 |
6. Признаки возникновения ГНВП: прямые и косвенные.
|
|
|
|
6. Признаки возникновения ГНВП: прямые и косвенные.
Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:
1. Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;
2. Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.
Признаки раннего обнаружения подразделяются на 2 вида: прямые и косвенные.
1. Прямые признаки ГНВП:
- увеличение объема свидетельствует о поступлении флюида в скважину;
- повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;
- уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме колонны труб;
- несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента;
- увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступившей приемную емкость при спуске колонны труб;
- движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.
2. Косвенные признаки ГНВП:
- увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновении депрессии, вход в легко буримые породы;
- падение давления на стояке (насосах):
а) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образование сифона;
б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны:
- увеличение веса бурильной колонны:
а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;
б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.
Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.
|
|
|
3. Поздние признаки:
- запах, кипение промывочной жидкости;
- падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;
- увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;
- увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.
7. Обнаружение ГНВП на ранней стадии возникновения. Контрольно-
измерительная аппаратура, индикаторы, регистраторы, станции контроля.
7. Обнаружение ГНВП на ранней стадии возникновения. Контрольно-
измерительная аппаратура, индикаторы, регистраторы, станции контроля. (??? )
Под обнаружением ГНВП на ранней стадии возникновения следует понимать установление факта притока пластового флюида в ствол скважины в объеме, не превышающем допустимого значения/
Косвенные признаки являются основой оперативного контроля по обнаружению притока пластового флюида в интервалах возможного возникновения ГНВП
С целью своевременного обнаружения ГНВП в процессе бурения необходимо постоянно контролировать следующие параметры:
- объем (уровень) бурового раствора в приемной емкости;
- газосодержание бурового раствора;
- плотность и другие свойства бурового раствора;
- скорость выходящего потока;
- механическую скорость проходки и давление в нагнета
тельной линии;
- крутящий момент на роторе;
25. Изоляция зон поглощений. Установка профильных перекрывателей
Способ изоляции зоны поглощения включает спуск в скважину колонны бурильных труб с открытым концом, не доходя до забоя, промывку забоя, перекрытие затрубного пространства. В колонну бурильных труб заливают глинистый раствор плотностью 1, 12-1, 16 г/см с наполнителем в виде улюка и кордного волокна 10-30% от объема раствора, буферную жидкость, гельцемента в виде смеси цемента с 7-9% глинопорошка, затворенного на технической воде с добавлением 1, 5-2, 5% хлорида кальция, и техническую воду. Открывают затрубное пространство. По колонне бурильных труб производят заливку технической воды частично с вращением и частично с расхаживанием колонны бурильных труб. При этом не допускают погружения колонны бурильных труб ниже начально установленной глубины конца. Поднимают колонну бурильных труб на глубину выше уровня залитых объемов и вымывают остатки цементного раствора из колонны бурильных труб. Закрывают затрубное пространство. По колонне бурильных труб продавливают техническую воду. Проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента. Спускают открытый конец колонны бурильных труб и нащупывают голову цементного моста. Повторяют операции на новой глубине столько раз, сколько достаточно для создания общего цементного моста не менее интервала зоны поглощения. Поднимают из скважины колонну бурильных труб. Разбуривают цементный мост, добуривают скважину до проектной глубины, обсаживают и цементируют затрубное пространство.
|
|
|
Установка профильных перекрывателей
Способ включает спуск перекрывателя с выправляющим инструментом в зону поглощения. Переводник выправляющего инструмента выполнен такой же формы, как и секции профильных труб перекрывателя, снабжен снизу башмаком с подпружиненным обратным клапаном, изготовлен больше длины профильного перекрывателя и вставлен в него с возможностью скольжения. Переводник выправляющего инструмента соединен с профильным перекрывателем одним или несколькими срезными элементами. После герметичного прижатия секций профильных труб перекрывателя переводник выправляющего инструмента извлекают из перекрывателя, предварительно сжимая за счет создания депрессии внутри переводника. Повышается надежность перекрытия зон поглощения за счет наличия на наружной поверхности профильных труб герметизирующих элементов, обеспечивается надежное соединение переводника выправляющего инструмента с профильными трубами перекрывателя срезными элементами, исключается вероятность зацепа и заклинивания бурильных труб и компоновок инструментов при спуско-подъемных операциях.
|
|
|
26. Перекрытие зоны поглощения обсадной колонной. (не уверен)
Технология заключается в том, что обсадные трубы профилируют по всей длине и уменьшают в поперечном сечении, а зону изоляции ствола скважины увеличивают в диаметре раздвижным расширителем до диаметра исходных (неспрофилированных) обсадных труб. После спуска в скважину, за счет давления, профильные трубы выправляют до исходных размеров и плотно прижимают к стенке расширенного участка скважин. Окончательное выравнивание гофрированных складок перекрывателя и калибровку его диаметра производят с помощью разавальцевателя.
28. Горное и пластовое давления. Понятие об аномалиях пластового давления.
Горное давление — напряжения, возникающие в массиве горных пород, вблизи стенок выработок, скважин, в целиках, на поверхностях контакта порода — крепь в результате действия главным образом гравитационных сил, а также тектонических сил и изменения температуры верхних слоев земной коры.
Пластовое давление — давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи.
Аномальное пластовое давление - давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического).
Различают пластовые давления нормальные, близкие к условному гидростатическому давлению с градиентом 0, 01 МПа/м (в диапазоне отношений Pпл/Pу. г. 0, 90 - 1, 10) и аномальные, с коэффициентом анормальности более 1, 10 и менее 0, 90.
Пластовые давления, превышающие гидростатическое, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического - аномально низкими (АНПД).
|
|
|
29. Механизм возникновения неустойчивости стенок скважин: механическое
воздействие, физическое и химическое взаимодействие.
На неустойчивость стенок оказывает влияние величина горного давления. Под действием горного давления мягкие, сыпучие, малосвязанные, сильнотрещиноватые, дробленные горные породы выдавливаются из стенок скважин. Выдавливание горной породы происходит в том случае, когда величина бокового давления превышает предел текучести горных пород и величину гидростатического давления.
30. Признаки возникновения осложнений, связанных с нарушением
устойчивости горных пород в приствольной зоне скважины.
Главными признаками, вызывающими нарушение целостности стенок скважины, являются характер напряженного состояния пород в приствольной зоне и физико-химические свойства промывочных жидкостей, применяемых в процессе бурения. На приствольную зону скважины действуют вертикальное нормальное напряжение, вызванное действием сил веса ( горного давления), тангенциальное ( кольцевое) нормальное напряжение, направленное перпендикулярно к радиусу скважины; радиальное нормальное напряжение, направленное вдоль радиуса скважины. Одна из основных причин, вызывающих нарушение целостности стенок скважины, - напряженное состояние пород в приствольной зоне скважине.
|
|
|
