Предупреждение, обнаружение и ликвидация ГНВП

 

Задача 1

В процессе бурения скважины диаметром  на глубине  обнаружено ГНВП. Численные значения параметров скважины, обсадной и бурильной колонн, режимов промывки при бурении, а также данных, зарегистрированных после герметизации устья скважины, приводятся в табл. 1.

Требуется определить следующие параметры:

· объёмы трубного и затрубного пространства скважины, м³;

· максимально допустимое давление на устье, МПа;

· плотность и тип поступившего в скважину флюида, г/см³;

· пластовое давление, МПа;

· плотность утяжеленного раствора для глушения, г/см³;

· начальное давление циркуляции, МПа;

· конечное давление циркуляции, МПа;

· время, необходимое для заполнения бурильной колонны утяжеленным раствором, мин.;

· время, необходимое для заполнения затрубного пространства, мин.

По результатам расчётов построить график изменения давления в бурильных трубах во времени и по числу ходов насоса в процессе заполнения бурильной колонны утяжеленным буровым раствором.

Исходные данные:

Используем данные по скважине, представленные на рис. 1.

 

Обсадная колонна:

· диаметр – 244,5 ´ 11 мм;

· длина по стволу – 1500 м;

· глубина – 1500 м.

Открытый ствол:

· диаметр – 215,9 мм;

· длина – 500 м;

· глубина – 2000 м.

Плотность раствора  г/см³.

Градиент гидроразрыва  МПа/м.

Бурильная колонна:

· СБТ 127/108,6 мм – 1850 м;

· УБТ 203/76 мм – 150 м.

Объём флюида  м³.

 

Рисунок 1 – Исходные данные к задаче

 

 

Решение:

1. Объёмы трубного и затрубного пространства скважины могут быть определены по таблицам справочных материалов или расчётом площадей сечений скважины в различных интервалах, умноженных на соответствующую длину интервала.

Объём трубного пространства скважины равен сумме внутренних объёмов колонны бурильных труб и УБТ:

· объём колонны бурильных труб:

 

 

 м³;

 

· объём УБТ:

 

 м³;

 

· общий объём бурильной колонны:

 

 м³.

 

Объём затрубного пространства скважины равен сумме объёмов кольцевого пространства в интервалах:

· обсадная колонна ´ бурильные трубы:

 

 

 м³;

 

· открытый ствол ´ бурильные трубы:

 

 

 м³;

 

· открытый ствол ´ УБТ:

 

 

 м³;

· общий объём затрубного пространства:

 

 м³;

 

· общий объём скважины:

 

 м³.

 

2. Максимально допустимое давление в затрубном пространстве скважины не должно превышать давления гидроразрыва пород наиболее слабого пласта ниже башмака обсадной колонны за минусом гидростатического давления столба раствора над подошвой пласта. По условию задачи наиболее слабый пласт находится под башмаком обсадной колонны:

 

 

 МПа.

 

Максимально допустимая плотность бурового раствора в скважине:

 

 г/см³.

 

3. Плотность поступившего в скважину пластового флюида:

· высота столба пачки флюида в затрубном пространстве из условия, что «голова» пачки объёмом  м³ находится выше секции УБТ:

 

 

 м;

 

· плотность пластового флюида в забойных условиях:

 

 г/см³;

 

· тип поступившего в скважину флюида расчётной плотностью  г/см³ соответствует газовому конденсату (  г/см³).

4. Пластовое давление:

 

 МПа.

 

5. Плотность бурового раствора для глушения скважины:

 

 г/см³,

 

где  – необходимое превышение гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым давлением для данного интервала глубины скважины 1200–2500 м (  %, но не более 2,5 МПа, или  МПа).

Примем в расчёт значение  МПа.

Плотность бурового раствора для глушения скважины также может быть определена по следующей формуле:

 

 г/см³.

 

6. Начальное давление циркуляции:

 

 МПа,

 

где  – гидравлические сопротивления при выбранной для глушения скважины подаче (определяются по давлению циркуляции бурового раствора плотностью  при пониженной подаче насоса или рассчитываются по формуле).

