Бурение в сложных геологических условиях. Аварии, их предупреждение и ликвидация - Установка жидкостных ванн

Установка жидкостных ванн

 

Это один из основных наиболее распространенных способов ликвидации прихватов. Он эффективен для освобождения труб в проницаемых породах, когда колонна прижата к стенке скважины перепадом дифференциального давления. По данным [12], 65 % прихватов этой категории ликвидируется путем установки жидкостных ванн. Способ не рекомендуется для освобождения колонн, заклиненных посторонними предметами, обвалившейся горной породой, в желобах, в суженной части ствола, а также бурильных труб в нарушенной обсадной колонне. Основным условием применение жидкостной ванны является сохранение циркуляции бурового раствора при прихвате. В зависимости от литологического состава пород в зоне прихвата применяют нефть, дизельное топливо, воду, кислоты, щелочи, а также комбинированные по составу ванны. Перед установкой жидкостной ванны определяют суммарное гидростатическоедавление столбов бурового раствора и агента ванны.

Оно должно превышать пластовое давление самого высоконапорного горизонта в открытом стволе скважины на 5 - 10 %. Если это условие не соблюдается, то буровой раствор следует утяжелить. При выборе агента жидкостной ванны следует использовать рекомендации работы [11].

Ликвидация прихвата с помощью установки нефтяных ванн.

Нефть является наиболее активным агентом жидкостной ванны. Рекомендуется устанавливать ее в первые моменты возникновения прихвата для предотвращения интенсивного роста сил, прижимающих бурильную колонну к стенке скважины, но не позже 3 - 5 часов после начала аварии.

Перед установкой нефтяной ванны необходимо выполнить следующие мероприятия:

- определить верхнюю границу прихвата по упругому удлинению колонны или с применением специальных приборов (раздел 4.1).

- проверить надежность работы противовыбросового оборудования, насосов и других элементов циркуляционной системы, состояние буровой вышки и талевой системы, подготовку средств пожаротушения, наличие необходимого количества и качества бурового раствора в запасных емкостях. Провести очистку площадки вокруг буровой для предотвращения загораний.

- установить в бурильной колонне обратный клапан или шаровой кран для предупреждения нефтеводогазопроявдений.

Объем нефти для ванны определяется из расчета перекрытия интервала прихвата в затрубном пространстве и подъема выше верхней границы прихвата не менее чем на 50 - 100 м. Кроме того, определенный объем нефти
(3 - 5 м3) резервируется в бурильных трубах, исходя из технологических особенностей процесса освобождения инструмента нефтяной ванной. Рекомендуется после 1 часа нахождения колонны под ванной проверять возможность ликвидации аварии расхаживанием, после чего порцию нефти объемом 0,5 - 0,7 м3 необходимо продавить в зону прихвата.

Суммарный объем нефти для ванны Q определяется по формуле:

clip_image051                             (4.4)

где: К - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата;

Д - диаметр долота, м;

dн,dв - наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м;

Н - интервал прихвата, м;

h - расчетная высота подъема нефти выше зоны прихвата, м; назначается для нивелирования возможной ошибки определения верхней границы прихвата. h принимается равной 50 - 100м;

h1 - высота столба резервного объема нефти в бурильных трубах, м.

Гидростатическое давление в стволе скважины после установки ванны должно превышать пластовое в целях недопущения нефтегазоводопроявлений. Проверочный расчет гидростатического давления столба нефть - буровой раствор производится с помощью номограммы (рис.4.2).

Например, на глубине 2100 м в нефтенасыщенных песчаниках произошел прихват инструмента в интервале 2000 - 2100 м. Скважина бурилась раствором плотностью 1230 кг/м3. Пластовое давление на глубине 2100 м равно 22 МПа. Для ванны используется нефть плотностью 830 кг/м3. Проведенным по формуле 4.4 расчетом выявлено, что требуемый объем нефти равен 10 м3, объем бурового раствора 90 м3.

Содержание легкого компонента столба (нефти) равно:clip_image053

Откладываем на левой оси плотность нефти (точка А), на правой плотность бурового раствора (точка Б) и соединяем точки прямой. Из точки В, соответствующей содержанию легкого компонента (10%), восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с прямой А - Б в точке Г. Из точки Г проводится горизонтальная прямая до пересечения с правой осью в точке Д.

