Визначення, типи, ознаки, характеристика та причини поглинань бурового розчину

Визначення, типи, ознаки, характеристика та причини поглинань бурового розчину

Поглинання – це гідродинамічна взаємодія між стовпом рідини у свердловині і пластом, у результаті якої спостерігається поступлення розчину в поглинаючий горизонт з проникністю, яка ускладнює подальше поглиблення свердловини.

Причини поглинань:

Ø наявність в розрізі свердловини сильно проникних, тріщинуватих порід тощо;

Ø перевищення гідравлічного (гідродинамічного) тиску над пластовим

, (1.1)

де – тиск в свердловині напроти поглинаючого пласта;

– тиск поглинання.

Є два типи поглинань: повне, часткове

При частковому поглинанні

Q_в≠0; h_д=0; h_с ≥ 0

При повному поглинанні

Q_в=0; h_д>0; h_с > 0

Q_в—витрата бурового розчину що витікає із свердловини

h_д –динамічний рівень бурового розчину в свердловині, тобто рівень при промивці

h_с -- статичний рівень, який встановлюється після зупинки промивки.

Ознаки поглинань;

1) прямі

§ рівень розчину в приймальних ємкостях зменшується

§ к-ть розчину що входить у свердловину менша за ту що виходить

2) побічні

§ швидкість буріння зростає (проходка)

§ тиск на стояку зменшується

§ винос шламу на віброситах зменшується

§ змінюються параметри бурового розчину, особливо тоді коли вище поглинаючого пласта розміщені газові горизонти

Визначення, причини та ознаки обвалювання та осипання стінок свердловини.

Обвалювання стінок свердловини – це гідродинамічна взаємодія стовпа бурового розчину зі стінками в свердловині в результаті якої утворюються каверни і руйнуються стінки.

Причини обвалювання та осипання стінок свердловини:

1. Наявність в розрізі свердловини тектонічних порушених порід;

2. Велика фільтрація бурового розчину;

3. Розчинення солей в прошарках глинистих порід;

4. Великі кути падіння гірських порід;

5. Велика вібрація бурильної колони;

6. Велика продуктивність бурових насосів, призводить до ерозії стінок свердловин;

7. Велике рН бурового розчину;

8. Під час буріння спостерігаються простої і низькі показники буріння.

Ознаки обвалювання та осипання стінок свердловин:

Прямі:

1. Збільшується на віброситах кількість вибуреної породи;

2. Розмір частинок породи значно більший, ніж при нормальному бурінні;

Непрямі:

1. Збільшується тиск на усті свердловини, періодично;

2. Спостерігаються постійні проробки при доходженні долота до вибою свердловини;

3. Утворюються каверни у стволі свердловини;

4. Виніс вибуреної породи і очистка бурового розчину погіршується;

5. Спостерігаються періодичні затяжки бурильної колони.

Вимоги до тампонажних сумішей та оцінка їх якості при тампонування зони поглинання.

Під час тампонування поглинаючого пласта слід створити непроникний для бурового розчину екран, який має забезпечити подальше буріння і кріплення свердловини без поглинань. Тампонажна суміш у процесі протискування її в пласт має максимально повно витіснити рідину із поглинаючих каналів і заповнити її на певній відстані від свердловини, а після закінчення протискування утворити надійні перекривальні пробки в каналах пласта.

Якість тампонажної суміші характеризується:

- структурно-механічними, реологічними та фільтраційними властивостями;

- вибірковою адгезією до гірської породи та характером змочування;

- протидією до розбавлення рідиною в свердловині та пласті;

- наявністю наповнювача для формування першкод під час течії суміші в каналах пласта для її закупорювання;

- термінами загущення, твердіння і тужавіння.

Визначення орієнтовного часу закачки та вимивання нафтової ванни.

