11-01-2016_19-30-26 / All_O&A

2) ГНВП при потере базы (разрушении)

-герметизация устья

-подземные работы

бурение боковых направленных скважин и задавка через них, заливка , увелич отбор из пласта; подземный ядерный взрыв (смещение пластов).

11. Современные классификации поглощений промывочных жидкостей. Назначение, классифицирующие признаки.

12. КАКИМ ОБРАЗОМ КОНТРОЛИРУЕТСЯ И РЕГУЛИРУЕТСЯ ВЕЛИЧИНА ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ФОНТАНА ЗАКАЧКОЙ УТЯЖЕЛЕННОГО РАСТВОРА

Глушение фонтана закачкой утяжеленного раствора при наличии исправного ПВО. Наличие исправного ПВО позволяет вести глушение при Рзаб >Рпл,

т.е. при отсутствии нового притока пластового флюида. Закачка бурового раствора может производиться через бурильные трубы или через специально пробуренную наклонную скважину, забой которой с помощью гидроразрыва имеет сообщение со стволом фонтанирующей скважины. В процессе нагнетания бурового раствора забойное давление будет определяться выражениями

- если фонтан был газовым

где Нр – высота столба бурового раствора в кольцевом пространстве.

Из обоих выражений следует, что для поддержания забойного давления на постоянном уровне по мере увеличения столба бурового раствора Нр давление на устье должно уменьшаться, для чего сечение устьевого штуцера f должно постепенно увеличиваться. Если глушение производится раствором с недостаточной плотностью

Следует обратить внимание, что изменение Ру и сечения устьевого штуцера F при глушении фонтана противоположно изменению Ру и F при вытеснении порции газа промывкой.

Глушение фонтана закачкой утяжеленного раствора при отсутствии устьевого оборудования

При этом способе в процессе глушения в скважину поступают одновременно и пластовый флюид и буровой раствор. Необходимо определить темп нагнетания бурового раствора, при котором система «скважина-пласт» не сможет работать. Для этого составляется система уравнений, описывающих аварийный объект, и ищутся такие исходные условия, при которых система не имеет решения. При этом используется следующее правило.

Если система уравнений, описывающих какой-либо объект, при данных исходных параметрах не имеет решения, это означает, что объект при этих параметрах работать не может.

Аварийная фонтанирующая скважина может быть описана двумя уравнениями: - уравнением, описывающим продуктивный пласт (характеристика пласта) и уравнением, описывающим собственно скважину (характеристика скважины).

Характеристика пласта есть зависимость дебита пластового флюида от величины забойного давления и выражается уравнением

где А - коэффициент продуктивности скважины; а=2 для газового и а=1 для нефтяного пласта.

Характеристика скважины есть зависимость забойного давления от величины дебита пластового флюида и расхода нагнетаемого бурового раствора,

Pз=f(Qпл, Qp) (5)

Решение системы (4) и (5) обычно ищется графическим способом.

13. Прихваты, причины, способы предупреждения и ликвидация.

Прихватом считается непредвиденное при сооружение скважин явление характериз. потерей подвижности колонны труб и скважин приборов, которая не восстанавливается после приложения максимально допустимых с учетом запаса прочности нагрузок.

Все прихваты подразделены на 3 группы:

1) Прихваты под действ. ∆Р м-у гидравл. и пласт. давлениями. При этом под действием ∆Р бур. колонна прижим. к стенке скв. и при наличии на ней глин. корки труб вдавлив. в нее, а силы трения исключ. перемещение. Трубы прилипают в интервалах залегания проницаемых пород. Определение верхней границы прихвата (свободной части колонны) с помощью формул.

бурильных замков (приним= 1,05)

Однако расчетным путем не всегда можно опред. верхнюю границу, поэтому необходимо находить ее с помощью геофизических приборов.

2)Прихваты за счет заклинивания колонны при движении ее в скважине. Заклинивание происходит в суженных интервалах ствола и желобных выработках. Кроме того, заклинивание происходит из-за попадания посторонних предметов и из-за оседшего шлама. Причины:

-сужение диаметра скважин за счет изнашивания долота -неприменение мер по ликвидации желоба - игнорирование проведения профилеметрии -работа с неисправным инструментом

-неполная очистка забоя или бурение без выхода циркуляции -нарушение режимов проработки и промыв скважин -винтовая нарезка породоразрушающего инструмента

3)Прихват из-за сужения ствола скважины при оседании шлама, обвала, течение пород, сальникообразование. Причины:

-обвалы в глинистых породах в следствии их способности быстро набухать под действием фильтра, -резкие колебания Р, -низкое гидростатическое Р ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ:

1)правильно выбирать тип и параметры бур. раствора 2)нельзя допускать отклонение от установленной плотности более чем на 0.02 г/см³ 3)необходимо использовать смазочные добавки

4)непрерывно вести контроль за циркуляцией пром. жидкости и содержанием шлама 5)нельзя оставлять колонну без движения в открытой части ствола 6)перед спуском нов. долота при доведении до проектной глубины необходима проработка.

МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ:

1)могут реализоваться силами бур. бригады: -расхаживание -отбивка ротором

-гидровибрирования за счет снятияклапана на насосе -снизить уровень жидкости( понижение ∆Р в месте прихвата)

2)Без разделения колонны:

-обратная промывка, -ванны: водяные (эффект ↓∆Р ), нефтяные (смазочная способность), кислотные (карбонатные породы), -установка на устье вибраторов, -тарпеда (эффект волны)

3)Развинчивание и подъем:

-натяжение и раскручивание ,-натяжение и тарпедирование, -ЯСС, -спуск компоновки с испытателем пластов, -обуривание

14.ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ АНОМАЛЬНЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ, ИХ ПРЯВЛЕНИЕ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

- повышение пластовой плотности по сравнению с гидростатическим в ряде случаев может быть обусловлено тектоническими силами, приведшими к росту складок после формирования залежей и в связи с этим к уменьшению глубины залегания нефтенасосных пластов, сохранивших первоначальное пластовое давление. Аномально повышенное давление может быть также следствием связи данного пласта по тектоническим трещинам с нижележащим газоносным пластом, обладающим высоким пластовым давлением. Наконец, АВПД может быть вызвано большой высотой газовой залежи, т.к. давление во всей залежи определяется в основном величиной пластового давления в зоне контакта газ-вода. Если, например, газоводяной контакт залегает на глубине 1500 м и наивысшая точка газоносного пласта расположена на глубине 1000 м, то в сводовой части залежи пластовое давление будет превышать гидростатическое в 1,5 раза. При бурении АВПД проявляется по следующим признакам:

-резкое увеличение скорости проходки ствола в глинистых породах при неизменном режиме бурения -постепенное снижение, а затем резкое повышение Т из скв. бур. р-р

-увеличение бур. р-ра в емкостях в результате поступления -снижение объема доливаемого р-ра по сравнению с объемом извлеченных из скв. труб при подъеме инструмента

АНПД приурочиваются в верхней части разрезов воздымающихся регионов, где пласты подвергнуты физическому и химическому выветриванию, размыты и переотложены в пониженные участки земной коры. Область прогибания часто вовлекается в воздымание, и верхняя часть разреза подвергается размыву. Разгрузка пород от геостатического давления приводит к расширению их пустотного пространства за счет деформаций скелета. По указанным причинам давл. в верхней части разреза могут установиться аномально низкими. Вследствие того, что насыщающие поры пород воды имеют низкую сжимаемость, упругое увеличение объема скелета и пор породы сопровождаются резким снижением пластового давления, если пласты имеют слабую гидродинамическую связь с областью разгрузки или выше-и ниже нележащими породами. Снижение Т также способствует возникновению АНПД.

15. Гидродинамические методы исследования поглощающих пластов(технология проведения, обработка результатов).

Данные о строении поглощающего пласта, его толщине и местоположении, интенсивности поглощения, величине и направлении перетоков м.б. получены гидродинамическими методами исследования.

Осн. цель ГДИ – получение индикаторной диаграммы, которая позволяет определить коэффициент приемистости пласта, оценить размеры поглощающих каналов. Исследования проводят при установившихся и неустановившихся режимах фильтрации

жидкости.

Исследование на установивщихся режимах:

Метод установившихся закачек (Нст>30м). Жидкость с заданным минимальным расходом закачивается в скважину до установления определенного уровня. Фиксируется значение расхода и положение уровня, затем меняется расход и ж-ть закачивается до установления нового положения уровня. Меняя режим закачки ж-ти, получают различные перепады давления, по которым строится индикаторная линия.

Метод уставившихся нагнетаний (Нст≤30м). устье скважины герметизируется, и в нее закачивается ж-ть с постоянным расходом до установления определенного давления. Режим считается установившимся, если Р и Q остаются постоянными в течение 10-15мин. Затем меняют расход и постоянства нового значения давления(измеряют путем глубинного манометра).

Исследование должно проводиться не менее, чем при 3х режимах. Создаваемые перепады давления должны отличаться

один от другого в 1,5-2 раза. Измерения продолжаются до

наступления равновесия в скважине.