По условию задачи давление циркуляции при подаче насоса  л/с в процессе бурения составляет  МПа:

 

 МПа.

 

7. Конечное давление циркуляции:

 

 МПа.

 

8. Время заполнения бурильной колонны утяжеленным раствором при выбранной подаче насоса:

 

 мин.

 

9. Число двойных ходов поршней бурового насоса, необходимых для полной замены исходного бурового раствора в бурильной колонне на раствор глушения, зависит от технических характеристик насоса. По условию задачи подача насоса на каждый двойной ход поршней составляет  литров/ход:

 

 ходов.

 

Время заполнения затрубного пространства утяжеленным раствором при выбранной подаче насоса:

 

 мин.

 

Число двойных ходов поршней бурового насоса, необходимых для полной замены исходного бурового раствора в затрубном пространстве на раствор глушения:

 

 ходов.

 

10. Общее время заполнения скважины утяжеленным раствором:

 

 мин.

 

Число двойных ходов поршней бурового насоса, необходимых для полной замены исходного бурового раствора в скважине на раствор глушения:

 

 ходов.

 

Согласно полученным расчётным данным строится график изменения давления в бурильных трубах во время закачки утяжеленного бурового раствора в объёме бурильной колонны (рис. 2).

По данным графика составляется рабочая таблица давления в бурильных трубах, для чего определяется зависимость давления от числа ходов насоса по следующей формуле:

 МПа/100 ходов.

 

Число ходов	Давление, МПа
100	6,7
200	6,4
300	6,1
400	5,8
500	5,5
600	5,2
700	4.9
800	4,6
900	4,3
1000	4,1
1100	4,0
1120	4,0
1500	4,0
2000	4,0
2500	4,0
3000	4,0
3040	4,0
3500	4,0

 

Рисунок 2 – График и рабочая таблица изменения давления в бурильных трубах

 

Задача 2

Скважиной диаметром  вскрыт продуктивный газовый горизонт на глубине . В процессе подъёма бурильного инструмента в башмаке обсадной колонны обнаружено ГНВП. Численные значения параметров скважины, обсадной и бурильной колонн, а также данных, зарегистрированных после герметизации устья скважины, приводятся в табл. 2.

Требуется определить следующие параметры для управления скважиной объёмным методом:

· максимально допустимое давление на устье скважины, МПа;

· высоту поступившей в скважину газовой пачки, м;

· пластовое давление, МПа;

· соотношение  для каждого сечения скважины;

· объёмы стравливаемого раствора, при повышении давления на устье на величину рабочей ступени  МПа в зависимости от интервала нахождения газовой пачки, м³;

· давление на устье , при котором через дроссель стравливается первый объём раствора , если принят дополнительный запас противодавления  МПа;

· высоту подъёма газовой пачки без расширения, м;

· скорость миграции газа в скважине, если давление на устье увеличилось до значения  за время  мин., м/час;

· увеличение длины газовой пачки за время стравливания раствора, м.

 

Исходные данные:

Используем данные, представленные на рис. 3.

Обсадная колонна:

· диаметр – 244,5 ´ 11 мм;

· длина по стволу – 1500 м;

· глубина – 1500 м.

Открытый ствол:

· диаметр – 215,9 мм;

· длина – 1000 м;

· глубина – 2500 м.

Плотность раствора  г/см³.

Градиент гидроразрыва  МПа/м.

Бурильная колонна:

СБТ 127/108,6 мм – 1450 м;

УБТ 203/76 мм – 180 м;

Объём флюида  м³.

Рисунок 3 – Исходные данные к задаче

 

Решение:

1. Максимально допустимое давление на устье скважины:

· при движении газовой пачки ниже башмака обсадной колонны:

 

 

 МПа;

 

· при движении газовой пачки в обсадной колонне, если по условию задачи давление опрессовки обсадной колонны  МПа при плотности опрессовочной жидкости  г/см³:

 

 

 МПа.