Орієнтовний час закачки визначається за формулою

,

де n-кількість цементувальних агрегатів,

- продуктивність цементувального агрегата на n-ній швидкості,м³/с,

- продуктивність цементувального агрегата на I або на нижній швидкості, м³/с,

V_н.в – об’єм нафтової ванни,м³

1 – 1м³нафти який ми закачуємо на пониженій швидкості.

Орієнтовний час вимивання визначається за формулою

,- початок вимивання нафти

деV_м.т – об’єм металу труб, м³

, ванна вся вийшла на устя свердловини.

Г

Газоводонафтопроявлення

Ознаки газоводонафтопроявлення

Ø зменшується густина бур. розч.

Ø Зменшується тиск на стояку

Ø Збільшення механічної швидкості

Ø Змінюються параметри бур.розч.

Ø Наявність в розчині нафти, води чи газу

26.Конструкція,типи,технологія визначення місця прихоплення з допомогою прихватовизначника:

Цей прилад дозволяє визначити верхню межу прихоплення шляхом нанесення магнітних міток на бурильну колону.

Суть роботи:

Під дією струму прихватовизначник утворює магнітне поле,яке наносить на бурильну колону,тобто він утворює магнітні мітки на бурильній колоні. Під час розходжування бурильної колони магнітні мітки зникають і тільки залишаються на нерухомі колоні. З допомогою реєструю чого приладу визначаємо глибину, де залишились магнітні мітки іде зникли. Місце від залишених міток до місця де мітки зникли – верхня вежа прихоплення бурильної колони.

Порядок роботи:

У відкритий кінець бурильної колони опускають прихватовизначник нижче ймовірної зони прихоплення. Піднімають за допомогою реєструючого пристрою і записують значення магнітної індукції.

Після підйому знову опускають нижче зони прихоплення. При підйомі через кожні 10 – 15 м підйом припиняють,подають струм і наносять мітки.

Після підйому прихвативизначника на устя в не прихопленій частині б.к. мітки зникають, потім знову його спускають у свердловину нижче зони прихоплення і з допомогою реєструю чого приладу виявляють наявність магнітних міток по довжині колони. Співставивши величину магнітної індукції після першого і 3 – го підйомів визначаємо місце прихоплення б.к.

 

 

Причини ГНВП

1. Геологічні – наявність пласта з неврахованим великим пластовим тиском і високою проникністю; утворення штучних газонасичених пластів через перетік газу знизу

2. При зниженні гідростатичного тиску: зменшення густини бурового розчину з різних причин, зниження рівня(поглинання, підйом інструменту), високе СНС бурового розчину, яке при відсутності циркуляції призводить до зависання розчину

3. Без зниження тиску на пласт: з вибуреною породою, через дифузію. В останньому випадку коли довго не було промивки ствола

4. Спуск бурильної колони чи обсадної колони з високою швидкістю, що призвело до гідророзриву пласта і поглинання з падінням рівня і депресією на проявляючий пласт

5. Руйнування зворотнього клапана при спуску обсадної колони, що призвело до падіння рівня і зниження гідростатичного тиску

Заходи із запобігання ГНВП

1. Герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти

2. Систематично контролювати параметри бурового розчину, який виходить зі свердловини

(густину і вміст газу через кожних 15 хв.). Підчас розкриття горизонтів з аномально високим пластовим тиском необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів і вносити корективу в їх зміни.

3. Реологічні параметри бурового розчину та добовий відстій звести до мінімально можливих значень, що дозволить краще відділяти газ із розчину.

4. Ретельно дегазовувати буровийрозчин, який виходить із свердловини; за високої концентрації газу у розчині доцільно призупинити поглиблення свердловини і у процесі циркуляції розчину дообважнити його або замінити свіжим з підвищеною густиною.

5. На буровій мати запас бурового розчину необхідної якості для розкриття газоносного горизонту у кількості, якадорівнює двом-трьомо б’ємам свердловини.

6. Підчас підйому бурильної колони доливати у свердловину буровий розчин з такимрозрахунком, щоб його рівень був на устіс вердловини.

