Что следует предпринять при первых признаках поршневания скважины при спо

Обновлено: 07.07.2024

Эффект поршневания в бурении

Потери давления из-за поршневания при движении колонн труб (бурильных и обсадных) или иных средств

При движении колонн труб часто возникает так называемый эффект порпшевания. Этот эффект связан с затруднением перетока бурового раствора из кольцевого пространства под долото вследствие уменьшения проходного сечения кольцевого

пространства, причиной которого может быть зашламление ствола скважины или сальникообразование. В результате действия эффекта поршневания давление под торцом колонны труб (как положительное, так и отрицательное) увеличивается. Подобное обстоятельство усугубляет возможность возникновения условий, которые могут привести к проявлению пластовых флюидов (ГНВП) или поглощению бурового раствора, а также к гидроразрыву пород, слагающих разрез скважины.

Оценить величину изменения давления, происшедшего из-за эффекта поршневания, можно следующим образом.

Если за короткий промежуток времени (спо из скважины извлекается объем металла А V (при подъеме объем одной свечи) или в скважину добавляется объем металла ЬУ (при спуске объем одной свечи), то величину изменения давления под торцом колонны труб можно оценить по формуле

где Е - приведенный модуль упругости системы, учитывающий деформируемость открытого ствола, обсадной колонны, бурового раствора, кг/см2;

а - коэффициент перетока в сечении торца колонны труб; V - объем скважины под торцом колонны труб, м . Приведенный модуль может быть определен по эмпирической формуле

Епр =0,0102-С2 -г-

В приведенной формуле С средняя скорость звука в буровом растворе (по экспериментальным данным, полученным В.И. Бондаревым, С = 800-И 000 м/с), у - удельный вес бурового

Коэффициент перетока изменяется от 0 до 1 и определяется по формуле

где 1ша - промежуток времени от начала движения колонны труб до начала перелива (при спуске) или падения уровня (при подъеме) бурового раствора на устье скважины, с;

Ь - длина колонны труб, находящихся в скважине, м; С - скорость ударной волны (звука) в затрубном пространстве скважины, м/с.

В приведенных формулах уменьшение сечения ствола скважины сказывается на величине коэффициента а: если ствол чистый и нет сальников, то его значение близко к нулю, в противном случае его значения приближаются к единице.

Уменьшение действия эффекта поршневания при перемещении колонны труб на величину изменения давления в сечении торца колонны труб достигается за счет повышения качества очистки ствола скважины от выбуренной породы (подача буровых насосов, проведение промывок перед подъемом и т.п.) и регулированием свойств бурового раствора (структурно-механические свойства, плотность).

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

После ликвидации проявления необходимо поднять инструмент. Для того чтобы не допустить приток флюида в ствол вследствие эффекта поршневания при подъеме, плотность промывочной жидкости должна быть ув

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Поршневание.

При поршневании (свабировании) поршень спускается в НКТ на канате. Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3-4штуки), армированной проволочной сеткой. При спуске поршня жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального канат и обычно не превышает 75-150 метров. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также открыто, что опасно в пожарном отношении при сильном загрязнении окружающей скважину территории нефтью.

Закачка газированной жидкости.

Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающее меньшее давление. Для такого освоения к скважине подводиться передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа.

Выкидная линия

Давление у башмака со стороны НКТ равно:

Где - среднее значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве;– плотность скважинной жидкости;L–длина НКТ;– средний угол отклонения ствола скважины от вертикали;– давление нагнетания на устье скважины;– удельные потери на трение в кольцевом пространстве в м. столба ГЖС;– противодавление на выкиде;– удельные потери в НКТ на трение в м. столба жидкости. У башмака НКТ, поэтому из уравнений (4) и (5) можно найтиL:

Решая формулу (6) относительно , получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубинеLспуска НКТ:

Величины . обычно известны. Величина– определяется по обычным формулам трубной гидравлики, аи– сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования диф. Уравнений движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя – выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования ГЖС.

