- •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
7.11.5 Характеристика методів глушіння проявів
Метод бурильника
Це класичний і найпростіший метод, найширше поширений; він забезпечує швидке відновлення циркуляції і полягає у витісненні пластового флюїду з кільцевого простору за допомогою циркуляції бурового розчину початкової густини бр з подальшою заміною його розчином необхідної густини .
Припустимо, що:
− флюїд, що поступає, представлений газом;
− продуктивність насоса Qглуш є зниженою;
− втрати тиску Ркп і Ршт дин нікчемні і вважаються рівними нулю;
− робота йде з таким запасом безпеки Ррепр, щоб Рвиб = Рпл+ DРрепр.
− DРбр представляє втрати тиску в МПа, отримані в свердловині (усередині бурильних труб і кільцевого простору) при циркуляції бурового розчину з густиною і при зниженій продуктивності насоса Qглуш.
А) Відновлення циркуляції
Контрольованою величиною на цьому етапі буде служити тиск на гирлі кільцевого простору.
Якщо бурильна колона не оснащена “герметичним” зворотним клапаном і спостереження за тиском дозволяє оцінити Ркп1 і Рбк1 , процедура зводиться до наступного:
• повільний і поступовий запуск насоса бурильником, який інформує оператора на дроселі;
• операторові на дроселі слід чекати, поки тиск на гирлі в кільцевому просторі досягне
Ркп1 + DРрепр; (7.46)
• підтримувати Ркп1 + DРрепр на дроселі з поступовим його відкриттям до досягнення насосом витрати Qглуш;
• з виходом насоса на режим Qглуш стежити за показами манометра на стояку Рпоч1 і порівнювати їх з наперед розрахованим теоретичним тиском
Рпоч1= DРбр + Рбк1 + DРрепр (7.47)
Після перевірки всіх параметрів свідчення манометра може перевищувати розрахункову величину з незначним відхиленням.
Відновлення циркуляції є, поза сумнівом, найбільш складним етапом управління свердловиною. Він повинен здійснюватися поволі, поступово і за умови повної координації між бурильником і оператором на дроселі.
Б) Видалення газу з свердловини
Оскільки відновлення циркуляції продовжується всього декілька хвилин, зазвичай вважається, що даний етап видалення газу з свердловини відповідає циркуляції при сталому режимі роботи насоса.
Принцип і процедура:
Як ми вже знаємо, у всіх випадках, коли гідростатичний тиск в кільцевому просторі змінний, контрольованою величиною на цьому етапі служитиме тиск нагнітання.
Оскільки етап відновлення циркуляції дає нам величину Рпоч1, яка дозволяє забезпечити Рвиб = Рпл+ DРрепр, операції, які необхідно провести, будуть дуже простими:
• бурильник повинен підтримувати витрату Qглуш постійним;
• оператор на дроселі повинен дроселювати потік для збереження постійного тиску Рпоч1 до повного видалення газу.
Висновок: Вимивання газу здійснюється з постійною витратою і при постійному тиску нагнітання Рпоч1 , рівному Рбк + Рбк1 + DРрепр .