7. У нижній частині бурильної колони встановити зворотний клапан або під вертлюгом кульовий кран високого тиску.

8. Не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання, своєчасне промивання дозволить виділити газ, що поступає внаслідок дифузії тощо.

9. Усхему циркуляційної системи включитирівнемір, витратомір та інші прилади та пристрої.

10. Провести відповідні навчання з членами бурової бригади дляз апобігання ГНВП, розподілити їх обов’язки на випадок початку ГНВП.

Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з ліквідації аварії приступають спеціалізовані протифонтанні служби.

 

П

Вловлювач з промивкою

Ловители с промывкой предназначены для захвата оставшейся в скважине бурильной колонны за наружную часть трубы или замка.

Ловитель состоит из переводника, корпуса, спи­ральной пружины, нажимной втулки, уплотнительной резино­вой манжеты, двух ловильных плашек и воронки.

Корпус имеет в нижней внутренней части коническую поверх­ность для движения по ней плашек и трубную резьбу на концах корпуса для подсоединения воронки и переводника. Внутри корпуса в специальные пазы запрессованы две шпонки, между ко­торыми помещаются плашки, имеющие с внутренней стороны левую специального профиля ловильную резьбу. Резьбой захва­тывается извлекаемая часть колонны за трубу или замок.

Выступы и пазы на плашках позволяют им равномерно пере­мещаться вдоль шпонок. Над плашками устанавливают кольцо и резиновую манжету, которая имеет внутренний диаметр меньше диаметра захватываемого элемента бурильной колонны, что позволяет его герметизировать внутри корпуса и надежно осуществлять цирку­ляцию бурового раствора через извлекаемые трубы. Поверх манжеты устанавливается нажимная втулка с надетой на нее спиральной пружиной. Все внутренние узлы (от плашки до спиральной пружины) поджимаются переводни­ками ловителя.

К нижней части ловителя подсоединяется воронка, обеспечивающая завод в него конца трубы.

Перед спуском ловителя в скважину, кроме общего состояния узлов и резьб, проверяют: со­ответствие размеров установленных плашек и манжет размерам элементов бурильной колонны на участке захвата; плавность перемещения пла­шек по пазам корпуса (вверх — от усилия рук со стороны захвата, вниз — под действием пружины); состояние поверхности резиновых ман­жет—она должна быть гладкой без рисок, трещин и других дефектов.

Ловителем работают следующим образом.

Его присоединяют к колонне бурильных труб или к обсадной трубе (в случае необходимости захвата ниже торца извлекаемой трубы более чем на 1 м). Ловитель спускают на расчетную глу­бину, восстанавливают циркуляцию бурового раствора, легкими поворотами бурильной колонны на 180—270° заводят в ловитель конец трубы, оставленной в скважине. Далее ловитель опускают без вращения. В процессе спуска конец трубы, упираясь в плашки, перемещает их по конической поверхности и, раздвигая их, проходит через резиновую манжету. При последующей натяжке колонны плашки опускаются по конусу и зажимают зашедшую в ловитель трубу под действием пружины, а манжета герметизирует пространство между трубой и корпусом ловителя. Если при натяжении бурильная колонна сразу не освобождается, то усиливают циркуляцию бурового раствора и снова пытаются поднять колонну, возможно, с расхажнванием. Если и в этом случае освободить колонну не удается, то применяют другие методы ликвидации аварии, а ловитель освобождают.

Ловитель является инструментом освобождающегося типа. Для его освобождения бурильную колонну натягивают и затем резко опускают на 20—30 см. При этом плашки, закрепившиеся на трубе, остаются на месте, а корпус со шпонками опускается. При дальнейшем вращении колонны вправо с медленным подъемом плашки сбиваются, и ловитель освобождается.

Технологія проведення ПГІС.

1 Визначити верхню межу прихоплення, а при нагоді і інтервал прихоплення.

