Ликвидация ГНВП. Часть 3.
Продолжаем ликвидировать ГНВП двухстадийным способом, способом «Бурильщика».
Мы закончили первую стадию, стадию промывки скважины. Раствором начальной плотности, в нашем случае 1,14 г/см3, промыли скважину до полного удаления флюида из скважины. При этом, при помощи дросселя, поддерживали постоянное давление в скважине равное расчетному значению – 287,4 атм., ориентируясь на показания трубного манометра (манометр на стояке). По нашим расчетам, показание манометра на стояке равное 78 атм., обеспечит необходимое давление в скважине – 287, 4 атм. Я уже говорил, что основная проблема здесь в следующим: как понять удален флюид, или нет.
Пока мы проводили первую стадию, инженер по буровым растворам приготовил жидкость глушения расчетной плотности – 1,46 г/см3. В этом состоит одно из преимуществ метода «Бурильщика» - промывать скважину можно начинать сразу после герметизации устья и не ждать, пока растворщик приготовит жидкость глушения.
Итак, скважина промыта, флюида в скважине больше нет (по крайне мере, в это очень хочется верить), манометры на стояке и на дросселях показывают одинаковые значения, насос остановлен, дроссель закрыт, задвижка перед дросселем закрыта.
Начинать вторую стадию, стадию глушения можно только в том случае, если есть уверенность в том, что флюида в затрубе нет. Объясню почему.
Как только мы начнем закачку жидкости глушения, в трубном пространстве бурильной колонны будут два разных раствора – раствор начальной плотности и жидкость глушения. Контролировать давление в скважине по трубному манометру (как мы делали во время первой стадии) можно, но достаточно сложно. В затрубе в это время находится однородный буровой раствор плотностью 1,14 г/см3.
Идея следующая, контролировать давление в скважине по затрубному манометру до тех пор, пока жидкость глушения не выйдет в затрубное пространство. С этого момента ситуация в скважине радикально поменяется. Теперь в затрубе будут растворы разных плотностей, а в трубном пространстве однородный раствор плотность 1,46 г/см3. Поэтому после того, как жидкость глушения выйдет из под долота в затрубное пространство, будем контролировать давление в скважине по трубному манометру.
Обратите внимание, нам необходимо контролировать давление в скважине по показаниям манометра на дросселях. Если после первой стадии в затрубе остался флюид, показания затрубного манометра будут не корректны. В этом и состоит основная, на мой взгляд, проблема метода «Бурильщика».
Но в данном конкретном случае, мы считаем, что скважина качественно промыта и можно начинать вторую стадию.
Определяют показание манометра на линии дросселирования, назовем его затрубное расчетное Рзат.р.
Рзат.р = Ртр + ΔР,
где
- Ртр – показание манометра на стояке (я подчеркиваю, именно трубного манометра, а не затрубного, как указано в некоторых методиках) после стабилизации давления в скважине, в нашем случае, 50 атм.,
- ΔР – дифференциальное давление в скважине, в нашем случае, 14 атм.
Рзат.р. = 50 + 14 = 64 атм.
После стабилизации давления в скважине, показание затрубного манометра больше трубного только за счет наличия флюида в затрубе. Во время первой стадии мы удалили флюид, соответственно в формулу нужно подставлять показания трубного манометра.
Расчетное давление не должно превышать предельно допустимое давление.
После начала закачки в скважину жидкости глушения и до выхода ее из под долота, показание манометра на линии дросселирования необходимо при помощи дросселя держать постоянным и равным 64 атм.
Для того, чтобы определить момент выхода жидкости глушения из под долота (в затрубное пространство), необходимо рассчитать внутренний объем бурильной колонны. Отдельно рассчитывают внутренний объем бурильных труб, УБТ и ТБТ (если они есть в составе бурильной колонны).
Vвнутренний = п D2/4 · Lтруб,
где
- Vвнутренний – внутренний объем труб
п – 3,14,
D – внутренний диаметр трубы,
- Lтруб – длина труб.
После закачки в скважину жидкости глушения объемом равным внутреннему объему бурильной колонны, жидкость глушения выйдет из под долота.
Контролировать объем закаченной в скважину жидкости можно при помощи расходомера или при помощи счетчика двойных ходов поршня бурового насоса.
В жизни, чаще всего, контролировать объем закачки приходиться через счетчик ходов, для этого нужно знать производительность насоса за один двойной ход и пересчитать внутренний объем колонны в количество ходов. Эти расчеты более подробно мы разберем при изучении карты глушения.
Определяют показание манометра на стояке после выхода жидкости глушения из под долота – конечное давление циркуляции, Рконечное.
Рконечное = Ргп · (ρгл / ρ0),
где
- Ргп – давление гидропотерь, в нашем случае, 14 атм.;
- ρгл – плотность жидкости глушения, в нашем случае, 1,46 г/см3;
- ρ0 – начальная плотность бурового раствора, в нашем случае, 1,14 г/см3.
Рконечное = 14 · (1,46/1,14) = 17,9 атм.
После того, как жидкость глушения выйдет из под долота, при помощи дросселя установить показание манометра на стояке равным 17,9 атм. Это показания манометра нужно поддерживать постоянным до полного заполнения скважины жидкостью глушения, т.е. до окончания ликвидации ГНВП, поэтому давление называется конечным.
Конечное давление циркуляции во время проведения второй стадии метода «Бурильщика» можно просто «подсмотреть». В момент выхода жидкости глушения в затруб, зафиксировать показание трубного манометра. Это и будет конечное давление циркуляции. Еще один неприятный момент, управляя дросселем, невозможно визуально контролировать показания манометра на стояке (существует, конечно современное буровое оборудование, у которого управление дросселями вынесено на роторную площадку, но это редкость). Поэтому, в том числе, при ликвидации ГНВП очень важна обученность персонала и умение работать в команде.
ВАЖНО.
Данная технология закачки утяжеленного раствора в скважину при проведении второй стадии метода «Бурильщика» может применяться только в том случае, если после проведения первой стадии в скважине не осталось пластового флюида, в противном случае, показания манометра на линии дросселирования будут не корректны.
Понять, что скважина заполнена жидкостью глушения, можно контролируя плотность раствора на входе в скважину и на выходе из нее. В нашем случае, плотность на входе и на выходе должна быть равна 1,46 г/см3.
После заполнения скважины жидкостью глушения останавливают буровой насос, открывают превентора, закрывают коренную задвижку на линии дросселирования. Ликвидация ГНВП методом «Бурильщика» завершена.
За скважиной наблюдают не менее 30 минут – не должно быть перетока бурового раствора по желобу, уровни в приемных емкостях не должны изменяться. В противном случае, ликвидацию ГНВП начинают заново.
На сегодняшний день, метод «Бурильщика» является самым широко применяемым в России при ликвидации ГНВП.
Основным достоинством данного метода является его относительная простата и надежность. Начинать ликвидацию ГНВП можно сразу после герметизации устья.
Недостатки:
– слишком долгий, придется выполнить, как минимум, два полных цикла циркуляции бурового раствора, а это значит, что устьевое оборудование достаточно долгий промежуток времени (несколько часов) будет находиться под высоким давлением.
- начинать вторую стадию можно только при наличии уверенности, что после первой стадии флюида в скважине нет.
Продолжение следует.
Не забывайте подписываться и комментировать.