Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Буровые и тампонажные растворы поглощаются в скважине в условиях,когда

 

где р_ст - гидростатическое давление в стволе скважины; р_гл - гидроди­намическое давление; р_пл - пластовое давление р_р - гидравлическое сопротивление растеканию промывочной жидкости или тампонажного раствора по каналам в горной породе, вскрытым скважиной.

Необходимо знать, что

где р_гр - давление гидроразрыва пласта; р_г - горное давление.

 

Для предупреждения гидроразрыва пластов давление в скважине рекомендуется поддерживать ниже р_гр:

При бурении скважины вскрываются пласты, сложенные горны­ми породами с различной пористостью, проницаемостью и дрениро- ванностью, в том числе трещиноватые и кавернозные (известняки, до­ломиты) коллекторы, насыщенные пресной или минеральной водой, рапой, газом и нефтью.

До момента вскрытия флюид находится под пластовым давлени­ем. От кровли к подошве пласта давления повышается на величину давления столба насыщающего пласт флюида. Следовательно, при одной и той же мощности пласта, насыщенного водой и нефтью, раз­ница давлений в подошве и кровле значительно больше, чем насыщен­ного газом. Трещины в пласте могут образовываться как в результате перекристаллизации пород, так и вследствие тектонических процессов. Раскрытость трещин изменяется в широких пределах: от полного смы­кания до 40-50 мм. Трещины уменьшаются под действием горного давления и выпадения солей и увеличиваются при движении подзем­ных вод и растворении пород.

 

Флюиды, насыщающие пласт и проникающие в него в процессе бурения при выполнении технологических операций, имеют разные состав и свойства, вступают в различные физико-химические взаимо­действия между собой и коллектором. По указанным причинам закон (фильтрации в таком коллекторе оказывается часто очень сложным. При циркуляции жидкости плотностью р давление в скважине р_с на глубине z будет

Рс ⁼ Pст ⁺ Ргд                                                                                        (8.4)

где р_СТ = gpz, Ргд ~ гидродинамическое давление, равное сумме потерь давления в кольцевом канале на участке от глубины z до устья скважины.

С рядом допущений можно написать

Рст = Рпл = Pст + Ргд ⁼ gpz ⁺ Ргд

Отсюда буровой раствор должен иметь плотность

P = (Pпл*-Pгд)/gZ                                                     (8.5)

При остановке циркуляции давление в скважине р_с ^<> Рп - Prд, и может оказаться р_с < р_пл, что ведет к газо-нефте-водопроявлениям. Для предупреждения названных осложнений в большинстве случаев плот­ность раствора рассчитывается из условия некоторого превышения давления в скважине над пластовым в статических условиях (без цир­куляции).

Относительное давление в поглощающем горизонте можно опре­делить как:

 

где р_б.р, р_в - плотность соответственно бурового раствора и воды, кг/м ; h_пг - глубина поглощающего горизонта, м; h_ст - высота снижения уровня жидкости (статический уровень), м.

Объем бурового раствора (в м³), который поглотила скважина:

 

Q = Sh,                                                                                   (8.7)

где S - площадь приемной емкости, м²; h - высота снижения уровня в емкости, м.

Интенсивность поглощения (в м³/ч)

 

Q= Q60/t                                                                                       (8.8)

 

Где t - время, ч, за которое уровень в емкости снизился на величину h.

Коэффициент поглощающей способности при полном поглоще­ние бурового раствора

где h_дин - динамический уровень раствора в скважине, м.

 

Классификация зон поглощения в зависимости от величины К_пс

 

Коэффициент К_пс      1          1-3         3-5   5-15           15-25     >25

Классификация

зон поглощения      I       II      III       IV          V          VI

Поглощение    Частичное  Полное   Интенсивное   Катастрофическое

При частичном поглощении коэффициент К_пс определяется из выражения

 

где р_кg - гидравлические потери в кольцевом пространстве при дви­жении раствора от зоны поглощения к устью скважины, МПа.

