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

быть гидрофобным к поверхности льда.

Бурящаяся скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физикохимическое взаимодействие. Чаще наиболее мощным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие скважинного флюида на состояние мерзлой породы.

Имеющий обычно положительную температуру буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП, в результате чего связность частиц породы друг с другом нарушается, стенка скважины теряет устойчивость и разрушается под действием несбалансированного горного давления и эрозии движущейся промывочной жидкостью.

Проблемы сооружения скважин в районах распространения ММП порой не прекращаются после их закрепления колонной (кондуктором). При длительных остановках или при использовании охлажденных ниже 0"С БР происходит обратное промерзание растепленных скважиной ММП и БР, находящегося в кавернах. В результате промерзания и связанного с ним увеличения объема промерзающего материала с водой возникает огромное, неравномерное по периметру внешнее давление на обсадные трубы, приводящее в ряде случаев к их слому.

Для того, чтобы запроектировать эффективные меры профилактики осложнений при сооружении скважин, необходимо в каждом конкретном случае решить ряд задач:

1.Выбрать тип и компонентный состав бурового промывочного агента в соответствии с геолого-техническими условиями бурения, при использовании которого было бы сведено

кминимуму отрицательное воздействие его на ММП.

2.Определить границы колебаний температуры в сооружаемой скважине в зависимости от температуры промывочного агента на дневной поверхности.

3.Оценить степень деградации окружающих скважину ММП под воздействием

бурового промывочного агента, в первую очередь такую характеристику, как радиус протаива-ния ММП вокруг скважины.

4.Выбрать метод и систему регулирования температуры в скважине, позволяющую свести к минимуму растепления околоствольной зоны ММП.

5.Выбрать прочностные характеристики крепи скважины с учетом нагрузок, обусловленных как течением растепленных пород, так и их обратным промерзанием в результате восстановления отрицательной температуры в скважине.

17 Признаки поступления пластовых флюидов в свк.ину при бурении.

Поступ. пласт. флюидов в ствол бурящейся скв. опред. образом отраж. на гидравл. харках циркул-го потока и свойствах бр, выход. из скв.. Возникающие при этом на поверх. сигналы или признаки проявлений обладают различ. значимостью в зависим. от инф-ти, времени поступления и инт-и притока флюида.

Практикой бурения установлены следующие признаки газонефтеводопроявлений. Увеличение механической скорости. Устойчивое самопроизв. увелич. мех. скор.

может служ. признаком углубл. скв. в зону АВПД с постоянным нарастанием порового

давления в проходимых глинистых породах.

Увеличение скорости потока (расхода) бурового раствора на выходе из свк.ины.

В результате ограничения потока бурового раствора в скважине жесткими стенками поступление пластового флюида вызывает увеличение скорости, а следовательно, и расхода движущейся впереди жидкости.Разность объемных скоростей на входе и

выходе из свк.ы измеряется дифференциальными расходомерами.

Газирование бурового раствора. Насыщение бурового раствора газом может происходить по различным причинам — как связанным, так и не связанным с недоуравновешенностью пластового давления в свк.е.Выход из свк.ы газированного раствора, сопровождающийся повышением уровня в приемных емкостях, требует повышения плотности бурового раствора и принятия мер по ликвидации начавшегося

проявления.

Изменения давления на буровых насосах. Плотность пластовых флюидов,

поступающих во время проявления в свк.у, ниже плотности БР. В связи с этим существовавший ранее баланс Р в КП и БТ нарушается. Особенно это характерно для газопроявл.. Но поскольку КП и БТ представляют систему сообщающихся сосудов, то происходит новое перераспределение давлений за счет снижения давления на буровых

насосах.

Объем доливаемого и вытесняемого раствора при спуско-подъеыных операциях.

Известно, что бол-во ГНВП и выбросов связано со СПО, во время которых снижается давление на забой и становится возможным поступление пластовых флюидов в свк.у. Проявл., начавшееся в процессе подъема БК, распознается по уменьшению объема БР, доливаемого в свк.у, по сравнению с объемом металла БТ, извлекаемых из свк.ы, и объемом БР, остающегося на внутренних стенках труб в виде пленки. В процессе спуска БК или ОК признак проявления — увеличение объема БР в приемной емкости против расчетного объема вытеснения. Если вытесняемый объем превышает расчетный и в свк.е не прекращается перелив, то это свидетельствует о поступлении пластового флюида в ствол свк.ы. Объем вытесняемой жидкости при спуске труб можно контролировать по объему* бурового раствора в одной из приемных емкостей (остальные должны быть отключены от желобной системы). Увеличение объема в приемной емкости на 1 м3 по сравнению с контрольным объемом указывает на начало проявления. Объем вытесняемой жидкости сверяется с контрольным после спуска каждых 10 свечей.

Изменение показателей свойств бурового раствора. При поступлении пластового флюида в ствол бурящейся свк.ы происходит изменение показателей свойств БР: плотности, водоотдачи, вязкости, СНС и ДНС, удельного сопротивления, концентрации хлоридов и др. Указанные здесь признаки имеют значение при слабых проявлениях, когда приток из пласта длительное время остается ниже разрешающей способности установленных средств распознавания выбросов иди при их отсутствии. Следует иметь в виду, что причиной отклонения свойств БР от заданных значении могут быть и другие факторы. Поэтому более достоверно судить о проявлении можно по изменению нескольких показателей одновременно. Это следует также из того, что информативность перечисленных показателей различна.Информация об изменениях показателей свойств БР поступает на поверхность с запаздыванием на время, требующееся для продвижения забойных пачек к устью свк.ы.

18. Метод «ожидания и утяжеления» (область применения, правильная последовательность действий, необходимые расчеты)

19 Способы ликвидации поглощений ПЖ и их классификация. Выбор способа.

Способы ликвидации:

1) Изоляции проницаемых пластов быстросхватывающимися смесями с транспортировкой их компонентов в зону поглощения

2)Изоляция поглощающих горизонтов с полным вытеснением тампонажной смеси в пласт

3)Изоляция зон поглощения с помощью перекрывающих устройств

4)Изоляция зон поглощения тампонажными смесями с использованием специальных ободочек или обсадных колонн

5)Изоляция зон поглощения с помощью взрыва

6)Изоляционные работы с пакерами

7)Изоляция зон поглощения с помощью наполнителей

Добавление в БР различных наполнителей предотвращает проникновение его в пористые и в мелкотрещиноватые породы. Бурят с наполнителем без работающих механизмов для очистки БР. После ликвидации поглощения наполнитель удаляется пропуском раствора через вибросита.

Борьба с полым поглощением БР. В тех случаях, когда с переходом на новый вид БР и при работах с растворами, содержащими наполнитель, поглощение не удалось ликвидировать, то в скважину закачивают тампонажные материалы.

К тампонажным смесям предъявляются требования:

•обладать хорошей текучестью;

•плотность смеси должна быть близкой к плотности БР.

Изоляция с помощью перекрывающих устройств. При этом способе зону перекрывают ОК длиной 300-400 м. Используется когда породы устойчивы и бурение не продолжительно.

20. Непрерывный метод ликвидации проявления (область применения, правильная последовательность действий, необходимые расчеты)

21 ОСОБЕННОСТИ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ ВСКРЫТИИ НЕСКОЛЬКИХ ПОГЛ. И ПРОЯВЛ. ПЛАСТОВ.

При сооружении скважины в отдельных случаях, после вскрытия одного или нескольких проницаемых пластов возникает необходимость частичного пли полного замещения одной жидкости другой, у которой выше плотность, иные реологические параметры. Для предупреждения поглощения в подобных случаях необходимо оценить подготовленность ствола скважины к замещению жидкостей. Подготовленность ствола скважины оценивают путем его опрессовки на давление, которое ожидается в скважине при выполнении названных операций.

Если в разрезе имеется несколько зон поглощений, то, не прекращая бурения для изоляции каждой зоны, при возможности вскрывают (отсутствие между ними пласта с высоким давлением) все эти зоны. Для выбора способа закрытия поглощающих зон при достаточно хорошо изученном разрезе ограничиваются наблюдениями за скоростью изменения уровня в приемной емкости при промывке и выносом шлама, сопоставляя их с геологическими данными и результатами работ в соседних скважинах.

Для ликвидации частичных поглощений промывочной жидкости в ряде случаев достаточно повысить вязкость промывочных жидкостей, перейти с промывки водой на промывку ЕКР, облегченным глинистыми и нефтеэмульсионными растворами (р -0,9-1,15 г/см*). При высокой вязкости растворов возрастает сопротивление проникновению их в поглощающий пласт, увеличивается необходимый для этого перепад давления, а при облегчении растворов снижается гидростатическое давление.

22. Ликвидации газонефтепроявлений при наличии базы.

Сущ-ет 3 способа ликвидации ГНВП:

I.метод бурильщика;

II.метод «ожидания и утяжеления»;

III.непрерывный метод.

При ликвидации ГНВП первым этапом для всех 3х методов явл-ся закрытие устья и измерение давление в трубах и в затрубье Р1 и Р2, плотность БР ( ρ1 ) известна

ρФ = Р1 − Р2 + ρ1 gh

если ρФ -плотность флюида;

ρ2 =1000…1200,то вода;

ρ2 =600…800,то нефть;

ρ2 ≤400,то газ.

при закрытии устья осущ-ся след. операции:

1)немедленно прекращается углубление скважины;

2)поднимается рабочая труба так, чтобы замковое соединение с бур.трубой находилось напротив головки ключа АКБ;

3)останавливаются насосы;

4)открывается гидравлическая задвижка на рабочую линию, ведущую через дроссель, вертикальный дегазатор в желоб циркуляционной системы;

5)закрывается превентор (предпочтительней универсальный);

6)медленно закрывается дроссель. I. Метод бурильщика:

1й этапудаляется пачка флюида из скважины раствором прежней плотности. 2й этапзаменяется расвор на более тяжелый.

II. Метод «ожидания и утяжеления». при этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем р-ра до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение. Этот способ весьма опасен, т.к. всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины изб. давление, что может привести к разрыву колонны или ГРП. Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата БК.

III. Непрерывный метод. при этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении БР, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности БР до значения, необходимого для равновесия в скважине. этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении БР – и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

23 Способы ликвидации газонефтепроявлений при отсутствии базы.

Впервую очередь, для предупреждения открытого фонтанирования на устье скважины устанавливается база, т. е. противовыбросовое оборудование, но перед этим если буровое сооружение

разрушено проводят расчистку устья, путём растаскивания тракторами. Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья бурящейся скважины, для управления притоком в скважину, путем создания дополнительного противодавления на устье и для ликвидации осложнения и приведения скважины в нормальное состояние. Противовыбросовое оборудование позволяет в первую очередь управлять скважиной.

Всостав противовыбросового оборудования входят превенторная установка с органами управления и выкидными линиями: линей глушения (позволяет закачать утяжелённый раствор) и линия дросселирования (позволяет осуществлять разрядку скважины, выпускать газированную жидкость из скважины), эти линии имеют различные задвижки,

штуцера, на линии дросселирования имеется манометр.

Ликвидация:

Восстановление необходимой плотности БПЖ Плотность газированного бурового раствора восстанавливают удалением газовой пачки из

скважины, с дальнейшей закачкой утяжеленного бурового раствора. Данную процедуру проводят разнообразными методами.

1-й способ, дожидаются пока газовая пачка всплывёт, при этом устье закрыто, в виду опасности избыточных давлений на линии дросселирования периодически открывают штуцер, для стравливания давления, после того, как газовая пачка полностью всплыла, её выпускают из скважины, затем производят закачку утяжелённого бурового раствора с требуемой плотностью.

2-й способ, при данном способе не дожидаются пока газовая пачка всплывёт, а начинают её вымывать утяжеленным буровым раствором, с требуемой плотностью, при этом на линии дросселирования стравливают давление, таким образом происходит замещение

раствора на утяжеленный.

Спуск инструмента под давлением. С установкой пакера.

Бурение рядом наклонной скажины. Соединение скважин гидроразрывом. Загидрачивание.

Увеличение отбора флюида из этого пласта в соседних скважинах. Закачка БСС. Применение янерного взрыва для смещения пластов.

24 Аварии, понятие аварий. Классификация аварий.

Авария в бурении – это нарушение непрерывности технологического процесса строительства скважины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных проектом.

Аварии происходят из-за поломки, оставления или падения в скважину элементов обсадных или бурильных колонн, из-за неудачного цементирования обсадных колонн, прихвата, открытого фонтанирования и падения в скважину различных предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Классификация аварий:

1.аварии с элементами колонны бурильных труб - оставление в скв. элементов колонны БТ (муфт, замков, центраторов, БТ, УБТ) из-за поломок по телу, по сварному шву, по резьбе; из-за развинчивания по резьбе, обрыва талевого каната;

2.прихват бурильных и обсадных колонн – непредвиденная потеря подвижности вследствие: прилипания под действием ∆Р, заклинивания в желобах, обвалов стенок скважины, сальникообразования;

3.аварии с долотами – оставление в скважине долота, бур.головки, расширителя или их элементов;

4.аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки – вызваны:

развинчиванием по резьб.соединению, обрывом по телу или сварному шву, смятием, падением колонны, повреждением при разбуривании цем. стакана;

5.аварии из-за неудачного цементирования – прихват цем. р-ром, повреждение узлов подвески ОК, недоподъём цем. р-ра, негерметичность ОК;

6.аварии с забойными двигателями – оставление ЗД или разъединение с БК;

7.аварии из-за падения в скважину посторонних предметов – падение в скв.

вкладышей ротора, клиньев, кувалд, челюстей АКБ и др. предметов, которые были на рабочей площадке;

8.прочие аварии – аварии при промысловых исследованиях; открытые фонтаны; падение: вышек, морских оснований, кронблоков; взрывы и пожары на буровых, приводящие к выходу из строя бурового оборудования.

Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.