Предупреждение газовых, нефтяных, водяных проявлений и борьба с ними

       Содержание

1. Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора ……………4

2. Предупреждение газовых, нефтяных, водяных проявлений

и борьба с ними …………………………………………………………………...8

Список  литературы………………………………………………………………..17 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       1. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И БОРЬБА С ПОГЛОЩЕНИЯМИ БУРОВОГО РАСТВОРА 

       Поглощение  бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

       Основные  причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым  давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

       Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить  на две группы.

       1. Геологические факторы - тип поглощающего  пласта, его мощность и глубина  залегания, недостаточность сопротивления  пород гидравлическому разрыву,  пластовое давление и характеристика  пластовой жидкости, а также наличие  других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления,  перетоки пластовых вод и др.).

       2. Технологические факторы - количество  и качество подаваемого в скважину  бурового раствора, способ бурения,  скорость проведения спуско-подъемных  операций и др. К этой группе  относятся такие факторы, как  техническая оснащенность и организация  процесса бурения.

       Исследования  зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности  поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут  быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и  с помощью отбора керна или  шлама.

       Методы  предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности  поглощений или полном прекращении  циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения снижением гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

       Различают три категории интенсивности  поглощений: малой интенсивности (до 10-15 м3/ч), средней интенсивности (до 40-60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

       Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных  конструкций, которые герметизируют  и разобщают затрубное пространство с целью:

       а) предотвращения разбавления тампонирующих  смесей;

       б) возможности применения БСС с  небольшими сроками схватывания;

       в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

       г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом  последовательных опрессовок ствола скважины;

       д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

       Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих  пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно  заливать цементный раствор снизу  вверх без затраты времени  на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние  поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного  и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются  в скважине на время твердения  цемента или его смеси и  затем разбуриваются вместе с  цементным мостом.

       По  принципу действия пакеры многократного  действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.

       Весьма  распространенными являются пакеры гидравлико-механического действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при  помощи четырех манжет, укрепленных  на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что  две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под  давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам  скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении  перепада давления в любом направлении.

       В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно  в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После  вскрытия всей зоны поглощения бурение  немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении  без выхода бурового раствора разбуриваемый  шлам поднимается с забоя и  уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание  прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при  использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных  поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего  снижают их интенсивность путем  намыва в зону поглощения песка или  шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения  цемента скважину прорабатывают  и затем начинают дальнейшее углубление.

       Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к  большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие  устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в  интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

       Известны  и другие способы ликвидации высокоинтенсивных  поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат  и поэтому применяются в буровой  практике редко.

       Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       2. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗОВЫХ, НЕФТЯНЫХ И ВОДЯНЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ И БОРЬБА С НИМИ 

       Газо-, нефте- и водопро явления. В разбуриваемых  пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины  и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ  с огромной силой выбрасывает  жидкость из скважины-возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это  явление нарушает нормальный процесс  бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть  под очень большим пластовым  давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом  воды или нефти. Получается водяной  или нефтяной фонтан.

       Выбросы бывают не только в результате проникновения  газа в скважину под превышающим  пластовым давлением. Газ может  постепенно проникать в раствор  в виде мельчайших пузырьков через  плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов  в бурении. Пузырьки газа на забое  скважины находятся под сильным  давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно  малы. При циркуляции глинистый раствор  поднимается вверх и выносит  с собой пузырьки газа, при этом, чем выше они поднимаются, тем  меньше становится давление на них  и тем больше они увеличиваются  в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и  плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять  давлению газа, и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают  плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут  возникать и при понижении  уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время  подъема труб в случае недолива скважины.

       Признаки  начала газопроявлений следующие: а) выход  на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в  скважине при ограниченном поступлении  из пластов газа, что может наблюдаться  в случае незначительных величин  вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повышение  уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

       В случаях, указанных выше, следует  усилить промывку скважины, приостановить  бурение или спуско-подъем до особого  распоряжения и одновременно принять  меры к дегазации раствора.

       Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15 % выше пластового, в  зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается  применением утяжеленных глинистых  растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

       Однако  нельзя ограничиваться только утяжелением  глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или  интенсивным переливом воды, так  как выброс может быть неожиданным  или начаться довольно бурно в  чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

       Для предотвращения уже начавшегося  выброса необходимо немедленно закрыть  скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным  противовыбросовым оборудованием.

       Противовыбросовое оборудование для герметизации устья  скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной  арматуры.

       Превенторы  изготовляются нескольких типов. При  использовании плашечных превенторов  скважины перекрываются сдвигающимися  к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему уплотнению.

       В универсальных превенторах ствол  скважины перекрывается специальным  резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии  уплотнение обеспечивает прохождение  долота. Универсальные превенторы можно  закрывать на трубах различного размера  и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

       Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются  для автоматической герметизации устья  скважины в процессе бурения. Они  позволяют вращать и расхаживать  бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее  давление 7,5 и 20 МПа.

       Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить  следующие основные мероприятия.

       1. Не вскрывать пласты, которые  могут вызвать проявления, без  предварительного спуска колонны  обсадных труб, предусмотренных  ГТН.

       2. Долив скважины при подъеме  бурильной колонны должен носить  не периодический, а непрерывный  характер, для чего на нагнетательной  линии следует иметь отвод  для присоединения гибкого шланга  или специальную емкость для  произвольного стока бурового  раствора или использовать дозаторы.

       3. Цемент за кондуктором поднимать  до устья скважины, чтобы обеспечить  надежную герметизацию устья  при борьбе с газо-, нефте- и  водопроявлениями.

       4. При снижении плотности глинистого  раствора более чем на 20 кг/м3 (0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные  меры по его восстановлению.

       5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается  вскрывать зоны с возможными  газонефте-проявлениями, а также  продуктивные горизонты на вновь  разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных  месторождениях; на месторождениях  с аномально высокими давлениями  буровая установка до начала  бурения должна быть обеспечена  емкостями с запасным буровым  раствором.

       6. Так как колебания давления  при спуско-подъемных операциях  зависят от зазора между бурильной  колонной и стенками .скважины, следует  избегать применения компоновок  нижней части бурильной колонны  с малыми зазорами.