При определении необходимой плотности аэрированного бурово­го раствора можно воспользоваться формулой

где р_б.р - плотность исходного бурового раствора; Н - глубина погло­щающего горизонта, м.

 

Максимальная скорость спуска бурильного инструмента с целью предупреждения поглощения бурового раствора определяется из вы­ражения

 

где р_г - гидростатическое давление бурового раствора, МПа; р_пл - пла­стовое давление, МПа; /)_д - диаметр долота, м; d - диаметр бурильных труб, м; η - пластическая вязкость бурового раствора, Пас.

Поглощением называется гидродинамическое взаимодействие в системе скважина-пласт, сопровождающееся поступлением бурового или тампонажного раствора из скважины в пласт с интенсивностью,

осложняющей дальнейшую проводу скважины. Основные причины поглощения заключаются в превышении давления в скважине над пла­новым давлением вследствие излишней плотности бурового или там- иопажного раствора и больших потерь напора в кольцевом простран- I I не при бурении или цементировании колонн в высокопроницаемых коллекторах большой емкости или в интервалах образования трещин гидравлического разрыва пластов.

Повышение гидравлического давления в скважине вызывается рядом факторов:

повышением плотности промывочной жидкости в восходящем потоке вследствие обогащения ее шламом разбуриваемых горных по­род и обломками породы, выпавшими из стенок ствола скважины;

утяжелением бурового раствора для борьбы с проявлениями и по другим причинам;

повышением гидродинамических сопротивлений в затрубном пространстве вследствие сужения проходного сечения по ряду причин (отложение толстой глинистой корки на стенках, набухание горных пород в стенках ствола скважины и т.п.) или образования сальников на буровом инструменте;

повешением гидродинамических сопротивлений в затрубном пространстве вследствие сужения проходного сечения по ряду причин (отложение толстой глинистой корки на стенках, набухание горных пород в стенках ствола скважины и т. п.) или образования сальников па буровом инструменте;

повышением гидродинамических сопротивлений вследствие рос­та структурной вязкости бурового раствора, динамического напряже­ния сдвига, загустевания в связи с потерей термостабильности и т.д.;

проявлением эффекта поршневания бурового инструмента при быстром спуске бурильной колонны в скважину.

Главным признаком поглощения является то, что расход жидко­сти на выходе из скважины меньше, чем на входе, уровень жидкости в приемных емкостях насосов уменьшается. При этом потери бурового растворе обнаруживаются с помощью прибора поплавкового типа. Его показания наблюдаются на пульте бурильщика. Но этот прямой при­знак часто может затушевываться, если в скважине наряду с поглоще­нием есть и проявления. При разбуривании интервалов поглощения возможны провалы инструмента и увеличение механической скорости, ухудшение выноса шлама, его локальные скоплебния в стволе скважи­ны с последующим заклиниванием или зависанием инструмента.

Предупреждать поглощение возможно путем уменьшения дав­ления в скважине и проницаемости коллектора, повышения гидравли­ческого сопротивления при движении жидкости по пласту путем регу­лирования ее состава и свойств.

 

 

Значительную опасность представляет гидродинамическое давле­ние, возникающее при спуске бурильной обсадной колонн.

Так при проведении экспериментальных исследованиях измене ния давления в скважине с помощью глубинного манометра установ­лено, что эффект поршневания при быстром перемещении инструмен­та по стволу может приводить к значительным кратковременным скач кам давления: при спуске - к повышению давления, при подъеме - к понижению. Например, в скважине глубиной 2440 м при быстром спуске инструмента отмечено повышение давления на 3,7 МПа (свечу длиной 27 м спускали за 15 с), а при медленном (ту же свечу спускали за 33 - 41 с) - всего на 0,3 МПа.

Явление поршневания связано с тем, что при спуске инструмента жидкость в скважине увлекается самим инструментом вниз и в то же время избыток жидкости вытесняется вверх. В стволе скважины воз­никают встречные потоки жидкости. Появляется значительный гради­ент скоростей, который сопровождается сдвигом в вязкопластичной жидкости. Возникающее при этом дополнительное сопротивление и отмечается как повышение давления.

