после герметизации устья скважины.
Рассмотрим технологию ликвидации ГНВП на реальном примере.
Исходные данные.
ГНВП произошло в процессе бурения. После обнаружения ГНПВ, работы по герметизации устья скважины были выполнены в полном объеме.
После стабилизации давления в скважине, были записаны показания манометра на стояке (трубный манометр) Ртр, и манометра на линии дросселирования (затрубный манометр) Рзат., а также определен объем притока пластового флюида по изменению уровня раствора в приемных емкостях.
Ртр = 50 атм
Рзат = 60 атм
Глубина скважины Н = 2000м
Плотность бурового раствора ρ = 1140 кг/м3 = 1,14 г/см3
Начальная плотность бурового раствора была определена в соответствии с данными геолого-разведочного бурения о пластовом давлении на глубине 2000 метров, предполагаемое пластовое давление 214, 5 атм.
Обращаю ваше внимание на то, что показание затрубного манометра больше, чем показания трубного. Давайте разберемся почему.
Вектор пластового давления направлен вверх, вектор забойного давления направлен вниз, а манометры, в данном случае, показывают разницу между пластовым и забойным давлениями в трубном и затрубном пространствах. В нашем случае, в трубном пространстве пластовое превышает забойное на 50 атм., а в затрубном на 60 атм. Объясняется это просто, в затрубном пространстве находится пластовый флюид, плотность которого меньше плотности бурового раствора, то есть флюид уменьшил плотность бурового раствора и, соответственно, уменьшил противодавление на пласт (забойное давление) в затрубе. В трубном пространстве находится однородный буровой раствор плотностью 1,14 г/см3, стало быть, противодавление на пласт в трубе будет больше, чем в затрубе, а показание трубного манометра будет меньше, чем затрубного.
Бурильщик перед каждым началом бурения тестирует буровой насос на «малых» ходах и на «рабочих» ходах, для определения давления гидравлических сопротивлений в трубном пространстве и записывает показание трубного манометра в журнал. Дело в том, что ликвидировать ГНВП рекомендуется на пониженной производительности насоса, равной примерно 50% от рабочей производительности. В нашем случае, рабочая производительность 60 ходов в минуту (рабочие ходы), соответственно ликвидировать проявление рекомендуется при производительности 30 ходов в минуту (малые ходы). Это всего лишь рекомендация. Современные буровые насосы позволяют плавно регулировать производительность, но, до сих пор, эксплуатируются насосы, у которых производительность регулируется только заменой втулок. Понятно, что никто не станет менять втулки на насосе после герметизации устья скважины. В этом случае, придется ликвидировать ГНВП на рабочей производительности насоса, с учетом показаний трубного манометра во время теста насоса на рабочих ходах. Чем выше производительность насоса, тем сложнее регулировать дросселем давление в скважине. Именно поэтому, опытные «аварийные» мастера предлагают ликвидировать ГНВП на самой малой производительности.
Во время теста на малых ходах, манометр на стояке показал 14 атм. Это значит, что при производительности насоса 30 ходов в минуту необходимо затратить 14 атм на преодоление сопротивлений при движении бурового раствора внутри бурильной колонны (давление гидропотерь Ргп). В нашем случае, бурение ведется гидравлическим забойным двигателем, который дает основной перепад давления. В том числе, на давление гидропотерь влияет и производительность насоса. Этот параметр необходимо учитывать при расчетах в процессе ликвидации ГНВП.
Давление гидропотерь на малых ходах Ргп = 14 атм
Буровой мастер или иной руководитель работ по ликвидации ГНВП проводит все необходимые расчеты.
Продолжение следует.