По мере замещения жидкости ГЖС давление нагнетания увеличивается и достигает максимума при достижении ГЖС башмака НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление снижается.

Непрерывный метод

Непрерывный метод предусматривает проведение технологических операций по ликвидации ГНВП в течение нескольких циклов промывки при постоянном утяжелении бурового раствора в процессе циркуляции (циркуляция и утяжеление).

В первом цикле промывки, в котором циркуляцию восстанавливают сразу же после герметизации устья скважины и периода стабилизации давлений, вымыв флюида совмещают с процессом утяжеления используемого для циркуляции бурового раствора. Темп приращения плотности - Ар зависит как от подачи насоса, так и от производительности системы приготовления бурового раствора. Если в первом цикле промывки скорость утяжеления раствора недостаточна для достижения расчетной конечной плотности, то есть то для ликвидации ГНВП потребуется как минимум два полных цикла промывки. Однако не исключается возможность ликвидации ГНВП за один цикл, если при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового раствора. Дальнейшее утяжеление и промывку ведут циклами и заканчивают, когда буровой раствор расчетной конечной плотности не заполнит скважину.

Существенный недостаток непрерывного метода - сложность процесса регулирования давлений в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора при циркуляции. По этой причине в отечественной практике непрерывный метод применяется крайне редко и некоторыми авторами даже не рассматривается как стандартный метод управления скважиной при ГНВП.

При использовании непрерывного метода, в отличие от метода ожидания и утяжеления, давление циркуляции в бурильных трубах в любой момент времени определяет не данная высота столба, а данная плотность утяжеленного бурового раствора в бурильной колонне. Следовательно, должен быть построен график, показывающий зависимость плотности бурового раствора от давления циркуляции в бурильных трубах.

График изменения давления в бурильных трубах (рис. 3.3.) строится следующим образом. На вертикальных осях откладываются значения начального и конечного давления циркуляции, на горизонтальной оси - плотность бурового раствора, объем бурильной колонны и время закачки. Соединив прямой линией значения Рн и Рк, получим промежуточные значения давления в бурильных трубах в зависимости от изменения плотности раствора и от объема закачанного в бурильную колонну утяжеленного раствора данной плотности. Объем бурового раствора может быть выражен через нарастающее суммарное число двойных ходов насоса. Начальное и конечное давления циркуляции определяются точно так же, как и в методе ожидания и утяжеления.

Пример графика изменения давления в бурильных трубах представлен на рис 3.3.

Рис. 3.3. График изменени» давления в бурильных трубах в зависимости от плотности бурового раствора

Начальное давление циркуляции регистрируется одновременно с выходом насоса на режим, обеспечивающий выбранную для глушения подачу, регулируя давление на дросселе таким образом, чтобы его значение превышало на (0,5 - 1,0 МПа) зарегистрированное избыточное давление в затрубном пространстве

При установившемся начальном давлении циркуляции приступают к утяжелению бурового раствора с одновременной закачкой его в скважину. Контроль давления по графику начинается с момента заполнения наземной обвязки буровых насосов утяжеленным буровым раствором.

Если в процессе циркуляции утяжеленный раствор еще не достиг долота, а изменения давления циркуляции при данной плотности раствора значительны, необходимо пересчитать начальное и конечное давления циркуляции и построить новый график изменения давления в бурильных трубах.

В процессе заполнения бурильной колонны утяжеленным буровым раствором давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы давление в бурильных трубах равномерно снижалось в соответствии с построенным графиком. Плотность подаваемого в скважину бурового раствора должна поддерживаться постоянной до тех пор, пока этот раствор не появится на выходе из скважины.