Иногда поглощения промывочной жидкости в скважине могут быть вызваны кратковременным повышением давления в стволе и но­сить временный характер, например при возобновлении циркуляции бурового раствора с высокими тиксотропными свойствами.

Для оценки интенсивности поглощения применяются различные показатели: например, коэффициент поглощающей способности (ме­тодика ВНИИБТ), удельная поглощаемость (методика ТатНИИ). По­глощения по своей интенсивности классифицируются на несколько категорий.

Поглощение подразделяется также на частичное и полное. По­глощение называется частичным, если потери бурового раствора в стволе скважины меньше подачи бурового насоса. Если потери равны подаче бурового раствора в скважину, поглощение называется пол­ным. В этом случае динамический уровень жидкости в скважине не достигает ее устья, раствор не выходит из скважины и циркуляция на­рушается. На емкости также устанавливают ограничитель допустимого колебания уровня бурового раствора, и от них срабатывает аварийная сигнализация.

Профилактические меры по предупреждению поглощения вклю­чают контроль за состоянием ствола скважины и уровня жидкости в приемной емкости, правильную организацию промывки скважины, позволяющей своевременно удалять шлам из ствола, систематический контроль параметров бурового раствора (его плотности и содержания твердой фазы), соблюдение требований очистки бурового раствора от шлама и проведение дополнительных мероприятий по удалению из­бытка твердой фазы из раствора.

 

Для ликвидации незначительного поглощения иногда бывает достаточно откорректировать режим бурения. Более интенсивные погло­щения ликвидируются по разработанному плану. Чтобы правильно составить план мероприятий, надо выявить причину поглощения, оп­ределить его интенсивность, установить местоположение поглощаю­щего интервала в скважине, попытаться увязать его с литологическим разрезом и на основании исследований установить поглощающую спо­собность выделенного интервала.

Интенсивность, поглощающую способность выделенного интервала.

Интенсивность поглощения обычно определяется по скорости снижения уровня бурового раствора в приемной емкости известного объема. Местоположение и протяженность поглощающего интервала можно определить на основании геофизических исследований.

Выбор способа борьбы с поглощением нередко зависит не только от интенсивности суммарного поглощения, наблюдаемого на устье скважины, но и от гидродинамической характеристики поглощающего пласта. Для ее получения с помощью пакера изолируют интервал по­глощающих пород и проводят нагнетание жидкости с переменным дебитом, одновременно отмечая изменения давления нагнетания. На основании практического опыта в буровых производственных органи­зациях разработаны рекомендации по борьбе с поглощениями в зави­симости от гидродинамической характеристики (например, в Татарии.)

Все способы борьбы с поглощениями можно подразделить на две группы:

способы, позволяющие восстановить и поддерживать гидродина­мическое равновесие с пластовой жидкостью поглощающей зоны;

способы, позволяющие создать малопроницаемую или непрони­цаемую изолирующую среду или оболочку на границе раздела сква­жина - поглощающий пласт.

Применение способов первой группы основано на регулировании статического и гидродинамического давлений в скважине изменением состава и свойств циркуляционного агента и в меньшей степени - на изменении фильтрационных свойств поглощающей среды. Способы второй группы имеют целью изменение проницаемости самой погло­щающей среды или полную ее изоляцию.

В первой группе можно выделить способы, имеющие целью сни­жение гидростатического давления (снижение плотности бурового раствора регулированием содержания твердой фазы, применение ма­логлинистых буровых растворов с низкой плотностью, бурение с регу­лированием дифференциального давления в системе скважина - пласт, аэрирование промывочной жидкости, переход на бурение с продувкой) или гидродинамического давления (регулирование реологических свойств бурового раствора, правильный выбор компоновки бурильной

 

 

колонны по наружному диаметру в сравнении с диаметром скважины борьба с образованием сальников, профилактика набухания горный пород в стенках скважины, применение буровых растворов, образующих тонкую и прочную глинистую корку на стенках скважины, план ное возобновление циркуляции в стволе скважины и т.п.).

