Процедура плавного закрытия скважины

Для реализации этого метода дроссель в ходе операций бурения открыт. Положение задвижек дроссельной линии и дроссельного манифольда должно обеспечить наличие полностью открытой схемы, за исключением коренной боковой задвижки (закрытой) на дроссельной линии.

Процедура:

а) Открыть коренную боковую задвижку

б) Закрыть превентор (обычно, универсальный),

в) Постепенно закрыть дроссель

г) Зарегистрировать изменение р_кп и р_бк в течение около 15 минут, за которые состояние залежи восстановится и давления стабилизируются.

 

Процедура резкого закрытия скважины

Для этого метода дроссель (штуцер) должен быть закрыт в ходе операций бурения. Положение задвижек дроссельной линии и манифольда должно обеспечить наличие полностью открытой схемы, кроме дросселя (закрыт) и коренной боковой задвижки (закрыта) на дроссельной линии.

Процедура:

а) Закрыть превентор

б) Открыть коренную задвижку

в) Проследить изменение р_кп и р_бк в течение около 15 минут, за которые состояние залежи восстановится и давления стабилизируются.

Некоторые добывающие компании и буровые подрядчики используют другие термины, в зависимости от типа превентора, применяемого при закрытии скважины. Они называют:

· процедурой резкого закрытия процедуру закрытия превентора с трубными плашками,

· процедурой быстрого закрытия процедуру закрытия универсального превентора.

На уровне API это различие пока не признано.

Сравнение двух методов

Хотя процедура плавного закрытия дольше процедуры резкого закрытия, так как первый метод требует больше манипуляций, обычно он более успешно позволяет управлять давлением в кольцевом пространстве. Второй метод быстрее, но область его применения может оказаться ограниченной.

 

Заключение

Выбор метода закрытия скважины осуществляется:

а) до начала текущего этапа строительства скважины,

б) по согласованию между добывающей компанией и буровым подрядчиком

 

4.3 Наблюдение за давлениями закрытой скважины

4.3.1 Период наблюдения за давлениями на устье скважины

Инструкции бурильщика предполагают наблюдения за давлениями на устье скважины в течение около 15 минут.

Речь идет о среднем времени. В период наблюдения происходят следующие явления.

За период перед закрытием скважины продуктивный пласт истощается в околоствольной зоне скважины. Он повторно сжимается и сжимает буровой раствор скважины после закрытия, вызывая повышение давлений на устье скважины, причем это происходит быстрее, если этот пласт проницаем и мало загрязнен. Повышение давления сопоставимо с приростом давления в процессе испытания пластов испытателем на бурильной колонне (но интерпретировать эту кривую с количественной точки зрения невозможно: режим не установившийся, измерения делаются на поверхности, велико влияние вместимости скважины и т.д.).

В присутствии газированного пластового флюида повторное сжатие сопровождается медленным повышением давления вследствие миграции газа в кольцевом пространстве (миграция вызывается различиями в плотности между буровым раствором и газом).

На рис. 4.1 показано изменение этих давлений в случае притока пластового газа. Важно зарегистрировать это изменение, как только скважина будет закрыта после проявления пластового флюида. Манометры, используемые для регистрации этих давлений, служат во время циркуляции поступающего пластового флюида, то есть представляют собой манометры пульта дистанционного управления дросселей.

 

4.3.2 Снятие показаний и сопоставление давлений на устье скважины

В конце периода наблюдения соответствующие значения р_кп1 и р_бк1 регистрируются. Повышение давления на устье вследствие миграции пластового газа не должно учитываться для оценки р_кп1 и р_бк1.

Если пласт имеет низкую проницаемость и дает газ, повышение давления вследствие миграции накладывается на повышение давления в результате повторного сжатия залежи и сжатия флюида скважины. В этом случае определение правильных значений стабилизированных давлений р_кп1 и р_бк1 может оказаться затруднительным.

Рис. 4.1. Изменение давления в бурильных трубах на устье в период закрытия

скважины (случай притока газа из пласта и породы с хорошей проницаемостью)

 

Вообще говоря, рекомендуется ограничить время наблюдения периодом продолжительностью около двадцати минут (если пластовый флюид газ).

Примечание: Если в буровой нет самописца для регистрации давлений на устье, за изменениями должен следить бурильщик. Если нет возможности считывания р_бкl (наличие клапана в колонне труб), следует следить только за изменением давления в кольцевом пространстве (см. параграф 4.3.4.3).

Поскольку бурильная колонна заполнена буровым раствором с плотностью r₁, высота гидростатического столба в бурильной колонне предполагается точно известной. Напротив, высоту гидростатического столба в кольцевом пространстве труднее оценить и она зависит от следующих факторов:

· высота пластового флюида (то есть увеличение объема в приёмной ёмкости и положение пластового флюида в кольцевом пространстве в рассматриваемый момент),

· плотность пластового флюида,

· его диспергирование и возможное растворение в буровом растворе,

· плотность бурового раствора в кольцевом пространстве (утяжеление вследствие наличия бурового шлама).

Таким образом, можно сказать только, что, если гидростатическое давление столба раствора в бурильных трубах превышает гидростатическое давление столба в кольцевом пространстве (наиболее частый случай), то имеем:

р_бк1 < р_кпl

В зависимости от величины приращения объема в приемной емкости, разница между р_бкl и р_кпl может дать указания на природу пластового флюида (вода, нефть, газ).

Рис. 4.2. Равновесие давлений при закрытой скважине

 

4.3.3 Оценка риска гидроразрыва при закрытии скважины

Априори при закрытии не происходит гидроразрыва, если р_кпl ниже [р]_{кп гдрз} и при этом пластовый флюид находится в открытом стволе. Если пластовый флюид газ, будет иметь место миграция вследствие различной плотности. Пузыри газа поднимаются при постоянном объеме, то есть с постоянным давлением (см. главу 1).

Забойное давление увеличится на величину гидростатического давления, создаваемого столбом бурового раствора под газом. При повышении забойного давления давление в бурильных трубах и в кольцевом пространстве на устье увеличится на ту же величину соответственно гидростатическому столбу.

Строго говоря, если конструкция скважины позволяет (никаких гидроразрывов в любой слабой зоне), миграция газа при закрытой скважине может проявиться на устье скважины при р_кп = р_пласт, когда газ оказывается под превентором.

Супервайзер обеспечит безопасные условия в скважине (то есть р_заб > р_пласт, но P_sabot < р_гдрз), используя методы стравливания, рассматриваемые в параграфе “Осложнения”.

Кроме того, в зависимости от значений давления на устье и от прироста объема в приемной емкости, можно оценить также риск гидроразрыва в процессе управления притоком флюида: см. параграф “Управление гидроразрывом” и, на этой основе, можно рассчитать пределы возможной безопасности.

 

 

4.3.4 Первые расчеты после возникновения проявления флюида

Эти расчеты представляют:

· Давление в залежи р_пласт

· Требуемая плотность раствора r_утбр

· Плотность пластового флюида r_ф

· Скорость миграции v _мигр

Необходимым расчетом является расчет требуемой плотности.

Эти расчеты требуют трех базовых данных:

· р_{бк l}

· р_кпl

· V_пр,

наблюдавшихся и зарегистрированных после стабилизации давлений.

 

Пластовое давление

По определению, р_бкl представляет гидростатическое давление, равное разнице между р_пласт и давлением однородного столба бурового раствора в колонне труб, то есть:

р_пласт = р_{бк l} + р_гдст1

р_пласт = р_{бк l} + Z´r/10,2