Слайд 2
Название способа раскрывает его суть – в начале
требуется время для утяжеления БПЖ до расчетной величины, чтобы
затем заглушить скважину.
Этот способ является одноцикловой процедурой глушения
При глушении скважины способом ожидания и утяжеления вымывание поступившего пластового флюида и закачка утяжеленного бурового раствора производят одновременно.
8.1. Ликвидация НГВП способом
ожидания и утяжеления
Слайд 3
Технологически способ ожидания и утяжеления
сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления
в скважине при своем осуществлении.
Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов.
Слайд 4
График изменения во времени давления при газопроявлении
на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве
Слайд 5
Порядок глушения скважины:
1. Перед вскрытием пластов с АВПД
определить гидродинамические сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе при рабочем
режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.
2. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.
3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.
Определить вид поступившего в скважину флюида.
Заполнить рабочую карту глушения скважины
7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).
.
Слайд 6
8. Открыть отводы превентора
через штуцер на дегазатор или сепаратор. Одновременно включить насосы.
Выбрать уменьшенную производительность насосов, записать число двойных ходов, в этот момент давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн).
9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком.
Слайд 7
10. Продолжить циркуляцию бурового раствора
с постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III,
IV) при постоянных значениях производительности насосов и плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором
11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы и проверить, нет ли перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп) = 0.
Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. Если имеется переток, то вновь закрыть скважину и проверить, не увеличивается ли давление в бурильной колонне или в кольцевом пространстве. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора
Слайд 8
Достоинства способа
Минимальное время глушения
Минимальное давление в
обсадных трубах
Слайд 9
Недостатки этого способа следующие:
отсутствие циркуляции в скважине
в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора;
большое
избыточное давление на устье скважины при всплытии газовой пачки;
требуется проведения расчетов для заполнения листа глушения скважины.
Слайд 10
Лист глушения вертикальной скважины при НГВП
Слайд 11
Лист глушения н/н скважины при НГВП
Слайд 12
8.2. Ликвидация НГВП способом
непрерывного глушения
При
этом способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия
при непрерывном утяжелении бурового раствора, т.е совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для ликвидации притока из пласта. Обычно проявление ликвидируется в течение нескольких циклов циркуляции.
Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями. Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать плотность раствора.
Давление в бурильных трубах и кольцевом пространстве регулируется в соответствии с построенным графиком его изменения
Слайд 13
Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и
кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения
скважины»
I - заполнение бурильных труб жидкостью глушения;
II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины жидкостью глушения
Слайд 14
Порядок выполнения работы
1. Перед вскрытием пластов с АВПД
определить гидродинамические сопротивления (ΔР прок) в циркуляционной системе (давление
прокачки) при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.
2. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.
3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.
5. Определить вид поступившего в скважину флюида.
6. Заполнить рабочую карту глушения скважины
Слайд 15
7. . Открыть отводы превентора через штуцер на
дегазатор или сепаратор. Одновременно включить насосы. Выбрать уменьшенную производительность
насосов, записать число двойных ходов, в этот момент давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). Поддерживать циркуляцию с постоянной производительностью и давлением в бурильных трубах.
8. Начать утяжеление бурового раствора
Слайд 16
9. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора
в бурильные трубы строить график снижения давления нагнетания от
значения Рн до значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.
10. После заполнения бурильных труб утяжеленным раствором продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора ρк до полного удаления газа из скважины (участок II, III)..
11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы и проверить, нет ли перетока бурового раствора из скважины (Ри.(кп) = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. Если имеется переток, то вновь закрыть скважину и проверить, не увеличивается ли давление в бурильной колонне или в кольцевом пространстве.
