13) Пакеры, применяемые при изоляционных работах

ВОПРОС №7

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Это процесс одностороннего продольного кавернообразования в стенке открытого ствола скважины. При этом образуется каверна особой формы - в виде замочной скважины (желобообразного овала). Осложнения этого вида наиболее характерны для искривленных и имеющих значительный прогиб участков скважин. Желоба могут образоваться при бурении в мягких породах в случае отклонения оси скважины от вертикали на 2-3°. При желобообразовании возникает опасность попадания колонны бурильных труб в суженную часть выработок и ее заклинивания, часто приводящего к обрыву бурильных труб.

Развитие желобов в стволе скважины весьма опасно в связи с возможностью возникновения осложнений в виде прихвата (затяжки, заклинивания, посадки) бурового инструмента, повышенного загрязнения ствола скважины шламом разбуренных пород из-за ухудшения условий его выноса из скважины (накопления шлама в застойных зонах), ошибок при тампонировании, вызванных неправильной оценкой объема ствола скважины (см. здесь).

При проектировании технологии буровых работ необходимо предусмотреть следующие мероприятия по предупреждению образования и ликвидации желобов:

снижение продолжительности СПО (применение технологии, обеспечивающей увеличение проходки на породоразрушающий инструмент,

избежание ограничений на длину рейса,

применение гладкоствольных бурильных колонн при геологоразведочном бурении.

Характерные признаки образования в скважине желоба — проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компо­

новки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к

минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

2) стремление к максимальной проходке на долото; там, где целесооб­

разно, переход на бурение алмазными долотами;

3) использование предохранительных резиновых колец;

4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев

в целях предупреждения желобообразования, которое может предшество­

вать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как

меры предупреждения обвалов (осыпей);

5) при бурении наклонно направленных скважин для предупреждения

заклинивания труб в желобах стремление к тому, чтобы отношение наруж­

ного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба было не менее 1,35 —

1,40.

ВОПРОС №8

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях — потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения — бурение с применением безводных промывочных жидкостей. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгор-скита.

Потеря устойчивости горных пород вызывает увеличение диаметра ствола против его номинального диаметра, соответствующего диаметру долота. Наличие интервалов с увеличенным диаметром ствола можно определить по кавернограмме, которую получают с помощью специального прибора — каверномера.

ВОПРОС №9

Штанголовители предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг. Штанголовители выпускаются для захвата за тело, муфту или головку насосных штанг, учитыая, что плашка установлена на нижней части штанголовителя.

Предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков. Типы и основные параметры штанголовителей регламентированы ТУ 26-16-135-82. Штанголовители выпускают двух в двух исполнениях: 1Исполнение 1- для захвата за тело, муфту или головку насосной штанги (см. рисунок,а); Исполнение 2- для захвата за муфту или г2оловку насосной штанги (см. рисунок,б). Штанголовители изготавливают с резьбой правого направления, их применяют сц3ентрирующим приспособлением. Штанголовитель состоит из переводника 1, нижнего 6 и верхнего 2 корпусов, соединенных меж4ду собой резьбой, нижней 7 и верхней 3 пружин, направляющего винта 8, цанги 9вилки 4, плашек5 и воронки 10. На внут5ренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки, перем6ещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины.

В стен7ке нижнего корпуса имеются три сквозных паза 12 для выхода перьев цанги и байонетный паз 11 для перемещения направл8яющего винта. Цанга, вставленная в нижний крпус, предназначена для захвата штанг за муфту или головку .Разрезанная нижняя к9

10оническая часть цанги образует три пера, расположенных по окружности на одинаковом расстоянии друг от друга. С внутренней стороны перьев цанги предусмотрены выступы для обхвата за головку или за муфту. Направляющий винт, соедиеъненный с цангой, перемещается в сквозном байонетном пазу. Когда головка направляющего винта находится в крайней верхней точке байонетного паза, цанга наворачивается вокруг своей оси на 60о, а нижние торцы перьев располагаются против внутренних выступов корпуса. При этом перемещение ловителя вниз прекращается. При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения. Штаголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные трубы на колонне насосных штанг.

ВОПРОС №10

ГНВП - это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации.