Способы второй группы также можно подразделить на две под группы. К первой подгруппе следует отнести способы, направленные на значительное снижение проницаемости поглощающих пород (повышение пластической вязкости бурового раствора или статическою напряжения сдвига, введение в буровой раствор специальных закупоривающих материалов - наполнителей), Наполнители - весьма эффективное средство. Они подразделяются на волокнистые (отходы тек стильного производства, асбест, хлопья целлюлозы и т.п.), пластинчатые (слюда, шелуха семян, кусочки целлофана и т.п.), зернистые (орсховая скорлупа, измельченная резина и т.п.), и гранулированные (шарики пластмассовые, стеклянные и т.п.). Вторая подгруппа включает способы, позволяющие создать изолирующую среду или непроницаемую оболочку (закачивание в пласт тампонажных материалов и сме­сей, установка гофрированных труб в поглощающем интервале, спуск обсадной или потайной колонны).

Чтобы устранить небольшое частичное поглощение, нередко бы­вает достаточным незначительное уменьшение плотности бурового раствора или повышение его структурной вязкости. Хорошие резуль­таты в обводненном разрезе дает использование аэрированного рас­твора. В породах сухих без притоков рационально применять бурение с продувкой.

Если в скважине происходит интенсивное поглощение и в то же время возможно применение воды в качестве промывочной жидкости, то при наличии близких источников водоснабжения можно с полным поглощением пробурить весь интервал, а затем его затампонировать. Нередко в практике борьбы с поглощениями прибегают к использова­нию нескольких способов. Например, иногда при очень высокой ин­тенсивности поглощения сначала стараются снизить ее закачкой воды или раствора с инертными наполнителями, а затем тампонирую быст- росхватывающейся смесью (смесь тампонажного цемента с глиной, гипсовые смеси) или специальным тампонажным цементом.

Необходимо иметь в виду, что также опасен резкий запуск буро­вых насосов, так как при этом кратковременное действие давления может привести даже к гидроразрыву пласта. Необходимо предупреж­дать сальникообразование, ограничивать скорость спуска колонны, плавно запускать буровые насосы, перед запуском разрушать структу-

 

 

pv раствора путем расхажпвания и проворачивания инструмента при низкой скорости.

Следует отметить, что при бурении глубоких скважин на нефть и газ проводится большой цикл исследований.

Так исследования проницаемости пластов проводятся для уста­новления параметров и характеристик:

- границы (мощности) зоны поглощения;

- пластового давления;

- интенсивности поглощения;

- взаимодействия пластов, направления внутри скважинных перетоков;

- типа коллектора, размеров и форм каналов;

- местоположения и размеров сужений и каверн в скважине;

- возможности других осложнений (обвалов, проявлений);

- прочности и давления гидроразрыва пород;

- подготовленности ствола скважины к переходу на промывку чругим раствором и к цементированию колонны.

По результатам исследований разрабатываются мероприятия по никвидации поглощений (выбор метода, техники и технологии).

Все методы исследований подразделяются на:

- метод наблюдений (за характером изменения механической ско­рости, поведения бурильной колонны и т.д.);

геофизические методы (кавернометрия, радиоактивный, акусти­ческий каротаж, термометрия и др.);

гидродинамический метод, основанный на измерении расхода раствора, перепада давления в системе скважина-пласт при доливе, нагнетании раствора в скважину (пласт) или отборе его из пласта.

Для оценки подготовленности скважины к переходу на глини­стый раствор или к цементированию колонны производится опрессовка ствола или отдельных интервалов нагнетанием жидкости (воды, глинистого или тампонажного растворов) до контрольного давления.

Схема поинтервальной опрессовки скважины показана на рис. 8.1, а схема пакерной заливки зоны поглощения - на рис. 8.2.