Промежуточное давление циркуляции регистрируется, когда утяжеленный раствор достигнет долота. В процессе заполнения затрубного пространства утяжеленным буровым раствором давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное промежуточное давление циркуляции поддерживалось

постоянным до выхода утяжеленного бурового раствора на устье скважины. Затем начинают новый цикл циркуляции и увеличения плотности бурового раствора.

На каждом последующем цикле промывки давление в бурильных трубах регулируется дросселем в соответствии с графиком, пока раствор с данным приращением плотности не достигнет долота. Промежуточные значения давлений должны соответствовать текущим значениям графика. В процессе заполнения затрубного пространства раствором данной плотности установившееся давление циркуляции в бурильных трубах поддерживают постоянным с помощью дросселя.

В последнем цикле промывки, когда буровой раствор с конечной плотностью достигнет долота, давление в бурильных трубах должно соответствовать конечному давлению циркуляции. До полного заполнения скважины этим раствором давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное конечное давление циркуляции поддерживалось постоянным.

Когда утяжеленный буровой раствор начнет выходить из скважины, останавливают циркуляцию и закрывают устье скважины. В закрытой скважине давление в бурильных трубах и в затрубном пространстве должны быть равны нулю

Рю т = Рю к = 0 (проверка окончания глушения).

- минимальное время простоя скважины без промывки;

Поступление флюидов из пласта в ствол скважины в результате действия капиллярных сил

При соприкосновении двух несмешивающихся жидкостей в узком канале - капилляре (от латинского «капилля» - волос) возникает искривление границы их раздела - менисков. У жидкости, хорошо смачивающей стенки канала мениск вогнутый, у плохо смачивающей - выпуклый (рис. 23.>.

Рис. 2.3. Расположение в капилляре жидкостей, имеющих различную смачивающую способность.

При этом на границе раздела жидкостей (фаз) возникает капиллярное давление, направленное в сторону жидкости, имеющей худшую смачивающую способность. Это давление бывает настолько существенным, что может служить движущей силой, продвигающей жидкость, обладающую более высокой смачивающей способностью, по капилляру, вытесняя жидкость, обладающую меньшей смачивающей способностью.

При вскрытом продуктивном пласте, содержащем газ или нефть, неизбежно происходит контакт между фильтратом бурового раствора и углеводородным флюидом (несмешивающиеся жидкости) в гидравлических каналах пласта (капиллярах). По отношению к большинству пород-коллекторов вода имеет большую смачивающую способность по сравнению с нефтью или газом, то есть в большинстве своем породы гидрофильны (термин противоположный - «гидрофобность»). В таком случае капиллярные силы направлены в сторону расположения углеводородных флюидов, то есть вглубь пласта, и способствуют продвижению фильтрата бурового раствора в ту же сторону, оттесняя флюид.

Продуктивные пласты имеют гидравлически связанную систему капиллярных каналов, имеющих различные размеры (диаметры). В каналах меньшего диаметра (до 1 мкм) величина капиллярного давления более высокая и может достигнуть 0,10 -0,12 МПа. В более крупных каналах (диаметром 10 - 12 мкм) давление не будет превышать 0,01 - 0,02 МПа. Таким образом,

между каналами различного диаметра в пласте-коллекторе возникают перепады давления, под действием которых фильтрат бурового раствора проникает в пласт по каналам малого диаметра, а пластовый флюид перемещается в каналы более крупные, откуда поступает в ствол скважины. Возникает противоток фильтрата бурового раствора и пластового флюида, из скважины в пласт -фильтрат, из пласта в ствол скважины - углеводородный флюид. Схема описанного процесса капиллярного замещения нефти водой (по М.Л. Сургучеву) представлена на рис. 2.4.

Рис 2.4. Схема капиллярного противотока углеводородного флюида из пласта в скважину, а фильтрата бурового раствора (воды) — из скважины в пласт.