Точка Д определяет средневзвешенную плотность столба нефть - буровой раствор в скважине - 1170 кг/м3. Гидростатическое давление этого столба clip_image055 равно:clip_image057

Согласно [3, табл.2] минимальная репрессия в нефтенасыщенных пластах на глубине 2100 м должна быть равной 1,5 МПа.

В нашем примере репрессия на пласт равна 24,6 - 22 = 2,6 МПа, что предотвращает возможность нефтепроявления во время установки нефтяной ванны.

clip_image059

Рис. 4.2. Номограмма для определения гидростатического давления при установке жидкостной ванны

Буровой раствор в стволе скважины должен иметь по возможности минимальные величины вязкости, СHC и плотности.

Для предупреждения всплывания нефти и ухода ее из зоны прихвата рекомендуется перед порциями нефти и продавочной жидкости закачать порцию буферной жидкости с расчетом заполнения ею 150 - 200 м заколонного и внутритрубного пространств. Для приготовления буферной жидкости на основе применяемого бурового раствора требуется обработать его реагентами - структурообразователями типа КМЦ, крахмал и др. с дозировкой их не более
2 - 3 %.

Приготовленная буферная жидкость додана иметь следующие параметры:

- плотность, близкую к плотности бурового раствора;

- вязкость максимально возможную;

- СНС10 не менее 27 МПа;

- водоотдачу примерно равную водоотдаче бурового раствора.

Обязательным при приготовлении буферной жидкости является ее проверка на коагуляцию при контакте с буровым раствором.

При возможности выбора рекомендуется применять безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть с малой плотностью. Для повышения эффективности ванны в нефть добавляются поверхностно-активные вещества, например сульфонол, дисольван. НЧК. ОП-10 и др. в количестве до
1 - 3 % от объема нефти [13].

В случае возникновения прихватов в зонах АВПД рекомендуется применять специальные утяжеленные жидкости на нефтяной основе. На глубоких разведочных скважинах объединения "Ямалнефтегазгеология" для установки ванн используется жидкость с плотностью 1800 кг/м3 со следующим составом
(на 1 м3)
[l4]:

- дизельное топливо в объеме 0,65 м3;

- высокоокисленный битум - 140 кг;

- соли жирных кислот - 10 кг;

- пятидесятипроцентный раствор едкого натра - 0,005 м3;

- модифицированный барит - 850 кг.

Применение специальных утяжеленных жидкостей позволяет вести установку ванн без снижения гидростатического давления столба бурового раствора и агента на продуктивный пласт, что уменьшает возможность возникновения проявлений флюидов во время ликвидации аварий.

Закачка компонентов ванны производится насосами в последовательности: буферная жидкость - нефть - буферная жидкость - продавочная жидкость при максимальной подаче. Скорость восходящего потока бурового раствора, буферной жидкости и нефти в кольцевом пространстве должна быть равна скорости потока при бурении этого интервала.

После установки ванны в зависимости от разновидности прихвата колонна или разгружается на определенную часть ее веса, или оставляется под натяжением на талевой системе.

Для предотвращения распространения зоны прихвата рекомендуется расхаживать инструмент во время действия ванны не реже 2 раз за 1 час.

Расхаживание колонны для ее освобождения следует проводить через 4 - 6 часов после установки ванны, впрочем, это время может быть изменено с учетом опыта ликвидации прихватов в данном районе. После каждого расхаживания часть нефти из бурильной колонны (0,5 - 0,7м3) прокачивается в зону прихвата.

Продолжительность ванны должна быть не менее 15 часов. Если при этом колонна не освобождена, то необходимо восстановить циркуляцию, промыть скважину и установить вторую нефтяную ванну. По данным Самотоя А.К. установка более чем двух жидкостных ванн нецелесообразна [12]. В случае неудачи с установкой второй ванны иногда приступают к сплошной  промывке скважины нефтью

При освобождении колонны производят промывку с вымывом нефти на устье и складированием ее для повторных установок ванн. Колонна труб поднимается из скважины. Проводится тщательный контроль состояния труб, включая дефектоскопию Ствол скважин в осложненных интервалах прорабатывается