Пакер (рис. 8.2) не извлекается на поверхность до набора необхо­димой прочности смеси. Процесс твердения ее происходит при усло­вии равновесия системы пласт-скважина, которое достигается закачи­ванием в скважину расчетного объема продавочной жидкости. Усло­вия равновесия (рис. 8.2) следующие:

 

 

Из уравнения (8.13) можно определить потребную плотность продавочной жидкости:

 

Газонефтеводопроявления

К проявлениям относят самопроизвольный излив бурового рас­твора, пластового флюида различной интенсивности (перелив, выброс, фонтан) через устье скважины по межтрубному пространству, буриль­ным трубам, межколонному либо заколонному пространству за преде­лами устья скважины (грифоны).

Переливы - излив жидкости через устье при отсутствии подачи бурового раствора в скважину.

Выбросы - апериодическое выбрасывание жидкости или газо­жидкостной смеси через устье на значительную высоту.

Фонтаны - непрерывное интенсивное выбрасывание больших количеств пластового флюида через устье скважины. Возможно от­крытое - неуправляемое фонтанирование и закрытое - управляемое.

Жидкость (газ) в порах пород находится под большим или мень­шим давлением. Это давление принято называть поровым. Давление

 

жидкости (газа) в коллекторах, т.е. в породах, поры которых сообща­тся друг с другом, обычно называют пластовым.

Условимся отношение пластового (порового) давления к давле­нию столба пресной воды высотой от рассматриваемой точки породы до дневной поверхности называть коэффициентом аномальности давления,

Осложнения в виде поступления (притока) пластового флюида (газа или жидкости) в скважину так же, как и поглощения, связаны с нарушением гидродинамического равновесия между пластовым дав- иением и давлением в стволе скважины и появлением некоторого пре­вышения пластового давления. Интенсивность притока зависит от раз­ницы между пластовым и гидростатическим давлением в скважине, проницаемости горных пород, состава пластового флюида, свойств промывочной жидкости и прочих факторов. В практике отмечается, что проявления в скважине нередко происходят в период вынужден­ных перерывов в бурении, когда в скважине приостановлена циркуля­ция промывочной жидкости.

В зависимости от интенсивности притока на устье отмечаются следующие проявления: эпизодическое появление газа в выходящем из скважины растворе; "кипение" раствора, когда пузырьки газа лопаются на поверхности; излив раствора из скважины.

Поступление в ствол скважины значительных количеств нефти и газа приводит к аварийным ситуациям: выбросу и открытому фонта­нированию. В таких случаях скважина обычно извергает смесь нефти, газа и пластовой воды. В процессе фонтанирования состав выбрасы­ваемых флюидов может изменяться (например, газоводяная смесь мо­жет смениться выбросом газа и т.п.).

По влиянию на развитие притока наибольшую опасность пред­ставляет поступление газа из пластов с высоким давлением.

Газ может поступать в ствол разными путями: переток газа из пласта вместе с пластовой жидкостью; поступление газа из выбурен­ного объема вместе со шламом; проникновение газа из окружающих пород вследствие физико-химических процессов на границах раздела промывочная жидкость - горные породы (диффузия газа, капиллярный противоток и т.п.) или в результате физико-химических процессов в самом буровом растворе из-за резкого изменения условий (давления, температуры и т.д.).

Газ, попавший в буровой раствор, по мере подъема в потоке к устью испытывает все меньшее давление и в связи с этим расширяет­ся. Газосодержание раствора растет, и соответственно плотность гази-

 

 

рованного раствора падает. Если поступление газа продолжается, то снижение противодавления только способствует интенсификации про цесса и при благоприятных условиях, приток газа будет нарастать ла винообразно.

Попадание газа в промывочную жидкость вызывает изменение не только ее плотность, но и других свойств. Возрастают вязкость и ста­тическое напряжение сдвига. Притока нефти и минерализированной пластовой жидкости также оказывают влияние на рализированной пластовой жидкости также оказывают влияние на свойства раствора, к тому же химически активные вещества, содержащиеся в пластовой жидкости, могут вызвать серьезные структурные трансформации н растворе плоть до гидрофобной коагуляции.

Основные причины притоков в скважину заключаются в следующем: снижение плотности бурового раствора вследствие поступления в него нефти или газа, а также попадания на поверхности атмосферных осадков;

снижение уровня раствора в скважине во время подъема буриль­ной колонны или вследствие поглощения раствора пластами с АНПД;

снижение давления под долотом вследствие эффекта поршнева­ния при подъеме бурильной колонны;

непредвиденное вскрытие пластов с аномально высоким пласто­вым давлением.

Для обнаружения газонефтеводопроявлений проводят системати­ческий контроль изменения объема промывочной жидкости в прием­ной емкости бурового насоса и скорости потока на выходе из скважи­ны. Большое значение имеет прогнозирование зон АВПД на основе геолого-геофизических исследований и наблюдений в процессе углуб­ления скважины. Все методы основаны на прослеживании изменения физических свойств глинистых толщ-покрышек при подходе к зоне АВПД. В условиях высоких поровых давлений глины отличаются вы­сокой пористостью и снижением плотности. Эти отклонения влекут за собой изменение физических свойств глинистых пород, которые фик­сируются геофизическими методами.

Первые наиболее приблизительные прогнозы могут быть сделаны на основе общих представлений о развитии осадконакопления в регионе.

По результатам теоретических исследований и обобщения дан­ных геолого-геофизических исследований удается проследить корре­ляционную зависимость коэффициента аномальности давления поро- вой воды в глинистых породах от скорости осадконакопления и глуби­ны залегания. Теоретическая обработка этой зависимости представле­на на рис. 8.3.

 

До начала буровых работ при благоприятных условиях удается прогнозировать зоны АВПД по данным сейсморазведки. При бурении методы оперативной диагностики приближения зон АВПД основаны на том, что вскрытие глинистых пород покрышки с высоким поровым давлением сопровождается рядом явлений. К комплексу таких призна­ков следует отнести:

резкое увеличение скорости проходки ствола в глинистых поро­дах при неизменном режиме бурения;

постепенное снижение, а затем резкое повышение температуры выходящего из скважины бурового раствора. На практике это измене­ние температуры достигает значительных величин (понижение до 10 °С и затем повышение до 12,5 °С);

увеличение объема бурового раствора в емкостях в результате поступления пластового флюида в скважину;

уменьшение давления на стоке при постоянной или увеличиваю­щейся подаче бурового раствора;

снижение объема доливаемого раствора по сравнению с объемом извлеченных из скважины труб при подъеме инструмента.

Следует отметить, что каждый признак в отдельности еще недос­таточен для однозначного детерминирования приближения зоны АВПД, только рассмотрение нескольких признаков в совокупности позволяет избежать ошибок.

К оперативным средствам контроля относятся: постоянный кон­троль фонового содержания газа в растворе (повышение фона при на­ращивании и спуско-подъемных операциях), измерение плотности глин по шламу (снижение плотности), поступающему из скважины,

наблюдения за изменением крупности и формы частичек глинистою шлама (появление частичек с острыми и угловатыми краями).

Основным способом предупреждения притоков и газонефтеводо проявлений служит применение промывочной жидкости соответст вующей плотности, позволяющей поддерживать некоторый избыток давления в скважине над пластовым на всех этапах проведения работ н скважине. В соответствии с Едиными техническими правилами веде­ния работ при бурении скважин плотность промывочной жидкости определяют из расчета превышения статического давления над пла­стовым на 10 - 15 % в скважинах глубиной до 1200 м, на 5 - 10 % - при глубине до 2500 м и на 4 - 7 % - при глубине свыше 2500 м. Вме­сте с тем исследования показывают, что создание больших репрессий за счет повышенной плотности, приводящих к значительному росту дифференциального давления на забое, неблагоприятно сказывается на показателях работы породоразрушающего инструмента.