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа. '

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.

Открытые фонтаны являются самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями:

1. потеря бурового и другого оборудования

2. непроизводственные материалы и трудовые затраты;

3. загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др.);

4. перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

5. случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин причиной возникновения открытых фонтанов является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии: начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта. подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным. Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.

Причины возникновения ГНВП

Основными причинами возникновения ГНВП при ремонте скважин являются: -

Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин. -

Недолив скважины при спуско-подъемных операциях. -

Поглощение жидкости, находящейся в скважине -

Глушение скважины перед началом работ неполным объемом. -

Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. -

Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин. - Длительные простои скважины без промывки. -

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения ГНВП, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

- Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

- Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

- Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны. -

Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений. -

Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности". -

Некачественное цементирование обсадных колонн. - Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины. -

Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования. -

Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Мероприятия по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин. - Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие НТД, связанные с возможностью ГНВП, должны включать четкие.

ВОПРОС№ 11 ПРИЗНАКИ ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

РАННИЕ

Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

ПОЗДНИЕ

Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

Появление флюида на устье скважины.

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления.

Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.

Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.

Установить наблюдение за давлением на эксплуатационную колонну.

Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана.

• Остановить двигатели внутреннего сгорания.

• Отключить силовые и осветительные линии электропитания.

• Отключить электроэнергию в загазованной зоне.

• Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.

• Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.

• Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.

• Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.

• Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;

• Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.

• При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Исходя из признаков ГНВП бригады оснащаются следующими приборами и средствами для обнаружения ГНВП:

• Уровнемеры различных конструкций.

• Приборы для определения плотности жидкости.

• Приборы для определения изменения давления.

• Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

ВОПРОС №12

Мероприятия по предупреждению нефтегазоводопроявлений

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления бурового раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без пред­

варительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не

периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной ли­

нии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специаль­

ную емкость для произвольного стока промывочной жидкости или исполь­

зовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспе­

чивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водо-

проявлениями.

4. При снижении плотности бурового раствора более чем на 20 кг/м3

(0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по ее восстанов­

лению.

5. Необходимо иметь 1,5-кратный запас раствора на скважинах, в ко­

торых предполагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявления-

ми, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и

объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями.

В остальных случаях резервное количество бурового промывочного раствора определяют, исходя из конкретных условий, и указывают в ГТН.

6. Так как колебания давления при спускоподъемных операциях зави­

сят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует

избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с ма­

лыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тща­

тельной промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответ­

ствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии

создания максимально возможной производительности насосов и при вра­

щении бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в

затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение

эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо

спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после

этого приступить к подъему инструмента.

9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где

возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают об­

ратный клапан.

ВОПРОС №13 Изоляционные пакера

Пакер (англ. packer — уплотнитель) устройство, предназначенное для разобщения двух зон ствола скважины и изоляции внутреннего пространства эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды. Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны и устанавливается в заданном интервале.

Изоляционные пакера Предназначеныдля длительной изоляции негерметичного или любого другого, требующегоизоляции интервала эксплуатационнойколонны. Используется для ремонтных работ, изоляции негерметичного интервала и осложнений во время бурения

Если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.

Пакер для изоляционных работ в поглощающей скважине имеет широкий проходной канал, одинаковый с внутренним диаметром бурильных труб. Он позволяет вести изоляционные работы с применением тампонажных смесей с любыми типами наполнителей, в том числе с размерами частиц 20 — 40 мм. Концентрация наполнителей может достигать 40 — 50 % к объему смеси.

15. Аварии с бурильной колонной. Признаки указанных аварий, их ликвидация.

При обрыве труб бурильной колонны прежде всего необходимо выяснить причину, место и характер излома. Последние определяют по поднятой части бурильной колонны или спуском печати.

Если оставшаяся в скважине часть бурильного инструмента не прихвачена, то спускается правый метчик или колокол (в зависимости от формы обрыва) и после соединения его с бурильной колонной производится её подъём из скважины. Возможные осложнения в этом случае: уход «головы» бурильной колонны в сторону (при наличии каверн в стенках скважины); расклинивания бурильными трубами или их частями и соединениями (при двойном обрыве, падении бурильных труб и соединений и др.). Способы ликвидации: соединение с отдельными элементами бурильной колонны и попытки извлечь их поочерёдно; цементация интервала у верхнего конца бурильной колонны с последующим искривлением ствола скважины.

