 |
10. Ликвидация ГНВП. Метод бурильщика.
|
|
|
|
10. Ликвидация ГНВП. Метод бурильщика.
Характерной особенностью метода бурильщика является разделение технологических операций по ликвидации ГНВП на две стадии: стадию вымыва флюида и стадию глушения.
Основное содержание метода бурильщика и последовательность выполнения операций важны для изучения и понимания, так как этот метод является основным методом управления скважиной и имеет наибольшее распространение. Метод бурилыцика позволяет избежать сложных вычислений и использовать реальные данные давлений в скважине в процессе ликвидации ГНВП.
Технология управления скважиной при ГНВП методом бурильщика предусматривает два цикла промывки. В течение первого цикла, когда циркуляцию в скважине восстанавливают сразу же после герметизации устья и периода стабилизации давлений, пластовый флюид вымывается из скважины буровым раствором исходной плотности - стадия вымыва. По окончании вымыва флюида циркуляцию останавливают, закрывают скважину и приступают к приготовлению утяжеленного бурового раствора расчетной плотности рк в запасных емкостях в необходимом объеме
У = 1, 2-Гскв.
В течение второго цикла восстанавливают циркуляцию утяжеленным раствором и замещают в скважине буровой раствор, использовавшийся в первом цикле, на утяжеленный буровой раствор расчетной плотности рк. Это - стадия глушения.
11. Ликвидация ГНВП. Расчет плотности раствора глушения.
ρ к=(Pпл+ Δ P)/(0, 00981*Hскв), где Δ P - запас противодавления
12. Ликвидация ГНВП. Начальное давление циркуляции.
Pн=Pизб+Pгс`+(0, 5÷ 1, 0 МПа), где Pизб - избыточное давление;
Pгс` - гидравлические потери при пониженной подаче насоса
|
|
|
13. Ликвидация ГНВП. Конечное давление циркуляции.
Pr= Pгс` * (ρ к/ ρ н), где Pгс` - гидравлические потери при пониженной подаче насоса;
ρ к – конечная плотность раствора глушения скважины
ρ н – начальная плотность раствора
14. Поглощение буровых и тампонажных растворов. Классификация
поглощений.
ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА
Под поглощением понимаются безвозвратные потери бурового раствора в окружающих породах. Это один из основных видов осложнений
По интенсивности поглощения подразделяются на:
- частичные, когда часть раствора выходит на поверхность, а часть уходит в окружающие породы;
- полные, когда уровень раствора в процессе бурения близок к устью;
- катастрофические, когда уровень раствора близок к забою.
Основная причина поглощений – превышение давления в скважине над пластовым давлением и наличие каналов ухода бурового раствора. Поглощение может происходить как по естественным каналам, так и по искусственным, возникающим в результате гидроразрыва пласта. Поглощениям способствуют:
- несоответствие свойств раствора (плотность, вязкость, СНС) конкретным условиям;
- высокие скорости спуско‑ подъемных операций;
- большая скорость восходящего потока раствора;
- образование сальников;
- несоответствие КНБК и конструкции скважины проходимым породам.
Признаки поглощения следующие:
- понижение уровня раствора в приемных емкостях в процессе бурения;
- понижение уровня раствора в скважине при остановках.
15. Причины возникновения поглощений бурового раствора.
1. Геологические факторы — тип поглощающего пласта, его мощность
и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическо
му разрыву, значение пластового давления и характеристика пластового
флюида.
2. Технологические факторы — количество и качество подаваемого в
скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спус-
коподъемных операций и др.
|
|
|
Поглощения начинаются при условии, что вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим.
В случае недостаточной прочности горных пород происходит гидроразрыв.
|
|
|