Плотность загазированного бурового раствора восстанавливают удалением газа. Существует несколько способов удаления газа из бу­рового раствора:

в циркуляционной системе; этот способ наименее эффективен и пригоден лишь для промывочных жидкостей с низкими вязкостью и статическим напряжением сдвига;

механическими системами (вибросита, фрезерно-струйная мель­ница и т.п.);

гидравлическими аппаратами (гидроциклонные дегазаторы, трап­пы, штуцера);

вакуумными дегазаторами.

Вакуумные дегазаторы - наиболее эффективное средство удале­ния газа. Применяются дегазаторы вакуумные, самовсасывающие, двухкамерные ДВС - II конструкции УкрНИИГаза. Принципиальная схема дегазатора представлена на рис. 6.21, в Главе 6, Лекция 10.

Дегазатор устанавливают в блоке очистки бурового раствора от шлама. Промывочная жидкость после вибросита поступает в дегазатор и затем направляется в гидроциклон.

Помимо контроля плотности бурового раствора необходимо сле­дить за его уровнем в скважине и не допускать его падения. Снижение уровня может произойти вследствие поглощения бурового раствора или при подъеме инструмента из скважины. В последнем случае при­меняются автоматические устройства для долива бурового раствора в скважину по мере извлечения инструмента.

Кратковременные падения противодавления на пласт вследствие проявления эффекта поршневания при подъеме инструмента удается значительно уменьшить снижением скорости подъема.

Таким образом, суммируя все сказанное можно более четко и ко­ротко сформулировать методы предупреждения осложнений в процес­се бурения.

 

Гак о начале проявлений можно судить по повышению уровня жидкости в приемной емкости, появлению нефтяной пленки и газовых пузырей в растворе, снижению его плотности, изменению реологиче­ских свойств и химического состава фильтрата, переливу через устье при прекращении циркуляции, возгоранию факела на отводе от превентора, показаниям и сигнализации газокаротажных станций, повы­шению давления на устье.

При вероятности проявлений принимают следующие меры: усиливают контроль за состоянием скважины - чаще замеряют значе­ния основных параметров бурового раствора (р,Ө , Т) и уровень в при­емных емкостях; изучают изменение состава шлама, раствора и его фильтрата; проверяют готовность резервного бурового и поднапорных шламовых насосов, противовыбросовое и другое оборудование, оце­нивают состоянии обваловки буровой и целесообразность ее расшире­ния и укрепления; проводят инструктаж буровой бригады, механиков, слесарей, электриков.

Плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы гидро­статическое давление в скважине превышало пластовое на 2 - 15 %. Но для сохранения высокой производительности и низкой себестоимо­сти бурения необходимо поддерживать минимально необходимое пре­вышение давления.

Объем жидкости в запасных емкостях должен превышать объем скважины в 1,5-3 раза. Раствор утяжеляют. Но на утяжеление требу­ется много времени, поэтому применяют противовыбросовую армату­ру превенторы (например, плашечный, вращающийся, универсальный и др.), которые позволяют герметизировать кольцевое пространство между бурильными трубами (невращающейся ведущей трубой) и спу­щенной ранее обсадной колонной, между вращающееся ведущей тру­бой и обсадной колонной (вращающийся превентор) или полностью закрыть устье при отсутствии бурильных труб в скважине, (глухой превентор). При наличии превенторов со штуцерами, регулируемыми вентилями на отводах, и обратного клапана, установленного в спу­щенных бурильных трубах, удается регулировать гидравлическое дав­ление на забое. Но это долго продолжаться не может, так как ведет к гидроразрыву пласта, разрушению устьевого оборудования, появле­нию грифонов. Наиболее надежен универсальный превентор ГТУГ - 230 х 320. На рис 8.4, 8.5 и 8.6 приведены наиболее распространен­ные превенторы). Схема обвязки устья скважины представлена на рис. 8.7.

В случае открытого фонтана с пожаром тушение его производит­ся отрывом пламени от вновь поступающего газа или нефти с помо­щью мощных струй отходящих газов реактивных двигателей, воды или взрыва. При особо мощных фонтанах приходится прибегать к бу­рения наклонных скважин к стволу проявляющей скважины.