 

2. Высота поступившей в скважину газовой пачки:

 

 м.

 

3. Пластовое давление:

 

 

 МПа.

 

4. Соотношение  в зависимости от фактической глубины спуска бурильной колонны:

· открытый ствол скважины с площадью поперечного сечения :

 

;

 

· открытый ствол ´ УБТ с площадью поперечного сечения :

 

;

 

· обсадная колонна х УБТ с площадью поперечного сечения :

 

;

 

· обсадная колонна ´ бурильные трубы с площадью поперечного сечения :

 

.

 

5. Объёмы стравливаемого раствора при каждом повышении давления на устье на величину рабочей ступени  МПа:

· если газовая пачка движется в интервале открытого ствола:

 

 м³;

 

· если газовая пачка движется в интервале открытый ствол – УБТ:

 

 м³;

 

· если газовая пачка движется в интервале обсадная колонна – бурильные трубы:

 

 м³.

 

6. Давление на устье , при котором стравливается первый объём раствора  через дроссель в мерную емкость:

 

 МПа.

 

7. Высота подъёма газовой пачки без расширения при достижении давления на устье  (см. тему 2.7):

 

 м,

 

что соответствует положению «головы» газовой пачки на высоте 212 м от забоя скважины (55 м + 157 м) или на глубине 2288 м.

Следовательно, газовая пачка в этот момент находится ниже долота, поэтому при достижении давления на устье скважины  МПа необходимо приступить к стравливанию раствора через дроссель в объёме  м³ при постоянном давлении на дросселе, равном  МПа.

При каждом последующем увеличении давления на устье на величину рабочей ступени  МПа расчётная высота подъёма газовой пачки без расширения составит примерно 79 м.

По условию задачи секция УБТ находится в обсадной колонне в интервале 1500–1450 м. Так как длина участка составляет 50 м, а высота подъёма пачки, соответствующая выбранной величине рабочей ступени, равна 79 м, поэтому данный интервал (УБТ ´ обсадная колонна) можно не учитывать.

8. Средняя скорость миграции газа в скважине за время  часа:

 

 м/час.

 

9. Увеличение длины газовой пачки за счёт стравливания раствора через дроссель в объёме  м³:

 

 м.

 

Определив время, за которое объём раствора в мерной емкости составит расчётное значение 2,9 м³, например, 25 мин., находим текущее местоположение газовой пачки в скважине:

· верхняя граница – «голова» газовой пачки:

 

 м,

 

то есть на высоте 422 м от забоя скважины или на глубине 2078 м;

· нижняя граница – «подошва» газовой пачки:

 

 м,

 

то есть на высоте 288 м от забоя скважины или на глубине 2212 м.

При последующем увеличении давления на устье на величину рабочей ступени  МПа, что будет соответствовать значению  МПа «голова» газовой пачки по расчёту будет находиться на высоте 501 м (422 м + 79 м) от забоя или на глубине 1999 м.

Следовательно, газовая пачка находится ниже долота, поэтому при достижении давления на устье скважины  МПа необходимо приступить к стравливанию раствора через дроссель в объёме  м³ при постоянном давлении на дросселе, равном  МПа.

 

Список рекомендуемой литературы

 

1. Булатов А.И., Савенок О.В. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов. – Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. – 522 с.

2. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. – Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. – 539 с.

3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: в 4 кн. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1993-1996.

4. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 271 с.

5. Булатов А.И., Просёлков Е.Б. Практикум по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»: учеб. пособие. – Краснодар, Просвещение-Юг, 2009. – 543 с.

6. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. Пособие для вузов. – М, ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 632 с.: ил.

7. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справ. Пособие: В 2 кн. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – Кн.1. - 379 с.: ил; Кн.2. - 534 с.: ил.

8. Булатов А.И. Решение практических задач при бурении и освоении скважин: справ. пособие / А.И. Булатов, Просёлков Ю.М. – Краснодар: Совет. Кубань, 2006. – 744 с.

9. Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин/Под ред. Проф. А.Г. Калинина. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. – 808 с.: ил.