В буровой практике этот процесс носит название капиллярной пропитки. Процесс происходит до тех пор, пока фильтрат не заполнит пространство вокруг скважины, вытеснив флюид и заблокировав остальную часть порового пространства пласта. При бурении и циркуляции поступивший в скважину флюид выносится на поверхность буровым раствором и, как правило, ^не приводит к осложненности процесса бурения. Однако при длительных простоях эффект от капиллярного замещения пластового флюида может оказать существенное влияние на изменение плотности бурового раствора и его газонефтесодержания. Скорость капиллярной пропитки в значительной стейени зависит от гидрофобное™ глинистой корки.

Противодействовать капиллярной пропитке продуктивных пластов можно снижая водоотдачу бурового раствора или используя буровые растворы, у которых смачивающая способность пород, содержащих нефть или газ, невелика.

Потери давления вследствие «зависания» бурового раствора на бурильных и обсадных трубах, а также на стенках скважины при простоях

Буровой раствор представляет собой жидкость, имеющую определенные структурно-механические свойства. Это означает, что буровой раствор, находясь в неподвижном состоянии, способен образовывать некоторую внутреннюю структуру, представляющую собой механическое соединение твердых частиц (глина). В скважине глинистые частиц могут образовывать механическую структуру в совокупности со стенками скважины или обсадной колонны.

Такая пространственная структура обладает прочностными свойствами, то есть способна выдерживать определенные нагрузки не разрушаясь. Это свойство позволяет удерживать в буровом растворе во взвешенном состоянии достаточно крупные частицы шлама при остановке циркуляции бурового раствора (положительная сторона структурно-механических свойств бурового раствора).

С другой стороны, эта структура способна воспринимать на себя часть гидростатического давления столба бурового раствора, если по какой-то причине (контракция, отфильтровывание воды, уход раствора в пласт) происходит уменьшение объема бурового раствора в каком-либо интервале затрубного пространства скважины. Происходит следующая картина: гравитационные силы (гидростатическое давление) стремятся заполнить освободившийся объем, а образовавшаяся пространственная структура бурового раствора препятствует этому, воспринимая часть гидростатического давления на себя. В этом случае говорят, что происходит «зависание» бурового раствора. В результате давление на стенки скважины в интервале, где произошло уменьшение объема бурового раствора, снижается. Это может привести к возникновению условий поступления пластовых флюидов в скважину.

Повышение структурообразования характеризуется увеличением такого показателя, как статическое напряжение сдвига (СПС) бурового раствора, который растет во времени при нахождении бурового раствора без движения (отсутствие циркуляции).

При высоких показателях СНС бурового раствора снижение давления из-за стуктурообразования может достигать весьма значительных величин. Так, для цилиндрической вертикальной скважины глубиной 3000 метров, при величине зазора 7,25 мм снижение забойного давления в результате «зависания» бурового раствора, имеющего предельное статическое напряжение сдвига равное 350 мгс/см2, равно около 5,6 МПа, что составляет 13,8% по отношению к гидростатическому давлению, а при уменьшении зазора до 5,08 мм это снижение увеличивается до 25%.

Оценка снижения давления, вследствие «зависания» бурового раствора может быть произведена по формуле

где 0, - статическое напряжение сдвига (СНС) бурового раствора через / минут нахождения в покое. Остальные обозначения описаны в приведенных выше формулах (см. стр. 131).

Оценочное значение 0; можно получить по формулам

при ?<10 мин при 010 мин.

В приведенных формулах СНС] и СНСю стандартно измеряемые значения статического напряжения сдвига бурового раствора через одну и десять минут.

Поскольку «зависание» бурового раствора ощущается в основном при длительном нахождении бурового раствора в неподвижном состоянии (отсутствие циркуляции), то с позиций предупреждения ГНВП можно сформулировать следующие основные рекомендации:

Поршневание.

Закачка газированной жидкости.

