Оптимальный способ глушения скважин

ОПТИМАЛЬНЫЙ СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН 

Летичевский А.Е.

АГТУ 

     В практике бурения и эксплуатации скважин часто возникают ситуации, связанные с выбросом бурового раствора или невозможности осуществлять добычу нефти и газа по причине выхода из строя подземного или устьевого оборудования. 

     Как только возникают нефтегазоводопроявления, на скважинах начинают осуществлять борьбу с ними различными способами. Наиболее распространенными из них являются следующие методы глушения скважин:

     - ожидания и утяжеления;

     - при постоянном давлении в бурильных трубах, осуществляя промывку скважины до того момента, когда прекратит поступать пластовый флюид из пласта;

     - промывка скважины с выходом циркуляции через дроссельное устройство путем ограничения давления перед дросселем;

     - метод «бурильщика» и др.

     Известные способы глушения газонефтяных фонтанов базируются на знании величины пластового давления или его определяют перед процессом глушения с целью выхода на равновесие забойного давления с пластовым (с некоторым незначительным превышением).  В большинстве случаев принимают величину пластового давления, которое имело место при исследовании скважин. Однако работы по глушению скважины не позволяют решить проблему борьбы с нефтегазопроявлениями и только в некоторых случаях получают положительный результат, что связано с коллекторскими свойствами пласта и желанием утяжеления бурового раствора до величин значительно превышающих пластовое давление.

     Целью предлагаемого нами метода является повышение эффективности процесса глушения скважин при оптимальных условиях и снижение затрат при выполнении работ за счет сокращения потерь бурового раствора и времени глушения.

     Для достижения поставленной цели определяют оптимальные условия глушения скважины.

     Будем рассматривать ситуацию предполагающую полное отсутствие колонны бурильных труб или НКТ в скважине. Это условие может быть принято, как основание для глушения в том случаи, если скважина оборудована:

1. фонтанной арматурой на высокое давление или противовыбросным оборудованием, так же рассчитанным на высокое давление;
2. последняя колонна труб спущенная в скважину допускает высокое давление.

     В противном случаи с помощью специальной  установки располагаемой на устье скважины можно спустить колонну НКТ под давлением, что предусматривает способ глушения скважин описанный в патенте моего научного руководителя.

     Под оптимальными условиями глушения скважины будем подразумевать: выбор плотности жидкости глушения по минимальному давлению на забои скважины, создаваемому путем отбора пластового флюида с максимально возможными дебитами.

     В случаи невозможности создания этих условий можно по конкретным давления на устье и забоя скважины, дебитом газа, нефти и воды определить параметры глушения без сброса пластового флюида в атмосферу. Для этого выполняются следующие этапы работ: 1. оценка забойного давления, оценка дебитов жидкости и газа, определение плотности восходящего потока в фонтанирующей скважине; 2. в закрытой скважине проводится оценка забойного давления по газу находящемся в стволе скважины и давлению на устье; 3. проводиться оценка приемистости скважины, по которой определяется максимальная скорость подачи рабочей жидкости глушения для того чтобы определить объем жидкости глушения идущей на поглощение при глушении.

     1.Начинаем  закачку воды в объеме 10-15 м³ с производительностью насосов не более 5 л/с, с целью недопущения термоудара при котором обсадная колонна будет разрушена.

     2.Закачиваем  тяжелую пачку бурового раствора  с максимально возможной плотностью, не менее 2200 кг/м³, и объемом 5 м³ с производительностью насосов не более 5 л/с. При этом после закачки тяжелого раствора определяем величину забойного давления и соответственно уменьшение дебита скважины.

     3.Закачиваем  новую порцию тяжелого раствора при тех же параметрах глушения с плотностью бурового раствора 2000 кг/м³ и повторяем процесс определения забойного давления и уменьшения дебита.

     4.Продолжаем  глушение со снижением плотности бурового раствора до плотности определяемой пластовым давлением с учетом давлений создаваемыми предыдущими тяжелыми пачками раствора.

     5.После выхода на равновесие с пластовым давлением нагнетаем рабочею жидкость глушения с плотностью, определяемой по пластовому давлению, и производительностью насосов обеспечивающих давление нагнетания в заданном диапазоне устойчивости оборудования.

     6.На завершающем этапе для ликвидации поглощения жидкости глушения вводим наполнитель в жидкость глушения и прокачиваем скважину, наблюдая за рабочим давлением. Как только начинает повышаться давление нагнетания на насосах, закачиваем цементный раствор, объем которого и плотность определяются по условиям глушения. Для установки цементного моста над работающим горизонтом цементный раствор продавливаем жидкостью глушения без наполнителя до кровли продуктивного горизонта, наблюдая за давлением и временем, через которое этот раствор должен достигнуть заданного интервала. Останавливаем процесс глушения для схватывания цемента и его затвердевания и наблюдаем за увеличением давления на устье скважины.

       7.Как только началось повышение давления на устье скважины, прекращаем нагнетание жидкости и сбрасываем давление на устье скважины через штуцер до рабочего давления нагнетания, фиксируем при этом темп снижения давления.

     8.Продолжаем  нагнетания жидкости глушения  без наполнителя до нового повышения давления на туже величину. Снова сбрасываем давление и фиксируем темп снижения давления, строя график зависимости темпа снижения давления от времени. При последовательном проведении этих операций должны получить следующий график:

     Рис.1

     1,2,3 – из скважины выходит газ  и дегазированный буровой раствор;

     4,5 – из скважины выходит жидкость  глушения. 

     После получения линии 5, скважину оставляют  под наблюдением, чтобы выяснить если приток пластового флюида в скважину. Если есть приток газа, то операции по установлению моста повторяются. Если же нет прилива, то на скважине начинаются ремонтные работы.

       Заключение: рассматриваемый пример по глушению скважины рекомендуется применять только в том случаи, если скважина фонтанирует и пластовый флюид приходит из пласта. Если при бурении вскрыли нефтегазонасыщенные глины или рапа проявляющие терригенные пласты, то такой способ глушения не пригоден. В этом случаи надо просто понижать плотность бурового раствора и поддерживать забойное давление ниже давления раскрытия трещин (гидроразрыва).