2 Забезпечити бурову двома діафрагмовими камерами, засувкою високого тиску, нагнітальною головкою та наголовником.

3 У верхній частині бурильної колони встановити ОБТ так, щоб її верхня частина виступала над ротором не більше, ніж на 40-50 см.

4 Відновити циркуляцію, інтенсивно промити свердловину до вирівнювання параметрів бурового розчину.

5 Приєднати до бурильної колони наголовник з діафрагмами, вибраними відповідно до розрахунку. Опресувати наголовник, нагнітальну головку та діафрагмову камеру на тиск, що перевищує максимальний при ГІС на 25 %. Обв’язати обладнання для проведення ГІС відповідно до схеми на рисунку 2.1.

6 Цементувальні агрегати під’єднати до відвідних патрубків нагнітальної головки і до приймальних ємностей з водою.

7 Розвантажити бурильну колону повністю (якщо її вага до місця прихоплення менша 1000 кН), або частково (якщо її вага до місця прихоплення перевищує 1000 кН). Залишати бурильну колону, підвішену на талевій системі, або закріпляти натягнуту колону у роторі забороняється.

8 Закачати в бурильну колону воду чи іншу рідину, яка має значно меншу густину від густини бурового розчину у свердловині у розрахованій кількості. Перепад тиску необхідно забезпечити в межах 10-15 МПа, але не менше 6 МПа. Висота стовпа води в колоні повинна бути не більше 2/3 її довжини.

9 Для отримання серії імпульсів закачування води не припиняють до розриву діафрагм, яких у наголовнику є 5 штук.

1 - нагнітальна головка; 2 – діафрагма наголовника; 3 - засувка

Запобігання поглинань

Найчастіше для зменшення інтенсивності поглинання застосовують такі методи:

- зменшують густину розчину;

- регулюють структурно-механічні властивості промивальної рідини;

- збільшують кольматуючі властивості бурового розчину;

- зменшують подачу бурових насосів;

- обмежують швидкість СПО бурильної колони та механічної швидкості буріння в зоні поглинаючого горизонту;

- збільшують зазор між бурильною колоною і стінками свердловини, звернувши особливу увагу на зазор між ОБТ і стінками свердловини;

- попередньо руйнують структуру розчину перед запуском бурових насосів та інші.

У більшості випадків при розбурюванні проникних тріщинуватих пластів запобігти поглинанню вдається при рівновазі тисків у свердловині і пласті, тобто .

Визначення, типи, ознаки, характеристика та причини поглинань бурового розчину

Поглинання – це гідродинамічна взаємодія між стовпом рідини у свердловині і пластом, у результаті якої спостерігається поступлення розчину в поглинаючий горизонт з проникністю, яка ускладнює подальше поглиблення свердловини.

Причини поглинань:

Ø наявність в розрізі свердловини сильно проникних, тріщинуватих порід тощо;

Ø перевищення гідравлічного (гідродинамічного) тиску над пластовим

, (1.1)

де – тиск в свердловині напроти поглинаючого пласта;

– тиск поглинання.

Є два типи поглинань: повне, часткове

При частковому поглинанні

Q_в≠0; h_д=0; h_с ≥ 0

При повному поглинанні

Q_в=0; h_д>0; h_с > 0

Q_в—витрата бурового розчину що витікає із свердловини

h_д –динамічний рівень бурового розчину в свердловині, тобто рівень при промивці

h_с -- статичний рівень, який встановлюється після зупинки промивки.

Ознаки поглинань;

1) прямі

§ рівень розчину в приймальних ємкостях зменшується

§ к-ть розчину що входить у свердловину менша за ту що виходить

2) побічні

§ швидкість буріння зростає (проходка)

§ тиск на стояку зменшується

§ винос шламу на віброситах зменшується

§ змінюються параметри бурового розчину, особливо тоді коли вище поглинаючого пласта розміщені газові горизонти