Выкидная линия

Давление у башмака со стороны НКТ равно:

Где - среднее значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве; – плотность скважинной жидкости;L–длина НКТ; – средний угол отклонения ствола скважины от вертикали; – давление нагнетания на устье скважины; – удельные потери на трение в кольцевом пространстве в м. столба ГЖС; – противодавление на выкиде; – удельные потери в НКТ на трение в м. столба жидкости. У башмака НКТ , поэтому из уравнений (4) и (5) можно найтиL:

Величины , , , обычно известны. Величина – определяется по обычным формулам трубной гидравлики, а и – сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования диф. Уравнений движения ГЖС.

Бурение - Стр 16

порового давления до значения, которое может превышать новое давление в скважине. Это вызовет уменьшение или даже перемену знака радиальных напряжений, что сильно отразится на устойчивости стенок скважины. Поэтому эффект поршневания при подъеме инструмента, очевидно, отрицательно сказываются на устойчивости стенок скважины.

Проницаемость глинистых пород уменьшается, когда фильтрат связывается с поверхностью породы. При этом уменьшается ее эффективная пористость.

Достичь баланса между осмотическим давлением и дифференциальным давлением

проще при бурении на РУО, чем на РВО. При использовании РУО этого можно достичь, добавляя ПАВ и соли. ПАВ нужны для создания на стенках скважины полупроницаемой мембраны. Соли применяются для обеспечения требуемой солености эмульгированной водной фазы РУО. Создать полупроницаемую мембрану при использовании РВО труднее. Тем не менее, достичь баланса между осмотическим давлением и дифференциальным давлением при использовании РВО возможно, хотя и менее вероятно.

Для осмотического потока требуется идеальная полупроницаемая мембрана. Глинистые породы не обеспечивают идеальную мембрану, поскольку размер их пор изменяется в широком диапазоне. Некоторые ионы могут "перетекать" через мембрану с фильтратом. Когда фильтрат, содержащий ионы, смешивается с жидкостью, первоначально заполнявшей поры, возможные различия между буровым раствором и жидкостью, первоначально заполнявшей поры, уменьшаются. В результате осмотический поток ослабевает. Успешность использования осмотического потока для минимизации проникновения в пласт фильтрата бурового раствора в значительной степени зависит от качества "мембраны", образовавшейся на стенках скважины. Качество мембраны определяют ПАВ и качество глинистой породы. Многие из этих ПАВ вредны для окружающей среды, как и многие нефти, поэтому от использования РУО часто отказываются, несмотря на их превосходные качества. С РВО

удалось достичь некоторого успеха, но сложно найти подходящие ПАВ для работы в глинистых породах, которые были бы приемлемы с экологической точки зрения.

Жидкость движется через полупроницаемую мембрану под действием осмотического давления в область более высокой концентрации соли.

Можно компенсировать уход жидкости из глинистой породы вследствие осмотических явлений поступлением в пласт фильтрата вследствие репрессии.

Осмотический поток может быть больше потока, вызванного репрессией. Это может привести к дегидратации глинистой породы. Дегидратация ведет фактически к увеличению прочности глинистых пород по тем же причинам, которые вызывают ослабление глинистых пород при проникновении в них фильтрата. Однако в этом случае возникает опасность поглощения или разрушения породы из-за появления растягивающих напряжений.

Если осмотический поток движется в пласт, то расход фильтрата, проникающего в пласт, возрастет. Здесь следует отметить, что L. Bailey et al. из Кембриджского исследовательского института оспаривают роль осмотического переноса.11

Капиллярное давление зависит от сродства между глинистой породой и смачивающей жидкостью. Обычно чем более полярной является жидкость, тем лучше она смачивает

глинистые породы. Вода является высокополярной жидкостью, а нефть неполярна. Это объясняет, почему ненарушенные образцы глинистых пород с одинаковой трещиноватостью разрушаются в воде и не разрушаются в нефти.