При невозможности соединения с оставшейся частью бурильной колонны метчиком (или колоколом) из – за формы обрыва (косой слом с малым углом, развальцевание кромок и пр.) для соединения может быть применена труболовка, а при невозможности её применения – обуривание верхней части колонны.

Основным инструментом, применяемым при этом типе аварий является пики, метчики, колокола.

Прихваты бурильных колонн

Этот вид аварий является наиболее распространённым и тяжело поддающимся ликвидации видом, он даёт наибольшее число осложнённых аварий, поэтому к ликвидации прихвата необходимо подходить весьма внимательно и осторожно. При обнаружении прихвата необходимо выяснить возможность вращения бурильной колонны и наличие промывки в призабойной зоне.

Если возможны вращение и промывка, следует пытаться поднять колонну с вращением при максимально возможной промывке. При наличии промывки можно применить нефтяную ванну (закачка 1 – 2 м3 нефти и выдержка скважины в течение 24 – 48 ч); этот способ применим при прихватах в вязких пластичных породах (глины, алевролиты и т.п.). Если невозможен подъём с вращением и интенсивной промывкой, следует пытаться ликвидировать прихват натяжкой колонны.

Аварии с обсадными трубами

При спуске обсадных труб возможны отворачивания отдельных труб, частей обсадной колонны, ниппелей, обрывы труб и их смятие. При отворачивании труб следует пытаться зацентрировать отвернувшуюся трубу при помощи деревянного конуса, спущенного на бурильных трубах, и затем навернуть её вращением верхней части колонны обсадных труб. Если невозможно навернуть трубу, необходимо поднять верхнюю часть колонны обсадных труб, а затем захватить и поднять отвернувшуюся трубу с помощью трубного метчика или труболовки, спускаемых на бурильных трубах.

В процессе бурения возможны отворачивание нижней части колонны обсадных труб (башмачной трубы) или обрыв её в результате размыва ствола скважины и зависания колонны обсадных труб. Ликвидацию этих аварий производят путём центрирования отвернувшейся (оторвавшейся) части колонны с последующей цементацией её или спуском обсадной колонны меньшего диаметра. При возможности следует поднять верхнюю часть колонны обсадных труб и далее производить ликвидацию аварии вышеописанным способом. Так же ликвидируют аварии, происшедшие из – за протирания стенок колонны обсадных труб в процессе бурения.

Возможны осложнения при ликвидации аварий с обсадными трубами: 1) прихваты (прилипания, примерзание) обсадных труб; 2) обрывы бурильных труб, используемых при ликвидации аварий с обсадными трубами. Первые ликвидируются применением различных смазок или путём разогрева обсадных труб с последующим извлечением труб.

Основной инструмент, применяемый при ликвидации аварий с обсадными трубами – это труболовки и труборезы.

Падение посторонних предметов в скважину

Разнообразие посторонних предметов, которые могут попасть в артезианскую скважину, обуславливает многочисленность способов их извлечения. Извлечение этих предметов может производиться различными ловушками, обуриванием или разбуриванием предмета; при невозможности извлечения постороннего предмета производится бурение второго ствола.

Аварии при скважинных работах

При обрыве скважинных приборов и оставлении их в скважине ликвидация аварии производится так же, как и при аварии с буровыми коронками и долотами.

При обрыве каротажного кабеля (или троса, на котором спущен скважинный прибор) его извлечение производится с помощью специальных приспособлений (ёрш двурогий, ёрш однорогий). В случае невозможности извлечения каротажного кабеля (троса), он разбуривается.

16. Противовыбросовое оборудование.

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважин в следующих случаях:

1. при бурении; 2.при спуске и подъеме НКТ; 3.в процессе строительства и ремонта скважин.

Основная цель установки противовыбросового оборудования:

• обеспечение безопасных условий труда персонала;

• предупреждение выбросов и открытых фонтанов;

• охрана окружающей среды.

Режим работы: при температурах от -40°С до +55°С.