Метод установивщихся отборов(при переливе жидкости из скв.)Устье скв герметизируется и определяется давление, под действием которого жидкость переливается из скв.Затем жидкость отбирают из скважины при различных установивщихся давлениях. Полученные знач. установ. Р и соот. им знач. Q жидкости используются для построения

индикаторной линии. минус- могут быть искажения за счет влияния вышележащих

пластов.

Исследование ПП с помощью пакера – используется пакер, устанавливаемый над зоной испытании, там самым отсекается влияние вышележащих пластов.Нет искажения индик. диаграммы. Также присутствует глубинный манометр.

К неустановившимся методам исследований относится прослеживание за снижением уровня(давления) ж=ти в скважине (Нст>30м). скважина зполняется жидкостью до устья, затем долив прекращается и замеряется время падения уровня через каждые 5 или 10 метров. Измерения продолжаются до наступления равновесия в скважине, т.е. когда уровень ж-ти достигнет статического положения.

Снижение уровня во времени замеряется с помощью уровнемера или зафиксировано с

помощью глубинного манометра в виде кривой измерения давления.

Прослеживание за подъемом уровня после «мгновенного» его снижения. При Нст<=30м, спускают трубы с заглушкой, которая на определенном уровне разрушается.Уровень жидкости резко падает, из пласта поступает флюид.

Минус-могут работать не только исследуемые пласты.

Зависимость кол-ва поглощающей ж-ти от избыточного можно определить из формулы Стрекера:

Q = k p m , где

k-коэф. приемистости пласта;

m- показатель степени, характеризующий режим фильтрации (m=0,5…2) 0,5 – для трещиноватой и кавернозной среды; 1 – для среднепористой среды; 2 – для мелкопористой среды.

Во всех случаях мы получаем индикаторные диаграммы. Угол наклона кривой показывает коэф. продуктивности, используя который можно определить диаметры каналов.

Также можно воспользоваться характерными индикаторными зависимостями ПП. По ним можно определить:

-интенсивность поглощения -раскрытость каналов -коэф. приемистости -характер поглощения

16. Осложнения при бурении в многолетнемерзлых породах и меры их

предупреждения.

При бурении в интервалах распространения ММП в результате совместного физикохимического воздействия и эрозии на стенки скважины сцементированные льдом песчаноглинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком бурового раствора. Это приводит к интенсивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород.

Наиболее интенсивно разрушаются породы с низким показателем льдистости и слабоуплотненные породы. Теплоемкость таких пород невысокая, и поэтому их разрушение происходит существенно быстрее, чем пород с высокой льдистостью.

Из-за наличия в открытом стволе скважины БР, а в ММП — поровой жидкости с определенной степенью минерализации наступает процесс самопроизвольного выравнивания концентраций под действием осмотического давления. В результате этого может происходить разрушение мерзлой породы. Если БР будет иметь повышенную по сравнению с поровой водой концентрацию какой-нибудь растворенной соли, то на границе лед — жидкость начнутся фазовые превращения, связанные с понижением температуры плавления льда, т.е. начнется процесс его разрушения. А так как устойчивость стенки скважины зависит в основном ото льда, как цементирующего породу вещества, то в этих условиях устойчивость ММП, слагающих стенку скважины, будет потеряна, что может явиться причиной осыпей, обвалов, образования каверн и шламовых пробок, посадок и затяжек при СПО, остановок спускаемых в скважину ОК, поглощений буровых промывочных и тампонажных растворов.

Если степени минерализации БР и поровой воды ММП одинаковы, то система скважина

— порода будет находиться в изотоническом равновесии, и разрушение ММП под физико-химическим воздействием маловероятно.

По мере растепления прискважинной зоны ММП освобождается часть ее порового пространства, куда также может фильтроваться промывочная жидкость или ее дисперсионная среда. Этот процесс может оказаться еще одним физ-хим фактором, способствующим разрушению ММП. Он может сопровождаться осмотическим перетоком жидкости из скважин в породу, если концентрация какой-нибудь растворимой соли в жидкости ММП больше, чем в жидкости, заполняющей ствол скважины.

Таким образом, для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП, буровой промывочный раствор должен отвечать следующим основным требованиям:

обладать низким показателем фильтрации; содержать количество солей, равновесное с жидкостью в ММП;

обладать способностью создавать на поверхности льда в ММП плотную, непроницаемую пленку; обладать низкой эрозионной способностью;

иметь низкую удельную теплоемкость; образовывать фильтрат, не создающий с жидкостью породы истинных растворов;