Глинистые породы не являются однородными. Они имеют поры различного размера и множество плоскостей напластования, они часто перемежаются тонкими прослоями песка. Поэтому их проницаемость изменяется с глубиной. Соответственно изменяется и расход фильтрации. Глинистые породы, залегающие вблизи проницаемых песков, могут принимать фильтрат бурового раствора из песка, так же как из скважины.

Вибрация бурильной колонны (факторы, влияющие на устойчивость стенок скважины)

Вибрация бурильной колонны способствует потере устойчивости стенок скважины в большей степени, чем представляет себе большинство людей. При вибрации бурильной колонны происходят колебания и радиальных, и осевых, и кольцевых напряжений. Эти колебания напряжений вызывают механическую усталость. В особо тяжелых случаях напряжения могут превысить предел

текучести породы всего лишь за один цикл. Ниже рассмотрены различные типы вибрации бурильной колонны и влияние вибрации на устойчивость стенок скважины.

Билет №6. 1. Причины возникновения проявлений при СПО

Ареометр – прибор для измерения плотности промывочной жидкости. АБР – 1.

Состоит из поплавка, емкости с грузом. На поплавке нанесено 2 шкалы. Должен быть проверен в стандартизации на герметичность.

Вискозиметр ВБР – для измерения условной вязкости.

Состоит из кружки объемом 500 мл и воронки с сеткой. В воронке впаяна трубка длиной 100 мм.

ВМ-6 – для определения водоотдачи раствора (фильтрация).

Состоит из стакана и плунжерной пары.

ОП-5 – отстойник, определение процентного содержания песка в растворе.

3. Методы и способы ликвидации ГНВП

МЕТОД УРАВНОВЕШАННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

- ожидание и утяжеление

- двух стадийный растянутый

Метод уравновешенного пластового давления заключается в создании после герметизации устья скважины забойного давления равного или несколько больше пластового давления при этом поступление пластового флюида в скважину прекращается на протяжении всего процесса ликвидации ГНВП.

1. Непрерывный – состоит в одновременной закачке тяжелого бурового раствора и вымыве пластового флюида из скважины;

2. Ожидание и утяжеление – является частным случаем предыдущего. (СПОСОБ ОПАСЕН). Заключается в том, что после герметизации устья скважины ее оставляют без циркуляции под наблюдением на время необходимое для проведения подготовительных работ для глушения скважины. После подготовительных работ и утяжеления раствора до нужной плотности, его закачивают в скважину, одновременно вымывая пластовый флюид из кольцевого пространства;

3. Двух стадийный способ – состоит из двух пораздельно выполняемых стадий:

а) стадия вымыва пластового флюида;

б) стадия глушения, т.е. закачка утяжеленного раствора.

4. Двух стадийный растянутый – отличается от предыдущего тем, что вторая стадия выполняется с постепенным наращиванием плотности по всему циклу.

Если при постоянной подаче насоса поддерживать постоянное давление в бурильных трубах путем дросселирования, то на забое скважины на протяжении всего глушения будет поддерживаться постоянное забойное давление.

Vо – объем раствора поступившего из скважины сверх имеющегося, приравнивается к объему пластового флюида поступившего в скважину из пласта.

Vпред – объем раствора обеспечивающий превышение забойного давления над пластовым. Выбирается из п.2.7.3.3. ПБНГТГ.

VИЗБ.К – допустимое избыточное давление, на 20% ниже Ропр.к.

Данный способ применяется когда Vо>Vпред или Ру>Ризб.к. в этих случаях, чтобы не допустить прорыва обсадной колонны или гидроразрыва слабого неосаженного пласта, снижают избыточное давление в колонне приоткрывая дроссель на блоке дросселирования, при этом забойное давление несколько снижается, а в скважину может поступить дополнительный объем пластового флюида. Что бы предотвратить это, во время дросселирования необходимо увеличить подачу на максимально возможную величину. После падения давления в колонне, переходят к прежней подаче, а дроссель перекрывают до первоначального положения. Что будет видно по первоначальному давлению на насосе. Эта операция называется ступенью. В зависимости от сложности ситуации таких операций может быть несколько и при выполнении их производится умеренное утяжеление бурового раствора по всему циклу.