Превентор относится к противовыбросовому оборудованию. Устанавливается на устье скважины при бурении. Превентор предотвращает возникновение фонтана нефти, пожара, и, как следствие, предотвращает загрязнение окружающей среды. В настоящее время его установка является обязательным требованием при буровых работах.

По типу герметизации превенторы делятся на следующие типы:

плашечные; универсальные; вращающиеся.

Для герметизации устья скважин используют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы

Плашечные превенторы предназначаются:

• для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды;

• расхаживания в пределах гладкой части колонны труб;

• удержания плашками колонны труб;

• фиксации плашек в закрытом положении в случае отключения или выхода из строя установки гидравлического управления

Для большого числа скважин достаточно иметь на устье один плашечный превентор с ручным управлением, который позволяет обеспечить безопасное проведение ремонтных работ. К такому типу превенторов относятся малогабаритные превенторы типа ППР-180х21

Превенторы плашечные ПП-180х35 и ПП-180х35К2. Основные детали и узлы превенторов — корпус, крышки корпуса с гидроцилиндрами и плашки.

Корпус превентора представляет собой стальную отливку коробчатого сечения с вертикальным проходным отверстием круглого сечения и сквозной прямоугольно-горизонтальной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками, шарнирно подвешенными на корпусе и уплотненными резиновыми прокладками. Крышки крепятся на корпусевинтами.Такая конструкция корпуса и крышек позволяет проводить смену разъемных плашек превентора со сменными вкладышами и резиновым уплотнением при наличии в скважине колонны труб. Управление превентором - дистанционное гидравлическое.

Вращающиеся превенторы предназначены для герметизации кольцевого зазора между устьем скважины и бурильной колонной и обеспечения возможности вращения, подъема и спуска бурильной колонны при герметизированном устье. В составе противовы-бросового оборудования вращающийся превентор используется при роторном бурении с очисткой забоя от выбуренной породы газом, воздухом или аэрированным промывочным раствором, а также при обратной промывке скважины и вскрытии пластов с высоким пластовым давлением.Вращающийся превентор (см. прил.1 рис. 2) состоит из корпуса 7, неподвижного патрона 4 и вращающегося ствола 6. В отличие от плашечного и универсального превенторов, имеющих гидравлический привод, во вращающемся превенторе используется самоуплотняющаяся манжета 9, которая обжимает обхватываемую часть бурильной колонны под действием собственной упругости и давления на устье скважины. Литой корпус 7 из легированной стали снабжен опорным фланцем для соединения с плашечным или универсальным превептором и боковым отводом для присоединения к циркуляционной системе буровой установки.

17. Грифоны и межколонные проявления

Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент – порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колоннами, а также между промежуточной колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразований разбивают на следующие три группы.

1. Грифоны, обусловленные некачественным цементированием высоконапорных пластов, как основного эксплуатационного, так и вышележащих.

2. Грифоны, возникающие при газо-, нефте- и водопроявлениях и открытых фонтанах в процессе бурения, особенно при полной герметизации устья скважины.

3. Грифоны, возникающие вследствие движения газа и нефти через резьбовые соединения обсадных колонн по причине их негерметичности или через нарушения в колоннах, возникающие в процессе бурения, опробования и эксплуатации скважин.

Для всех перечисленных случаев необходимым условием для появления грифона на дневной поверхности является наличие каналов (тектонические трещины, породы высокой проницаемости, недостаточный контакт между цементным камнем и породой), сообщающих высоконапорный пласт или ствол скважины с поверхностью.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных проявлений необходимо:

1) при проектировании конструкции скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, обусловливающих образование грифонов, с обязательным подъемом цемента до устья; 2) перед спуском обсадной колонны тщательно проработать скважину со скоростью подачи инструмента не более 35–45 м/ч, при этом качество глинистого раствора перед цементированием должно строго соответствовать ГТН; 3) увеличение высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной, а для газовых скважин подъем цементного раствора следует производить с учетом перекрытия башмака промежуточной колонны или кондуктора; 4) в зоне подъема цементного раствора на эксплуатационных колоннах устанавливать цементирующие пружинные фонари; 5) скорость продавки цементного раствора в затрубное пространство не допускать ниже 1,5–1,8 м/с; 6) эксплуатационную колонну спускать только с применением спайдеров; это обеспечивает необходимое крепление муфт в резьбовом соединении;7) скважины, в которых при эксплуатации ожидаются высокие давления (свыше 200 кгс/см²), закреплять трубами, предварительно опрессованными водой на максимально допустимое давление, с выдержкой не менее 15 с; 8) не производить приварку нестандартных муфт; высококачественно производить все работы по обвязке устья скважины; для скважин глубиной более 2500 м применять колонные головки с клиновым захватом; 9) осваивать скважину только при условии качественного крепления ствола и устья скважины, а также окончания монтажа и испытания устьевой обвязки.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются ликвидацией скважин. Вместе с тем при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения. Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять нормированный отбор жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится). Если в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

19.20.21 Посмотрите что писали с Зимоглядом про глушение.

Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводитея вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины жидкостью глушения, плотность которой обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым. При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.

Метод непосредственного контроля забойного давления Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее рассчитанной программе с помощью задвижки изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.

Точность метода зависит от точности изменения давления в кольцевом пространстве. Его преимуществом является то, что, зная ожидаемые давления в кольцевом пространстве, можно подготовиться для управления ими, а недостатком - то, что точную кривую противодавления невозможно построить даже при наличии связи с ЭВМ из-за многочисленных помех: непостоянства формы кольцевого пространства, изменений условий среды по мере подъема флюида с забоя скважины и многих других, поэтому этот метод в настоящее время не используется.

Метод косвенного контроля забойного давления изменение давления или плотности флюида в затрубном пространстве при прямой промывке скважины находит отражение на давлении в НКТ. Так, если сильно прикрыть задвижку при циркуляции, то повысится давление в стояке. Поэтому появилась возможность косвенными методами контролировать забойное давление. Действительно, если при циркуляции с постоянной подачей насосов изменится плотность флюида в затрубном пространстве (например, снизится), это немедленно отразится на давлении в стояке - оно также снизится, так как плотность раствора в НКТ постоянна. В случае, если с помощью задвижки восстановить начальное давление в НКТ, то восстановится и значение забойного давления. Избыточное давление, созданное прикрытием задвижки. Риз. компенсирует снижение плотности флюида в затрубном пространстве. Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в НКТ путем регулирования избыточного давления в колонне задвижкой, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться постоянное забойное давление. Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене жидкости в скважине более тяжелой и других операциях. Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложньми математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.

МЕТОДЫ ГЛУШЕНИЯ

 ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ МЕТОД ("МЕТОД БУРИЛЬЩИКА”) ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ

ИНИЦИИРОВАННЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ 

Во время подготовки к глушению наблюдать за давлением в скважине при закрытом устье для обнаружения миграции газа.·        При обнаружении газа отвести раствор из затрубья для поддержания давления в бурильной трубе на уровне обычного давления при закрытом устье плюс 5 - 7 атм ( коэффициент безопасности ).·        Для безопасного глушения не рекомендуется увеличивать имеющуюся плотность раствора и сообщать дополнительное давление на штуцере.·        По окончании приготовлений начать глушение.·        При работе насоса с подачей, необходимой для глушения, зафиксировать давление, наблюдаемое во время циркуляции.·        Поддерживать подачу насоса на уровне, необходимом для глушения, и отрегулировать давление в штуцере для поддержания зафиксированного значения давления циркуляции пока объем затрубного пространства полностью не заменится.·        Подводное оборудование - удалить газ, скопившийся в блоке противовыбросовых превенторов·        Проверить скважину на приток. Привести в норму параметры раствор

МЕТОД "ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ” ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ В РЕЗУЛЬТАТЕ ДИСБАЛАНСА ДАВЛЕНИЙ

Во время подготовки к глушению наблюдать за давлением в скважине при закрытом устье для обнаружения миграции газа. ·        При обнаружении газа отвести раствор из затрубья для поддержания давления в бурильной трубе на уровне обычного давления при закрытом устье плюс 5- 7 атм ( коэффициент безопасности ). ·        Рассчитать плотность раствора для глушения.        Для безопасного глушения рекомендуется избегать дисбаланса давления от новой плотности раствора для глушения или от дополнительного давления на штуцере.·        Составить график давлений в бурильной трубе.·        По окончании приготовлений начать глушение.·        Поддерживать производительность насоса на уровне, требуемом для глушения и отрегулировать давление в штуцере в соответствии с графиком давлений в бурильной трубе. ·        Когда раствор для глушения достигнет глубины нахождения долота, поддерживать скорость насоса на уровне, необходимом для глушения, и отрегулировать давление в штуцере так, чтобы оно соответствовало конечному давлению в бурильной трубе до выхода раствора для глушения.·        Подводное оборудование - удалить газ, скопившийся в блоке противовыбросовых превенторов, заместив раствор в водоотделяющей колонне раствором для глушения. Открыть превентор и проверить скважину на приток. Привести в норму параметры раствора

18.

19.

20.

21.

22. Геологические и технологические причины флюидопроявлений.

В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойного давления над пластовым. Даже незначительное поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье.

Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться:

-Капилярный переток(обусловлен капиллярным противотоком при поступлении фильтрата раствора в пласт)

-Переток за счет осмоса(при осмотическом перетоке флюидов через фильтрационную корку не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности)

-Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой(обломки выбуренной породы выносимые раствором на поверхность содержат пластовые флюиды)

-Гравитационное замещение(гравитац-е замещение бурового раствора пластовыми флюидами возможно только при наличии в породе вертикальных трещин с раскрытием более 2 мм. Кроме того, такое замещение происходит при равенстве забойного и пластового давлений)

-Диффузия газа

-Контракционный и фильтрационно-депрессионный эффекты.

23. Методы борьбы с потерей циркуляции бурового раствора.

Поглощения начинаются при условии что вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим.

Опыт борьбы с поглощениями показал, что одним из эффективных способов ликвидации поглощений является закупорка поглощающих каналов с помощью наполнителей(дешевые – хромовая стружка, резиновая крошка, древесные опилки. Афрон, комальтанты, использование пен, гелей, использование перекрывающих устройств, установка цементных мостов).

Кольматация – перекрытие поровых каналов.

Нарушение колонны - раствор уходит в межколонное пространство (производятся РИР)

24. Признаки поглощения бурового раствора в скважине.

Факторы влияющие на поглощение бурового раствора:

-Геологические факторы – тип поглощающего пласта, мощность, глубина залегания

-Технологические факторы – количество и качество подаваемого в скв. бурового раствора

Признаки

-Потеря циркуляции

-снижение давления в скважине по сравнению с пластовым. Это приводит к движению жидкости из пласта в скважину.

-повышенная скорость бурения, провалы

25. Мероприятия по предупреждению поглощения бурового раствора.

-Регулирование реологических параметров раствора

-Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов и недопущение расхаживания инструмента

-Улучшение конструкции скважин для избежания воздействия утяжеленных растворов

-Уменьшение подачи бурового раствора до 8-15 м/с при одновременном вводе различных наполнителей, размер частиц которых выбирается в зависимости от размеров каналов поглощения.

26. Мероприятия по ликвидации поглощения бурового раствора.

-Использование пен

-Использование перекрывающих устройств

-Установка цементных мостов

-Ввод наполнителей(дешевые – хромовая стружка, резиновая крошка, древесные опилки. Афрон, кольматанты)

27. Осложнения при бурении в условиях многолетнемерзлых пород, методы их предупреждения

Естественная температура мерзлых пород колеблется от 0 до -2,5 С

При бурении в интервалах распространения ММП сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком бурового раствора. Это приводит к интенсивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород. В разрезах ММП обычно наиболее неустойчивы породы четвертичного возраста в интервале 0-200 м. В результате сильного кавернообразования кондукторы во многих скважинах не были спущены до проектной глубины.

Цементирование в таких породах зачастую одностороннее, а цементное кольцо не сплошное. Это может являться причинами для образования грифонов и межколонных перетоков.

Буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП, в результате чего связанность частиц породы друг с другом нарушается, стенка скважины теряет устойчивость и разрушается.

Предупреждение осложнений в ММП(основная проблема-кавернообразование):

-Использовать для бурения охлажденные до температуры плавления льда буровые растворы

-Свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед

-Соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины.