- •Розділ 7
- •7. 1 Основні поняття і визначення
- •7.2 Тиск в свердловині і навколостовбурному просторі
- •Гірський (геостатичний) тиск, Ргс – тиск, обумовлений вагою вищезалягаючих гірських порід
- •Гідростатичний тиск. Тиск в свердловині, що створюється стовпом бурового розчину, називається гідростатичним Ргст, і може бути визначено з виразу
- •Поровий тиск - це тиск, що створюється флюїдом (вода, газ, нафта або їх суміш) на стінки пор гірської породи.
- •Якщо диференціальний тиск менше 0, то такий процес називається бурінням з депресією на пласт.
- •Тиск гідророзриву породи, Ргр– тиск в свердловині (Рс − гідростатичний плюс гідродинамічний, динамічний), при якому відбувається розрив масиву породи і утворення в ній штучних тріщин.
- •− Глина з прошарками пісковиків 0,33-0,4
- •7.3.1 Осипання та обвалювання стінок свердловини
- •Основні причини осипань та обвалювань стінок свердловини:
- •Характерними ознаками осипань і обвалювання порід є:
- •Негативні наслідки від осипань і обвалювання порід наступні:
- •Очевидно, що для попередження нестійкості стінок свердловини, необхідно понизити вплив чинників, що приводять до цього.
- •Ліквідація осипань і обвалювань порід:
- •7.3.2 Ускладнення при бурінні вічномерзлих порід
- •7.3.3 Звуження стовбура свердловини
- •Причини звуження стовбура свердловини:
- •Ознаками звуження стовбура свердловини є:
- •Негативні наслідки від звуження стовбура свердловини:
- •Заходи попередження звуження стовбура свердловини
- •7.3.4 Особливості буріння в сольових відкладеннях
- •Для попередження ускладнень, пов'язаних з пластичною текучістю солей, необхідно:
- •Ліквідація звуження стовбура свердловини
- •7.3.5 Жолобоутворення
- •Характерні ознаки:
- •Наслідки:
- •Заходи щодо попередження жолобоутворення наступні:
- •7.4 Поглинання бурового розчину
- •Під поглинанням розуміються неконтрольований процес відтоку розчину в природні або штучно створені канали у стінках свердловини.
- •Основні ознаки поглинання наступні:
- •По інтенсивності поглинання підрозділяються на:
- •Негативні наслідки від поглинання:
- •7.4. 1 Методи дослідження поглинаючих горизонтів
- •Геофізичні методи дослідження поглинаючих горизонтів
- •Гідродинамічні методи дослідження поглинаючих горизонтів
- •Прямі методи дослідження поглинаючих горизонтів
- •7.4.2 Попередження поглинань
- •7.4.3 Ліквідація поглинань
- •Ліквідація поглинань за допомогою тампонажних сумішей
- •Способи доставки тампонажних сумішей в зону поглинання
- •Технічні засоби, використовувані для підвищення ефективності тампонажних робіт
- •Ліквідація поглинань за допомогою вибуху
- •7.5 Газонафтоводопрояви
- •7.5.1 Причини флюїдопроявів
- •(З часом) на випадок осідання твердої фази розчину
- •Меншою густиною, ніж густина бурового розчину
- •І в'язкої (в, г) рідин при переміщенні колони труб у свердловині
- •7.5.2 Поведінка газу в буровому розчині
- •7.5.3 Основні ознаки гнвп
- •7.5.4 Попередження газонафтоводопроявів
- •7.6 Обладнання устя свердловини
- •7.6.1 Колонні головки
- •7.6.2 Схеми монтажу оп
- •7.6.3 Превентори
- •7.6.3.1 Плашковий превентор
- •9 10 1−Корпус;2−ущільнення кришки;3−гвинт;4−бокова кришка превентора;5−привідний гідроциліндр;
- •6−Поршень; 7,8−маслопроводи; 9−гумове ущільнення плашки;10−корпус плашки;11−шток
- •7.6.3.2 Універсальний превентор
- •1−Кришка; 2−ущільнювач; 3−корпус; 4−плунжер;5−ущільнювана манжета;6−внутрішня направляюча втулка
- •7.6.3.3 Обертовий превентор (дивертер)
- •7.6.3.4 Внутрішньо-свердловинні перекриваючі пристрої
- •1− Пружина; 2−диск ущільнення клапана; 3− клапан; 4− корпус;
- •7.6.4 Циркуляційна хрестовина
- •7.7 Маніфольд
- •1 − Зворотний клапан; 2 − дросель з гідроприводом; 3 − датчик тиску; 4 − манометр;
- •5 − Буферний резервуар; 6 − засувка з ручним приводом; 7 − дросель з ручним приводом;
- •8 − Хрестовина; 9 − корінна засувка з гідроприводом
- •Дросель з дистанційним управлінням
- •1 − Труба для відведення газу;2 − відбивач; 3 − кожух верхній;4 − тарілка; 5 − кожух нижній;
- •6 − Днище; 7 − фланець глухий; 8 − кран;9 − труба;10 − фланець
- •7.8 Керування оп
- •7.9 Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин
- •При перфорації, освоєнні і дослідженні свердловин та геофізичних роботах
- •7.9.8 При бурінні, спо, промиванні та інших технологічних процесах з метою запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин необхідно враховувати ще й наступне:
- •Свердловини з глибини 3500м з відкритим устям
- •7.10 Дії бурової бригади при проявах
- •7.11 Методи ліквідації проявів
- •7.11.1 Загальні принципи
- •7.11.2 Закриття свердловини
- •7.11.2.1 При бурінні свердловини
- •7.11.3 Спостереження за тиском закритої свердловини
- •Свердловини (випадок припливу газу із пласта з доброю проникністю)
- •7.11.4 Перші розрахунки після виникнення прояву флюїду
- •Вимірювання Рбк1 у разі наявності зворотного клапана в колоні труб
- •Оцінка ризику гідророзриву пласта при закритті свердловини
- •Визначення запасу безпеки Ррепр
- •Основний принцип управління свердловиною
- •Основи створення вибійного тиску Рвиб
- •Основи управління вибійним тиском Рвиб
- •Прийоми управління флюїдопроявом
- •Циркуляція при сталому режимі роботи насосів
- •Зупинка циркуляції
- •Тиск нагнітання насосів
- •7.11.5 Характеристика методів глушіння проявів
- •Метод бурильника
- •А) Відновлення циркуляції
- •Б) Видалення газу з свердловини
- •Тиск в кільцевому просторі Ркп в процесі вимивання газу
- •В) Нагнітання бурового розчину з необхідною густиною
Способи доставки тампонажних сумішей в зону поглинання
Залежно від термінів тужавіння, які у свою чергу залежать від інтенсивності поглинання, використовуються наступні способи доставки тампонажних сумішей в свердловину.
Суміш готуватися на поверхні і в готовому вигляді закачується в свердловину по бурильних трубах за допомогою бурових насосів, або цементувальних агрегатів. Не дивлячись на застосування різних буферних рідин, відбувається змішування тампонажних сумішей з буровим розчином. В результаті якість тампонування істотно знижується. Проте із-за простоти цей спосіб знаходить найбільше розповсюдження.
Останнім часом для запобігання перемішування тампонажної суміші з буровим розчином необхідно над зоною поглинання встановити пакер. У разі потреби пакер встановлюється і під інтервалом ізоляції. При установленні пакера є можливість повного протискування тампонажної суміші в поглинаючий горизонт.
Основним елементом пакера є гумова оболонка, що деформується в радіальному напрямі, внаслідок чого вона щільно прилягає до стінок свердловини і відбувається роз'єднування стовбура. Деформація оболонки (розкриття пакера) здійснюється під дією ваги колони бурильних труб або тиском бурового розчину. В даний час відома безліч конструкцій пакерів, які можна підрозділити на витягувані і розбурювані. Перші після спуску в свердловину розкриваються тим або іншим способом, потім закачується тампонажна суміш. Далі колона бурильних труб піднімається вгору, при цьому пакер повертається в початкове положення. В процесі підйому інструменту коливання тиску в свердловині передаються на тампонажну суміш, що може погіршити результати ізоляції поглинаючого горизонту. Розбурювані пакери у верхній частині мають ліве різьблення. Після закачування суміші в свердловину колона бурильних труб обертається вправо, пакер від'єднується, і колона піднімається. Після ОТЦ пакер і цементний стакан розбурюються.
Суха суміш з тампонажних матеріалів і прискорювачів схоплювання упаковується в поліетиленові мішки відповідного діаметру і в трубному контейнері опускаються в свердловину. У зоні поглинання потоком бурового розчину мішки виштовхуються з контейнера, а обертанням колони труб розриваються, і суміш перемішується з рідиною свердловини. В результаті відбувається тужавіння суміші.
Доставка компонентів окремо один від одного по трубах і перемішування їх в свердловині.
Цей спосіб має декілька різновидів:
• доставка по двох колонах труб. Цей спосіб вимагає великих витрат часу і тому застосовується рідко;
• послідовне нагнітання компонентів по одній колоні труб з розділенням їх буферною рідиною. В цьому випадку суміші перемішуються з буровим розчином і погано між собою;
• закачування тампонажного розчину по трубах і по них же закачування прискорювача тужавіння (затверджувача) в поліетиленових мішках завдовжки до 0,5 м відповідного діаметру. У низу колони труб вбудовується ножі для розрізання мішків.
Доставка суміші в спеціальних тампонажних снарядах. Такі снаряди містять дві камери, в яких знаходяться тампонажний матеріал і прискорювач тужавіння (затверджувач). Після спуску в свердловину потоком бурового розчину компоненти з снаряда видавлюються в свердловину і перемішуються.