5. Действия вахты по сигналу «ВЫБРОС» при СПО с инструментом, состоящим из нескольких типоразмеров труб.

Действия аналогичны, как при СПО инструмента состоящего из одного типоразмера труб. На каждый типоразмер должен быть переводник. Если установлен превентор, то нужно иметь одиночную трубу диаметром соответствующим плашкам превентора.

6. Сероводород. Действие его на организм человека, признаки отравления.

Сероводород – бесцветный газ, с запахом тухлых яиц и сладковатым вкусом при малых концентрациях.

Плотность по воздуху – 1,19 г/м3

Горит синеватым пламенем с образованием сернистого глицерина и воды. Предел взрываемости 4,3 – 4,5%. Хорошо растворим в воде.

Относится к сильному нервному яду, вызывающему смерть от удушья, в результате остановки сердца. Наименьшая концентрация, при которой сероводород ощущается – 1,4мг/м3.

ПДК – 10мг/м3, в смеси с углеводородами – 3мг/м3.

Симптомы – насморк, кашель, жжение и боль в глазах, светобоязнь, головокружение, общая слабость, бледность, высокая температура.

Причины возникновения ГНВП при установке нефтяных и кислотных ванн

1. Уменьшение плотности бурового раствора из-за выпадения утяжелителя в осадок.

2. Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтрации (поглощения) промывочной жидкости в пласт.

При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров. Герметизируют устье скважины.

Промывочная жидкость является основным средством для предупреждения ГНВП в процессе ремонта, для производства работ без осложнений и аварии. Жидкость должна соответствовать спец. требованиям.

_1. Создавать на пласт давление достаточное для условия равновесия- Р_пл _<Р пж _< _Рг_рп

2. Не вступать в химическую реакция с флюидом продуктивного пласта, породой и не создавать нерастворимые осадки в пласте.

3. Иметь стабильные параметры. (по ГТН)

4. Быть технологичной в приготовлении и использовании.

Параметры жидкости должны соответствовать плану работ, контролироваться при приготовлении на растворном узле, перед закачкой в скважину, а при бурении боковых скважин через каждое 1-2 часа работы. Отклонение параметров от установленных может привести к ГНВП и другим осложнениям.

1. Плотность - г/см 3 - определяется ареометром АБР.(ареометр бурового раствора)

Необходимая плотность определяется с условием создания противодавления на пласт.

ГНВП может произойти как при снижении, так и при повышении плотности.

При снижении плотности происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл )

При повышении может произойти поглощение с понижением уровня промывочной жидкости в скважине.(также происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл )

2. Вязкость Т (секунда). Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром СПВ – 5. Вязкость воды равна 15 сек.

3. Фильтрация Ф см 3 / 30мин. Определяется прибором ВМ – 6. П. жидкость должна иметь минимальную фильтрацию.

При этих условиях скважина не проявляет и не поглощает.

Давление столба жидкости в стволе скважины должно превышать пластовое

5 % от Р_пл. - для скважин в интервале от 1200 м. и более, но не более 25-30 атм.

Если Рж > Рпл - это репрессия (бурение, освоение, ремонт), если Рж < Рпл - это депрессия(фонтанная добыча, ГНВП , открытый фонтан).

При установке нефт-х ванн нарушается условие равновесия в скважине(см Б2-1), уменьшается противодавление на пласт, а это может привести к ГНВП. Поэтому перед установкой ванн необходимо:

1- проверить состояние ПВО, его монтаж должен обеспечить установку ванн при закрытом превенторе.

2- На ведущую трубу устанавливается обратный клапан или шаровой кран.

3- Проверяется расчетным путем давление столба жидкости в затрубье и готовится ПЖ соответствующей плотности. (для задавки в случае ГНВП)

При установке кислот. ваннот реакции кислоты с карбонатн породами образуется большое кол-во газа, которое при промывке увеличивается в объеме, тем самым уменьшается противодавление на пласт, а это может привести к ГНВП. Кроме этого кислота разъедает каналы в порах пласта, по которым нач-ся усиленнное поглощнение, . приводит к ГНВП.

14 Какое проявление (газовое или нефтяное) наиболее опасно и почему?(см №4)

ГНВП – возникает вследствие поступления из пласта в скважину нефти, газа или пластовой воды. Поступление пластового флюида в ствол скважины можно регулировать с помощью ПВО.

ГНВП – подразделяются на - Газовые.

Газовые проявления наиболее опасны, т.к. газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем с изменением давления в короткое время. (закон Бойля-Мариотта РV = const) При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому Рустье = Рпласт.

Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий с очисткой устья, оборудования и территории.

Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.

15. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ прямого признака- немедленно загерметизировать устье скважины .

16. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

17. Причины возникновения ГНВП при СПО (см билет№7+8)

- увеличение скорости спуска;

(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба пром. жидкости и уменьшение противодавления на пласт.)

-увелечение диаметра инструмента;

-сужение диаметра скважины;

-увелечение вязкости раствора;

1.Ограничение скорости спуска инструмента.

2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3.Проработка (расширка) интервала сужения.

–не контролируемый долив, или подъем без долива;

–подъем инструмента с сифоном;

–превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

1.-Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).

2.– Контроль за параметрами промывочной жидкости.

3.– Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Эффект поршневания и связанный с ним переток жидкости будут различаться по ряду деталей процесса в зависимости от направления перемещения бойка. При ходе вверх ( клапан открыт) жидкость из полости а не только выдавливается, но и перетекает сверху вниз по каналу бойка с перемещением поршня против потока жидкости. [1]

Кратковременные падения противодавления на пласт вследствие проявления эффекта поршневания при подъеме инструмента удается значительно уменьшить снижением скорости подъема. Для предупреждения открытого фонтанирования устье скважины оборудуют превенторами. [2]

Не вызывает сомнения отрицательное влияние на состояние скважины эффекта поршневания во время спуско-подъемных операций РТБ 394, особенно при образовании на корпусе сальника. Гидродинамические колебания в скважине настолько велики, что вызывают гидроразрыв нижеследующих пластов и разрушение стенок скважины, характеризующиеся частичным поглощением и проработкой скважины. [4]

В процессе подъема бурильных труб возможность возникновения ГНВП за счет эффекта поршневания особенно возрастает при бурении на равновесии или близком к нему. [5]

При превышении допустимой скорости спуска возможно поглощение промывочной жидкости за счет эффекта поршневания , т.е. возникновения области повышенного давления под долотом. Это может привести к снижению уровня в затрубном пространстве и противодавления на пласт. [6]

При экспериментальных исследованиях изменения давления в скважине с помощью глубинного манометра установлено, что эффект поршневания при быстром перемещении инструмента по стволу может приводить к значительным кратковременным скачкам давления: при спуске - к повышению давления, при подъеме - к понижению. [7]

Наличие сальника может полностью исключить переток промывочной жидкости из кольцевого пространства под долото, резко увеличив эффект поршневания и приток флюида из пласта. [9]

Это обусловливает более низкие значения показателей структурно-реологических свойств раствора, снижение гидравлических сопротивлений при прокачивании и уменьшении эффекта поршневания при перемещениях в стволе скважины бурильной колонны. [10]

Если при подъеме бурильных труб уровень бурового 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. [12]

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. [13]

Геометрическую форму и размеры рабочих органов ( лопастей) выбирают из условий хорошей проходимости по стволу скважины, устранения эффекта поршневания глинистого раствора при спуско-подъемных операциях и достижения необходимой очистки забоя от выбуренной породы. [14]

Читайте также: