Гнвп. выброс.открытый фонтан.
ГНВП— это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте.
Выброс —кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.
Открытый фонтан — неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования
16. Поведение газа в скважине
· в растворенном состоянии;
· в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно). в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия);
· виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим);
· в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия);
· Размер пузырьков равен:
· dп =6q/ kg(r—rг)
· dп =6t0 / Кg(r—rг)
Причины возникновения ГНВП
1.Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ. 2.несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин. 3.Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.4. Поглощение жидкости, находящейся в скважине. 5. Глушение скважины перед началом работ неполным объемом. .6. Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.7. Нарушение технологии эксплуата-ции, освоения и ремонта скважин. 8.Длительные простои скважины без промывки. 9.Наличие в разрезе газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
18. Основные признаки газонефтеводопроявлений.
· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
- Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
- Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
- Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
- Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
- Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
- Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
- Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях
19. Изменение давления в закрытой и открытой скважине при всплытии газовой пачки.
· Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта)
· Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие – фонтан. Если при тех условиях газ поднимает. в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увелич.Что приводит к уменьш.гидростатч. столба бурового раствора и, Соответственно,к снижению забойного давления..
· Изменение давления в закрытой скважине при всплытии газовой пачки
· Руст =0 Pз =rg (Н-hr)
· Руст =rg (Н-hr) Pз =2rg (Н-hr)
· ТАКИМ ОБРАЗОМ!!!! При закрытой скважине на некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану
20. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИКе БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС И ПРС.
· Сложные ремонтные работы (за исключением вырезки обсадных колонн) разрешается производить с мачт грузоподъемностью не менее 25 тс.
· Расстояние между ногами мачты должно быть не менее 4 м, а высота ее не менее 18м — при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 25 тс; мачта высотой 20 м применяется при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 50 тс; мачта высотой 22 м при использовании двух трубок (длиной не более 15 м) и оборудования грузоподъемностью 25 тс. На мачтах высотой 15. м, удовлетворяющих остальным требованиям данного пункта, разрешается использовать однотрубки длиной не более 8 м.
· Разрешается работать без оттяжного ролика, если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору. При этом следует:
а) подъемник оборудовать безопасной шпилевой катушкой;
б) оборудовать площадку для работы на катушке;
в) роторную цепь и звездочки на валу лебедки оградить съемными металлическими кожухами с подстилающим направлением, предотвращающим провисание цепи;
г) подъемник оборудовать искрогасителем.
3. Рабочая площадка у устья скважины, оборудованной вышкой, должна иметь размеры не менее 4 х 6 м; оборудованной мачтой — не менее 3 х 4, а при работе с применением передвижных агрегатов — 4 х 5 м.
Рабочая площадка должна сооружаться из бутобетона с деревянным настилом толщиной не менее 70 мм, иметь с трех сторон к устью уклон 0,03°, а со стороны мостков — 0,015°, чтобы обеспечить сток жидкости. Она может быть и передвижной, состоящей из металлических блоков. Высота рабочей площадки при работе с передвижных агрегатов должна быть 1—1,2 м.
4. Ширина мостков перед скважиной должна быть не менее 2 м и длиной не менее 14 м, а доски плотно пригнанными. При работе с мачты мостки должны быть длиной не менее 8 м.
Приемный мост должен быть горизонтальным или с уклоном не более 1 : 25. Уклон сходов должен быть не более 20°.
5. Фундамент под передвижной агрегат собирается из железобетонных плит размером 3000 х 1050 х 140. В некоторых нефтяных районах страны плиты укладывают на гравийную подушку слоем в 250 мм.
6. Перед передвижением агрегатов, тракторов-подъемников через замерзшие реки и другие водоемы необходимо проверить ледяной покров, определить допустимую на него нагрузку и уточнить трассу
7. Стеллажи должны обеспечивать укладку труб не более, чем в 4 ряда по вертикали при высоте штабеля до 1,25 м. Они должны иметь переходы, а также стойки, препятствующие раскатыванию труб.
8. Если в прогнозе погоды ожидается ветер силой более 6 баллов, ремонтные работы должны быть приведены в состояние, безопасное для их остановки, а рабочие с отдельных морских оснований должны быть сняты.
21. РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ. ОБСЛЕДОВАНИЕ ПЕЧАТЯМИ.
Перед началом капитального ремонта скважины по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выяснить техническое состояние эксплуатационной колонны.
Исследование и обследование состояния скважин проводят с помощью различных измерительных приборов, для спуска которых применяют различное оборудование и устройства.(рис. 9).
Обследование печатями
Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм; в центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину.
Диаметр печати на 10—20 мм меньше диаметра обследуемой колонны.
Кроме печатей со свинцовой оболочкой применяют и такие, в которых свинец заменен сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы.
Основными узлами универсальной печати типа ПУ-2 (рис. 10) являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. На утолщение в нижней части корпуса надевается резиновый стакан, который крепится к корпусу четырьмя винтами. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка с «перьями». На средней цилиндрической части корпуса установлен направляющий винт и нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого на кольцевой заплечник корпуса зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. Зажимное устройство — состоит из нажимной втулки и гайки . В верхней части корпуса имеется переводник с замковой резьбой для присоединения печати к колонне труб.
Предварительное обследование колонны печатями до ремонтно-изоляционных работ и при возврате на нижележащие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне или фильтровой части до цементирования скважины могут привести к осложнениям.
Осмотр печати перед спуском и после ее подъема, посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования должны производиться под контролем бурового мастера. Не допускается посадка печати дважды, т.к. это неточный и неправильный отпечаток. Нельзя также после подъема из скважины ударять по оболочке печати металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать печать и т.д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ.
Отпечатки следует внимательно изучать и фиксировать в соответствующей документации, а при необходимости фотографировать.
22. Перекрытие дефектов в эксплуатационной колонне путем спуска дополнительной колонны
· К дефектам, которые можно устранить, относятся смятие и слом обсадной колонны. Величина смятия колонны может быть различной, и оценивается она по изменению внутреннего диаметра колонны.
· Если смятия по длине равны одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны и в результате внутренний диаметр сузился до 0,85 номинальной величины, то такие смятия считаются небольшими.
Смятия считаются значительными, если они по длине равны трем — двадцати диаметрам обсадных труб и вызывают сужение их внутреннего диаметра до 0,8 его номинальной величины. В зависимости от величины смятия применяют тот или иной вид инструментов.
Перед началом работ по исправлению дефекта колонны необходимо установить причины смятия и в дальнейшем
предусмотреть проведение мероприятий, устраняющих их (укрепление стенок скважины с помощью спуска дополнительной колонны или спуска колонны «летучки»).Смятия в обсадных колоннах после обследования и установления места и степени дефекта исправляются с таким расчетом, чтобы спускаемые впоследствии в скважину инструменты проходили свободно. Исправление места смятия в колонне производят справочными долотами, грушевидными и колонными конусными фрезерами. Исправление начинают инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального диаметра проходной части в смятой части колонны.
После спуска инструмента до необходимой глубины начинают вращать его ротором, одновременно при этом скважину промывают. Частота вращения ротора изменяется от 40 до 80 об/мин. Проработав первым справочным долотом смятый участок обсадной колонны, инструмент поднимают и заменяют справочное долото на другое, имеющее диаметр на 5 мм больше, чем предыдущее. (По мере расширения места смятия, используют одно за другим справочные долота с увеличением диаметра на 5 мм.)
23. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ ПРИ КРС.
Работы по ремонту крепи включают исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за колонной, устранение негерметичности колонны и изоляцию подошвенных, контурных и нагнетаемых вод. План ремонта скважины должен включать геолого-технические данные, причины и цель ремонта, состояние ствола к моменту ремонта, перечень намеченных мероприятий, описание технологического цикла ремонтных работ с указанием количественных характеристик параметров операций, а также ответственных исполнителей по каждой технологической операции
Одним направлением капитального ремонта скважин являются ремонтно-изоляционные работы, связанные с прекращением или снижением поступления воды в скважину. Источниками воды являются:
1. Система ППД, когда вода закачивается в нефтенасыщенный пласт.
2. Вышележащие или нижележащие неперфорированные водоносные горизонты при недостаточной толщине непроницаемых (глинистых) разделов между нефтенасыщенными и водонасыщенными горизонтами и их нарушении при реализуемых депрессиях в процессе эксплуатации скважины. Если непроницаемые разделы имеют большую толщину и не нарушаются в процессе эксплуатации скважины, вода может поступать через нарушенный цементный стакан (заколонные перетоки).
3. Обводненные пропластки перфорированного слоистого пласта.
4. Обводненные неперфорированные пропластки слоистого пласта непроницаемыми разделами небольшой мощности, и их нарушения в процессе эксплуатации скважины.
5. Водяные конусы подошвенной воды.
Изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. По отношению к нефтяным горизонтам коды подразделяют на: верхние, нижние, контурные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные.
· Для разработки рациональных мероприятий по изоляции посторонних вод и получения эффективных результатов необходимо знать: причины поступления посторонних вод в скважины; горизонт (объект, к которому принадлежит вода); пути движения вод; глубину залегания водоносного горизонта (пласта, объекта).
· Изоляция от проникновения верхних вод
· После выявления места притока работы по изоляции от проникновения верхней воды, поступающей через дефект в эксплуатационной колонне, производят следующими способами:
· а) заливкой цементным раствором на водной основе через дефект колонны под давлением с последующим разбуриванием цементного стакана;
· б) заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора;
· в) спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием;
· г) спуском специальных пакеров.
· Изоляцию от верхней воды, поступающей по затрубному пространству через отверстия фильтра, проводят:
· а) заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или с промывкой излишка цементного раствора;
· б) заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.
·
§
Местоположение каналов утечки флюидов из колонны часто определяют гидроаэродинамическими методами. Гидроаэродинамические методы исследования включают поинтервальную опрессовку негерметичной колонны газообразным агентом или пачкой высоковязкой жидкости. Поинтервальная опрессовка обсадных колонн газообразным агентом осуществляется для поиска мест утечки газа, являющихся причиной межколонных проявлений на устье при освоении и эксплуатации скважин.
Поинтервальную опрессовку обсадных колонн пачкой высоковязкой жидкости проводят, если негерметичность колонны по жидкости регис-трируется лишь падением давления при опрессовке. В последнем случае нередко применяют поинтер-вальноую опрессовку колонны с помощью пакера.
25. Поинтервальная опрессовка колонны газообразным агентом
Для определения интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки на скважине устанавливают цементировочный агре-гат (ЦА), газонагнетающий агрегат – автомо-бильную газификационную установку (АТУ) со сжиженным азотом или паропроизводительную установку (ППУ). По согласованию с местными органами РГТИ допускается применение воздушного компрессора (УКП-80 и др.).
Ø Если за это время давление в межколонном пространстве не возросло, то открывают кран 7 и, продолжая нагнетать газ (пар) в затрубное пространство, дополнительно снижают уровень в затрубном пространстве на величину от 50 до 100 м.
Ø Очередной интервал колонны спрессовывают таким же способом и в том же порядке. Участки колонны опрессовывают до тех пор, пока повышение давления в межколонном пространстве не укажет на наличие негерметичности в очередном исследуемом интервале. Затем скважину заполняют буровым
26. Определение местоположения сквозных дефектов обсадных колонн
Если негерметичность колонны характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, то поинтервальную опрессовку ко-лонны следует производить при спуске пакера в сква-жину через каждые 300 — 500 м. После установки пакера опрессовке рекомендуется подвергать подпакерное пространство. Это ускоряет процесс поиска, так как не требуется герметизация ЗП. Отсутствие погло-щения при очередном цикле опрессовки укажет на наличие нарушения в интервале наращенных труб. Местоположение нарушения можно уточнить при последующем подъеме пакера опрессовкой колонны, при необходимости—после каждой поднятой трубы.
Если при проверке скважины на приемистость наблюдается выход циркуляции на поверхность и количество закачиваемой и вытекающей жидкости одинаково, то осуществляют закачку индикатора (красителя). Глубину дефекта LB определяют по формуле:
LB= Vn /0.785 DОК
где Vn — объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; DK — внутренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).
27. Схема обводнения скважины чуждыми, подошвенными и промежуточными водами
Верхняя и нижняя воды залегают соответственно выше или ниже нефтяного пласта.
Контурная (краевая или крыльевая) вода залегает в пониженной части нефтяного пласта (в антиклинальных складках).
Подошвенная вода в отличие от контурной располагается по всему пласту, занимая нижнюю часть его непосредственно под нефтью. В ряде случаев эта вода залегает в отдельном пропластке отделяясь от нефти небольшими глинистыми пропластками.
Промежуточная вода. Нефтяной пласт нередко состоит из отдельных пропластков, у которых контуры нефтеносности не совпадают. Свойства воды, заполняющей такие пропластки, часто не отличаются от свойств пластовых вод. Такие воды называются промежуточными.
28. Разобщение пластов при эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов..
Если вода проникает в скважину через нижнюю часть объединенного фильтра, в стволе создают цементный стакан с учетом перекрытия водоносного пропластка.
Сущность этих работ заключается в следующем. В скважину спускают заливочные трубы до забоя, промывают ее водой, а затем цементируют без давления.
Если вода проникает в скважину через верхнюю часть фильтра, изоляцию ее проводят цементированием под давлением через заливочные трубы. Для этого нижнюю часть фильтра затрамбовывают песком во избежание попадания в эту зону цементного раствора. Конец заливочных труб устанавливают несколько выше водоносного пропластка и производят цементирование под давлением с последующим разбуриванием или вымывом излишка цементного раствора. По окончании работ испытывают колонну на герметичность.
29. ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ. Возврат скважины на вышележащий горизонт и на нижележащий горизонт
Возврат скважин на выше – или нижележащий горизонт – мероприятие, применяемое на многопластовых месторождениях с целью более полного использования эксплуатационных скважин.
Принятая разработка нефтяных месторождений по системе «снизу—вверх» предусматривает возможность использования скважин для поочередной эксплуатации ряда горизонтов и пластов по мере их истощения или по другим техническим причинам. Скважины, после того, как они выполнили свое назначение на каком-либо объекте эксплуатации, переводят на эксплуатацию другого объекта. Решение о переводе скважин (возврата) на другие горизонты принимают, если нет возможности использования их в качестве пьезометрических, наблюдательных, нагнетательных на данном горизонте.
30. Причины возврата скважины на другой горизонт.
1) истощения эксплуатационного объекта;
2) обводнения эксплуатационного объекта контурной водой;
3) необходимости прекращения эксплуатации объекта, как дегазирующего нефтеносный горизонт;
4) невозможности ликвидации аварий, исправления дефектов эксплуатационной колонны и т.д. (технические причины).
31. ТАМПОНАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ РЕМОНТЕ КРЕПИ СКВАЖИН
Основным методом ликвидации негермет-ичности обсадных колонн и заколонного пространства является тампонирование под давлением. Этот и другие методы РИР включают вспомогательные операции по установке разделительных тампонажных мос-тов, наращиванию цементного стакана, насыпке песчаных пробок, намыву наполните-лей. Тампонажные материалы и технологиче-ские схемы проведения тампонажных работ следует выбирать в зависимости от целей РИР, геолого-технических и гидротермальных условий в изолируемой зоне скважины
32. Способы тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана
Таблица…
В скважинах, где наблюдается отдача пласта, способ тампонирования должен обеспечить ОЗЦ под избыточным давлением без промежуточной разгрузки колонны от давления для подъема части НКТ в безопасную зону. Эти же способы следует применять в не заполняющихся скважинах, а также в заполняющихся скважинах, где отдача пласта отсутствует, в случаях, когда условия РИР требуют формирования изоляционных экранов под избыточным давлением при ОЗЦ, например, при ремонте колонн в зоне слабосцементированных пород, ликвидации межпластовых перетоков в неперфорированных интервалах колонны и др.
33. Тампонирование под давлением через НКТ и обсадную колонну
Способ применяется для ускорения процесса доставки тампонирующей смеси к изолируемой зоне в скважинах, заполняющихся буровым раствором при проверке на приемистость.
Нижний конец НКТ устанавливают над зоной ввода (отверстия в колонне) на расстоянии, вмещающем расчетный объем тампонирующей смеси. Закачивая буровой раствор в НКТ, следует восстановить циркуляцию. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают и продавливают тампонирующую смесь в скважину. После достижения тампонирующей смесью нижнего конца НКТ выкид из затрубного пространства закрывают и продолжают продавливание до выхода всей смеси из труб.
При обратной промывке производят контрольный вы-мыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь задавлив. пласт до достижения требуемого давления.
Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под давлением.
34. Тампонирование под давлением через НКТ, установленные над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну
Если восстановления циркуляции не произошло, то следует прокачать в НКТ и затрубное пространство одновременно контрольное количество бурового раствора, равное удвоенному внутреннему объему участка колонны от нижнего конца НКТ до нижней границы зоны ввода, а затем поднять трубы над зоной ввода на расстояние, вмещающее объем тампонирующей смеси. После ОЗЦ операцию следует повторить.
Если циркуляция восстановилась, то оставшуюся в затрубном пространстве и НКТ тампонирующую смесь следует задавить в пласт.
Этот способ применяется в следующих случаях: при изоляции нижних и подошвенных вод, когда планируется нарастить цементный стакан над искусственным забоем;
при изоляции нижних и подошвенных вод, когда протяженность интервала перфорации составляет более 10 м;
при изоляции дефектов крепи, когда приемистость скважины меньше 0,5м.куб./час*МПа
при изоляции дефектов крепи, когда планируется вымыв тампонирующего состава из изолируемого объекта после РИР В заполняющихся скважинах способ осуществляют при выполнении следующих условий:
использовании тампонирующих составов с пониженной водоотдачей, обработанных пластифицирующими стабилизирующими добавками;
применении НКТ с алюминиевым хвостовиком или наличии специального устьевого оборудования с сальниковыми уплотнениями, допускающего расхаживание НКТ при задавливании тампонирующей смеси в пласт.
Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1 — 2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Затем закачивают буровой раствор в НКТ при открытом затрубном пространстве, восстанавливают циркуляцию. Тампонирующую смесь закачивают и продавливают в скважину до за-полнения ею перфорированного или нарушенного интервала колонны
Закрывают выкид из затрубного пространства и задавливают тампонирующую смесь в пласт при непрерывном расхаживании НКТ.
После достижения требуемого давления нижний конец НКТ поднимают на 10 — 15 м выше зоны ввода тампонирующей смеси за колонну.
Продолжая расхаживать НКТ, в скважине вновь создают требуемое давление для нагнетания тампонирующей смеси в пласт. Излишки тампонажной смеси вымывают из скважины при обратной промывке с противодавлением, значение которого должно быть не меньше запланированного на период ОЗЦ.
НКТ поднимают на 100 — 150 м и скважину оставляют в покое на период ОЗЦ под запланированным давлением.
35. Комбинированный способ тампонирования под давлением.
Этот способ применяется при любом виде РИР в заполняющихся и незаполняющихся скважинах, когда вымыв тампонирующего состава из зоны изоляции не планируется.
При доставке тампонирующей смеси в скважину нижний конец НКТ находится ниже зоны ввода, а при задавливании смеси в пласт — выше него. Нижний конец НКТ устанавливают ниже зоны ввода на 1 — 2 м или у нижней границы планируемого цементного стакана. Закачивают и продавливают тампонирующую смесь до равновесия столбов жидкости в трубах и кольцевом пространстве за НКТ. НКТ приподнимают выше уровня тампонирующей смеси в колонне на 30 — 50 м. При обратной промывке производят контрольный вымыв для гарантии отсутствия тампонирующей смеси в кольцевом пространстве за НКТ. Тампонирующую смесь задавливают в пласт до достижения требуемого давления. Затем давление плавно снижают до планируемого значения и скважину оставляют в покое на время ОЗЦ.
36. Тампонирование под давлением с непрерывной прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству
Способ применяется для устранения негерметичности обсадных колонн, когда местоположение дефекта не установлено и непрерывная закачка жидкости через него при давлениях, допустимых для колонны, невозможна, а приемистость характеризуется лишь падением при опрессовке колонны на воде.
Нижний конец НКТ устанавливают на 5 — 10 м выше искусственного забоя. В качестве тампонажного материала используются гелеобразующие или водонерастворимые отверждающиеся ПТМ, рецептура которых подбирается по максимальной температуре в стволе скважины Приготовленную тампонирующую смесь перекачивают в одну из половин мерной емкости цементировочного агрегата (ЦА). Другую половину заполняют буровым раствором. Закачивая буровой раствор в затрубное пространство при открытом трубном с подачей 3 — 5 л/с, восстанавливают циркуляцию. Штуцеруя выкид из НТК, устанавливают давление в колонне при циркуляции жидкости, не превышающее регламентированное при опрессовке скважины.
Не прекращая закачки, переключают краны ЦА на подачу тампонажного состава в скважину. Тампонажный раствор прокачивают по затрубному пространству, не допуская превышения давления в колонне над допустимым. По мере перехода раствора из затрубного пространства в НКТ, постепенно уменьшая подачу насосов, снижают давление прокачки от 20 до 30 % ниже первоначального и вымывают излишки тампонирующей смеси на поверхность. Скважину оставляют в покое на период ОЗЦ.
37. Тампонирование под давлением с применением пакера
Этот способ применяется в следующих случаях:
Ø для защиты обсадных колонн при давлении нагнетания, значение которого превышает допустимое для опрессовки;
Ø для защиты продуктивных пластов от загрязнения при нагнетании тампонирующей смеси в изолируемый интервал, расположенный ниже зоны перфорации:
Ø — для направленной подачи тампонирующей смеси под давлением в изолируемый объект, выше которого имеются негерметичные отверстия в колонне.
Применение способа допускается в заполняющихся и незаполняющихся скважинах. Тампонирование под давлением по затрубному пространству при установленном пакере запрещается, кроме случаев применения гелеобразующих ПТМ или использования алюминиевых или других легкоразбуриваемых НКТ.
НКТ спускают с пакером, который располагается над зоной ввода тампонирующей смеси за колонну. Рекомендуется низ пакера оборудовать алюминиевым хвостовиком длиной не менее 3 м, башмак которого устанавливают над зоной ввода на расстоянии до 3 м. Проверяют чистоту спущенных труб прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве, равном их внутреннему объему от устья до статического уровня. Устанавливают пакер.
Проверяют приемистость изолируемого объекта при установившемся режиме подачи насосов прокачкой в НКТ бурового раствора в количестве не менее внутреннего объема труб. Тампонирующую смесь закачивают в НКТ. Закачивают расчетный объем продавочной жидкости. Если надпакерное затрубное пространство герметично, то для уменьшения осевой нагрузки на пакер рекомендуется в кольцевое пространство закачать буровой раствор и создать давление, допускаемое при опрессовке колонны.
Тампонирующую смесь залавливают в пласт. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ.
Тампонирующую смесь залавливают в пласт. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах. Освобождают пакер. Распакеровку контролируют расхаживанием колонны НКТ. При наличии циркуляции излишки тампонирующей смеси вымывают из скважины обратной или прямой промывкой. Поднимают 100 — 150 м НКТ, заполняют скважину буровым раствором и оставляют в покое на время ОЗЦ. В заполняющихся скважинах после работ НКТ поднимают на 50 — 100 м выше поглощающего интервала (зоны дефекта колонны, интервала перфорации). Перед ОЗЦ для вытеснения возможных остатков тампонирующей смеси прокачивают в трубное и затрубное пространство буровой раствор в количестве, равном объему НКТ и объему колонны от башмака труб до нижней границы поглощающей зоны.
38. Крепление призабойной зоны скважин химическими веществами
основано на введении различных смолообразующих веществ. Вводимая смола после застывания сохраняет необходимую пористость и проницаемость.
Сущность метода заключается в том, что в призабойную зону закачивают водорастворимую фенолформальдегидную смолу. Смола представляет собой легкоподвижную жидкость вишнево-коричневого цвета плотностью 1,13-1,15 г/см3. Смола затвердевает в пласте при высокой температуре (выше 600 С).
Химический метод обработки применяют только в скважинах, выделяющих обильное количество песка.
Если в призабойной зоне происходят обвалы с разрушением кровли пласта, то такие скважины не должны подвергаться химической обработке. В скважине не должно быть притока чужих вод; обработка может быть начата только после их изоляции.
39. Крепление песчано-цементной смесью.
проводят только в скважинах с хорошей поглотительной способностью.
Крепление производят следующим образом:
В скважину спускают заливочные трубы с расчетом установки башмака их на 5 м выше верхних отверстий фильтра. Затем закачивая воду в заливочные трубы создают циркуляцию. При закрытом кране на выкиде определяют поглотительную способность скважины.
Для оттеснения нефти из призабойной зоны и создания условий для лучшего схватывания цемента скважину перед обработкой закачивают несколько куб.метров воды с ПАВ (например, сульфанола 0,01% от массы воды). Затем приступают к обработке скважины.
В колонну заливочной трубы закачивают 0,5 м3водоцементного раствора с целью предотвращения осаждения песка из песчано-цементного раствора.
После закачивания всего объема смеси ее вытесняют из заливочной трубы закачиванием воды в объеме заливочной колонны при открытом кране.
Затем закрывают кран и песчано-цементную смесь продавливают в пласт путем закачивания воды в заливочные трубы. По окончании поднимают трубы и скважину оставляют на затвердения на 48 часов.
40. Структурно-механические свойства тампонажных соствов для КРС
41. Виды аварий при капитальном ремонте скважин.
сложные аварии, связанные с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников, нарушения в обсадных колоннах, проникновение в продуктивный пласт пластовых вод образование плотных соляно-песчаных пробок на забое, прихваты труб, пакеров и смятий обсадных колонн.
Операции по ликвидации скважин.
• Пескообразование
• Повреждение пласта
• Отложения парафинов и АСПО
• Отложение солей
• Эмульгирование нефти в воде
• Коррозия
• Утилизация соленой воды
• ГНВП
42. Извлечение прихваченных труб.
. Обычно прихваченной пробкой оказывается нижняя часть труб, за исключением случаев, когда прихват произошел вследствие слома в верхней части эксплуатационной колонны.
Существует несколько способов освобождения труб от прихвата пробкой.
Один из способов — расхаживание. Расхаживание производят натяжкой колонны труб. Нагрузка при натяжке должна быть на 60—70% меньше разрывных усилий для данного диаметра и марки труб, чтобы избежать их обрыва.
Расхаживание следует проводить равномерно, натяжки давать не более, чем на 0,3—0,5 м за один прием, периодически оставляя трубы под натяжкой. Продолжительность натяжек зависит от схемы лифта спущенных труб, глубины скважины и характера прихвата.
В процессе эксплуатации скважины компрессорным способом возможны следующие случаи прихвата вследствие образования песчаной пробки или окалины: 1) первый ряд труб прихвачен, второй свободен; 2) первый ряд свободен, второй прихвачен; 3) прихвачены оба ряда.
Способы извлечения труб в каждом из указанных случаев различны.
Извлечение труб при прихвате первого-ряда и свободного-второго ряда. Для того чтобы убедиться в том, что произошел указанный случай прихвата, дают натяжку второму ряду труб и полностью извлекают. Затем в кольцевое пространство закачивают воду. Заполнение водой этого пространства является признаком прихвата труб первого ряда. В таких случаях не рекомендуется создавать большие давления с целью продавки песчаной пробки в пласт во избежание большего уплотнения пробки.
Извлечение прихваченных труб обоих рядов. трубы извлекают поочередным отвинчиванием.
Порядок производства работ таков: трубы второго ряда пропускают вниз насколько возможно, полностью разгружают и только тогда отвинчивают внутри первого ряда. После подъема отвинченных труб второго ряда, 114-м трубы первого ряда захватывают труболовкой на бурильных трубах с левым направлением резьбы и пропускают вниз также до полной разгрузки, затем отвинчивают и извлекают их.
В последующем отвинчивают и извлекают поочередно трубы обоих рядов с помощью ловильного инструмента, имеющего размер, соответствующий диаметру конца труб, оставшихся в скважине.
43. Извлечение полетевших труб при помощи захватных устройств.
Техника извлечения полетевших в скважину труб заключается в следующем. С помощью печати устанавливают местонахождение и определяют состояние конца полетевших труб. Нарушения конца трубы бывают различными: разрыв, смятие, вогнутость краев во внутрь и т. п. Так как при этом невозможно захватить трубы ловильным инструментом как снаружи, так и изнутри, необходимо предварительно исправить конец трубы, а затем уже спускать ловильный инструмент. Исправление нарушенного конца трубы, когда он разорван и разворочен наружу, производят торцевыми фрезерами: когда фрезер с направлением свободно проходит вниз (на 1—3 м), захватывают трубу ловильным инструментом и при небольшой натяжке отвинчивают ее. При исправлении нарушенного конца трубы фрезер срезает ее разорванные концы, куски которых препятствуют дальнейшей работе фрезера. Срезанные куски трубы извлекают магнитными фрезерами — пауками, а затем приступают к работе фрезерами по исправлению нарушенного конца.
После извлечения трубы с нарушенным концом остальные трубы извлекают в обычном порядке.
При полете насосных труб со штангами, если штанги не ломаются и не располагаются в скважине рядом с трубами, а остаются внутри их, ловильные работы не представляют особых трудностей. Если штанги в результате полета ломаются, искривляются, располагаются рядом с насосными трубами или конец их оказывается выше конца труб, то ловильные работы носят более сложный и затяжной характер. Насосные штанги легко гнутся и поэтому при нагрузке на их конец могут сильно изогнуться (скручиваться в скважине), в результате чего иногда получается клубок изогнутых штанг, извлечение которых затруднительно. В этом случае при их извлечении часто образуется плотный металлический сальник, который впоследствии разрезают торцевыми фрезерами. Если даже конец штанги только изогнется, то захватить его ловильным инструментом затруднительно. Большей частью осложнения при ликвидации аварий со штангами происходят, когда у бурового мастера нет точных данных о местонахождении конца штанг. При этом скважину обследуют печатями, что приводит к деформации конца оставшихся штанг.
44. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
В практике западных государств уделяется серьезное внимание выбору жидкостей глушения — ЖГ для заканчивания и ремонта скважин и других специальных жидкостей — СЖ, в связи с необходимостью сохранения естественной проницаемости продуктивного коллектора. Актуальная задача повышения эффективности разработки нефтяных месторождений — сохранение фильтрационных свойств пород в ПЗП, близких к естественным. Ухудшение этих свойств происходит на всех этапах заканчивания скважины: первичном и вторичном вскрытии, креплении-цементировании, на стадии возбуждения притока, после глушения в процессе ремонта скважины.
За счет массообменных, теплообменных и других процессов также ухудшаются фильтрационные свойства коллектора. На месторождениях, содержащих парафинистые нефти, при бурении и эксплуатации скважин создаются условия, способствующие ухудшению условий фильтрации из пласта в скважину. Это влияет на процесс вовлечения в разработку всего интервала продуктивной толщи, ведет к снижению продуктивности скважины и эффективности разработки месторождения в целом на всех ее этапах. Поэтому задача заключается в создании жидкостей, наносящих минимальный ущерб продуктивной зоне
45. СУЩНОСТЬ НАРУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ ПЛАСТА
Если отдача скважины после капитального или текущего ремонта не такая, как предполагалась, то это вызвано нарушением эксплуатационных свойств пласта. Если коллектор может давать больше флюида, то, возможно, понадобится его стимуляция.
Жидкая фаза бурового раствора содержит много закупоривающих соединений. Глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 м или более, а нарушение эксплуатационных свойств пласта под его действием является одной из важных причин снижения добычи. Однако степень закупорки зависит от чувствительности пласта к фильтрату. Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то, что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо интенсивнее, чем в коллекторы низкой проницаемости) обычно не кольматируют, когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом. Проницаемость снижается в пределах до 100% в зависимости от типа породы пласта и растворов. Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде. В частности, понижение минерализации или увеличение рН воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действует так же, как частицы бурового раствора, вытесненные в его породу. По мере начала добычи мелкие частицы мигрируют в направление сужений либо образуют наносы в зависимости от размера зерен и пор.
46. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП.
· Физико-литологические
· факторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы;
· Физико-химические факторы;
· Термохимические факторы.
Большинство перечисленных факторов снижения проницаемости ПЗП действуют уже в процессе бурения и освоения скважин; они же являются определяющими при ремонте скважин.
Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин. Из-за интенсивного выделения растворенного газа и снижения давления и температуры в призабойных зонах выдаются твердые частицы карбоната кальция, сульфата кальция и бария, т.е. образуются отложения минеральных солей (ОМС).
49. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП
Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или фильтратом цементного раствора.
Проникновение глинистого и тампонажного растворов в трещины.
Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1 — 20 мм.
ü Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде.
ü Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций.
ü Кольматация пор пород ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.
§
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям:
Ø быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор;
Ø исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта;
Ø не оказывать коррозионного воздействия на металл скважин. оборудования и промысловых коммуникаций;
Ø обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необхо-димого для выполнения предусмотренных работ;
Ø жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.
ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических сое-динений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ)-фильтрат и, если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества АСПВ проника-ющие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совмес-тно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов.
Поскольку указанные межфазные пленки и ад-сорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в ЖГ синтети-ческих ПАВ.
- Нормы превышения гидростатического давления над пластовым
Глубина скважины (интервал), м | Минимальное превы-шение гидростатичкого давления раствора над пластовым, МПа | |
| для нефтеводонасы-щенных пластов | для газ-ных, газоконденсат-ных пластов, а также плас-ов в неизуч.ин-тервалах раз-ведочн. скв-ин | |
| 1000 1001 — 2500 2501 — 4500 4501 | 1,0 1,5 2,0 2,5 | 1,5 2,0 2,25 2,7 |
РАБОТЫ ПО ЛИКВИДАЦИЙ СКВАЖИН. Категории ликвидации скважин(1, 2 и 3-я категории).
1. Поисковые, разведочные, опорные, параметрические скважины, оказавшиеся “сухими” или водяными; не доведенные до проектной глубины, но вскрывшие проектный горизонт; давшие притоки нефти, газа; скважины с забалансовыми запасами или эксплуатация которых нерентабельна и т.д.
2. Добывающие скважины, оказавшиеся “сухими” или водяными; оценочные скважины, выполнившие свое назначение; нагнетательные, наблюдательные и скважины для сброса сточных вод и других промышленных отходов, оказавшиеся в неблагоприятных условиях.
3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам вследствие некачественной проводки или аварии при строительстве; аварии в процессе эксплуатации и т.д.
РАБОТЫ ПО ЛИКВИДАЦИЙ СКВАЖИН. Категории ликвидации скважин(4, 5 и 6-я категории).
4. Скважины, числящиеся в основных фондах НГДУ: после полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта; при снижении дебита до пределе рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта;
5. Скважины, расположенные в запретных зонах (полигоны, водохранилища, населенные пункты, промышленные предприятия и т.д.):
6. Скважины, законсервированные в ожидании организации промысла, в том числе зачисленные в состав основных фондов, если их консервация превышает 10 лет, а ввод этих площадей в разработку на ближайшие 5-7 лет планами не предусматривается;
ВОССТАНОВЛЕНИЕ СКВАЖИН, ПРИМЕНЕНИЕМ ВТОРОГО СТВОЛА.
Зарезка и бурение второго ствола – метод восстановления скважин.
1) обследуется состояние колонны;
2) цементируется колонна и ‘устанавливается отклонитель на требуемой глубине;
3) вскрывается окно в колонне;
4) забуривается второй ствол до заданной глубины;
5) проводится комплекс электрометрических работ;
6) производится спуск эксплуатационной колонны с последующим цементированием и опрессовкой;
7) перфорируется колонна против продуктивного горизонта
57. Технология вскрытия окна в колонне
Вскрытие окна в колонне производится с помощью инструмента – отклонитель.
Отклонитель-инструмент, придающий начальное направление скважине и предназначенный для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии окна в колонне и бурового инструмента при бурении второго ствола.Отклонитель представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах или на кабеле. Перед созданием искусственного забоя, на котором будет установлен отклонитель, определяют место нахождения двух- трех муфтовых соединений. Затем создают цементный стакан с расчетом установки отклонителя между муфтами обсадной колонны.
Существуют два метода определения местонахождения муфтовых соединений: 1) с помощью локатора муфт; 2) гидрорасширителем.
§
Порядок проектирования КО заключается в выборе скважины, типа кислотной обработки, кислотных растворов и параметров обработки.
Выбор скважины для проведения кислотной обработки?
Оценка потенциальных возможностей газовой скважины.
Ø По данным ГИС определяют ФЕС пласта: эффективную толщину, пористость и проницаемость пород. Величину проницаемости, оцененную по ГИС, уточняют по результатам обработки КВД при исследовании скважины на нестационарном режиме фильтрации.
Ø По величине ФЕС пласта и физическим свойствам газа (вязкость, плотность, сжимаемость) определяют потенциальные коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
Ø По результатам исследований скважин на стационарном режиме фильтрации строят ИЛ, по которой определяют фактические коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
Ø Проводят оценку потенциального дебита скважины. Сравнение потенциального и фактического дебита скважины
Ø Если потенциальный дебит выше фактического более чем на 15 %, в скважине необходимо проводить КО.
Ø Если дебиты (потенциальный и фактический) отличаются менее чем на 15 %, скважина считается освоенной. КО в таких скважинах не проводят.
Ø Если скважина освоена полностью, но дебит ее не обеспечивает рентабельной эксплуатации скважины, в этом случае проводят ГРП для образования разветвленной системы дренирования.
Выбор типа кислотной обработки для карбонатных и терригенных коллекторов?
Ø Выбор типа кислотной обработки для карбонатных коллекторов.
Ø При загрязнении забоя проводят КО типа СКВ, для чего в скважину закачивают кислотный раствор, не продавливая его в пласт.
Ø Если загрязнена призабойная зона, проводят стандартную или поинтервальную СКО
Ø для проведения стандартной СКО в скважину закачивают кислотный раствор и продавливают его продавочной жидкостью на глубину загрязнения призабойной зоны;
Ø для проведения поинтервальной обработки выделяют загрязненный интервал призабойной зоны, закачивают в него кислотный раствор и продавливают его продавочной жидкостью в пласт.
Ø Если коллектор трещиноватый, проводят СКО в режиме раскрытия естествен
ных микротрещин .
Ø Выбор типа кислотной обработки для терригенных коллекторов зависит от объекта загрязнения.
Ø При загрязнении забоя проводят обработку типа «кислотная ванна».
Ø При загрязнении призабойной зоны проводят кислотную обработку в следующей последовательности: промывают забой скважины, проводят предварительную обработку призабойной зоны, закачивают кислотный раствор и продавливают его в призабойную зону скважины.
Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения гнвп при строительстве
скважин, меры Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:
• снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;
• нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;
• недостаточная обученность специалистов и производственного персонала действиям по предотвращению и ликвидации нефтегазопроявлений и фонтанов.
• При проявлении признаков газонефтеводопроявлений, либо уже совершившегося поступления пластового флюида на устье скважины следует придерживаться «Регламента по практическим действиям буровой бригады при возникновении ГНВП на скважине» и других инструкций, положений по предупреждению и ликвидации данного вида осложнений. Общий порядок действий буровой бригады в этом случае следующий: закрыть скважину;
• исследовать характер и степень ГНВП; оценить параметры,необходимые для управления скважиной; выбрать способ глушения скважины; приступить и осуществить ликвидацию аварии; расследовать причины аварии, ее последствия; по результатам работ провести обучение персонала для предупреждения повторного осложнения.
Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан
• прекратить углубление скважины и остановить вращение ротора (при турбинном бурении снизить производительность буровых насосов или отключить один насос);
• установить замок бурильной трубы над столом ротора в пределах 0,5-1,2 м (напротив ключа АКБ для удобства в работе);
остановить насос в последнюю очередь, чтоб сохранить влияние
Признаки возникновения ГНВП
1)Ранние признаки.Проявляются в момент выхода флюида из пласта в скважину
2)Поздние признаки.Проявляются в момент выхода флюида на устье скважины.
— выброс флюида
-кипение раствора на устье
-запах газа или нефти
-визуальное наблюдение флюида
-изменение плотности раствора
-увеличение содержания газа по показаниям геофизиков
-резкое повышение температуры раствора
Ранние признаки делятся на прямые и косвенные.
3)Прямые признаки
-постоянный перелив на устье скважины при отсутствии промывки(визуально)
-при бурении и промывке увеличение объёма жидкости выходящей на устье скважины,повышение уровня в приёмных ёмкостях(визуально с помощью приборов)
-нарушение равенства объёмов поднятого инструмента и доливочной жидкости. Уменьшение объёма жидкости указывает на возникновение проявления.Увеличение объёма на то что вскрыт поглощающий горизонт. Допускаемая разница в объёмах 0,5 м3.
-при спуске инструмента увеличение объёма вытесняющей жидкости,постоянный перелив при навинчивании трубы
4)Косвенные
-увеличение механической скорости бурения
-уменьшение давления при промывке
-увеличение веса инструмента
-увеличение крутящего момента на роторе
5. Общий порядок действий при ликвидации ГНВП при бурении, СПО, ГИС.
Ответственным за выполнение первоочередных мероприятий является бурильщик.
1. При ГНВП в процессе бурения или промывки скважины.
Бурильщик подаёт сигнал «выброс» (три коротких гудка), не прекращая промывки приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы из ротора, чтобы муфта верхней трубы была на уровне АКБ и разгружает его на ротор. Даёт команду остановить бур. насосы. 2-й пом, бур останавливает насосы. Бурильщик с помощниками отворачивают ведущую трубу и наворачивают на инструмент шаровой кран(обратный клапан) в открытом состоянии, затем закрывают кран и соединяют квадрат с бур. колонной и подвешивают её на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья.
-1-й и 3-й пом, бурильщики проверяют задвижки на манифольде и блоках ПВО.
1-й помощник со стороны блока дросселирования, 3-й со стороны блока глушения. Па блоке дросселирования должны быть открыты три задвижки и дроссель со стороны сепаратора, все остальные задвижки должны быть закрыты. 1-й и 3-й помощники докладывают о результатах проверки бурильщику. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает задвижку крестовины со стороны линии дросселирования и закрывает верхний плашечный превентор или универсальный (ППГ или ПУГ).
-1-й и 3-й помощники по команде бурильщика фиксируют схождение плашек превентора ручным приводом, затем они закрывают задвижку на сепаратор, открывают шаровой кран под ведущей трубой. Бурильщик через 5-10 минут, после стабилизации давления на устье, записывает давление в трубах по манометру на стояке и в затрубье по манометру на блоке дросселирования.(также должен записать время начала осложнения и вес-инструмента). 1-й помощник сообщает диспетчеру УБР об осложнении. 1-й и 3-й помощники закрывают дроссель, открывают задвижку на сепаратор и стравливают дросселем давление по 3-
4атмосферы в минуту не допуская его роста выше давления опрессовки обсадной колонны на которой смонтировано ПВО. (Дальнейшие действия проводятся по специальному плану глушения)
Машинист(дизелист) буровой установки следит за работой двигателей, и только по команде бурильщика останавливает двигатели, перекрывает подачу топлива;
Электрик обесточивает буровую также по команде бурильщика.
Лаборант-коллектор (а в его отсутствии -1-й помощник) через каждые 5 мин. замеряет плотность бур. р-ра на выходе из сепаратора(дегазатора). Следит за содержанием газа в растворе.
Слесарь следит за работой насосов, оборудования, ПВО.
2. ГНВП при СПО.
Бурильщик подаёт сигнал «выброс», (это сигнал верховому немедленно спускаться с полатей и идти в насосную) прекращает СПО и вместе с помощниками наворачивает шаровой кран и ведущую трубу на инструмент. Дальнейшие действия по герметизации устья скважины как и при бурении и промывке скважины, (смотри §1)
3. ГНВП при спуске ОК.
Бурильщик сажает колонну обсадных труб на ротор, вместе с помощниками наворачивает шаровой кран с переводником на ОК, наворачивают ведущую трубу, подвешивают колонну труб на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья. При несоответствии плашек превентора диаметру ОК, берут с мостков аварийную бур. трубу с шаровым краном и переводником на ОК и наворачивают на ОК, спускают аварийную трубу в ротор и проводят дальнейшие действия как и при бурении и промывке.(см. §1)
4. ГНВП в процессе геофизических работ.
По команде начальника геофизической партии машинист подъёмника поднимает приборы из скважины. При невозможности поднять приборы, обрубают кабель и бурильщик с помощниками герметизируют устье скважины ПВО. (см. §1)При возможности бурильщик с помощниками производят спуск в скважину максимального количества бурильного инструмента и герметизируют устье скважины.
Предыдущая44454647484950515253545556575859Следующая
Раннее обнаружение гнвп.
Под ранним обнаружением следует понимать обнаружение проявления на ранней стадии его возникновения и при минимальном объеме поступления пластового флюида в ствол скважины.
Позволяет: -своевременно предотвратить дальнейшее поступление пластового флюида в ствол скважины;
— успешно, в короткий срок и при минимальных давлениях произвести ликвидацию ГНВП;
— иметь резерв времени на устранение неполадок в оборудовании и ошибочных действиях персонала;
— исключить нарушение правил охраны недр и окружающей среды;
обеспечить безопасность труда обслуживающего персонала.
Признаки обнаружения ГНВП.
Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:
· Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;
· Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.
Признаки раннего обнаружения подразделяются на два вида: прямые и косвенные
1. Прямые признаки ГНВП:
· Увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемной емкости при циркуляции. Увеличение объёма 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 подъме колонны труб. Несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента.
· Увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступи-вшей в приемную емкость при спуске колонны труб.
· Движение промывочной жидкости по желобной системе при останов-ленной циркуляции.
2. Косвенные признаки ГНВП:
· Увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновение депрессии, вход влегко буримые породы.
· Падение давления на стояке (насосах):
а) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образо-вание 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.
Причины перехода возникшего проявления в открытый фонтан.
Основной причиной является неподготовленность обслуживающего персонала (неправильные действия вахты и ИТР).
Неправильные действия ИТР – незнание происходящих процессов в скважине и неверная подача команд, неправильный выбор параметров глушения и стравливания.
Отсутствие подходов к узлам ПВО, его неподготовленность и неисправность.
Отсутствие газозащитных средств.
Несоответствие давления обсадных труб, давлению возникающему при проявлении.
Заниженная, ниже расчетной опрессовка обсадной колонны.
Отступления от проектной схемы обвязки ПВО, не позволяющие проводить работы по глушению и промывке.
Вскрытие пластов с АВПД не учтенные в ГТН.
Методы и способы ликвидации ГНВП.
| Уравновешенного пластового давления |
| Непрерывный | Ожидание и утяжеление | Двухстадийный | Двухстадийный 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.
Метод включает 4 способа:
- Непрерывный – состоит в одновременной закачке тяжелого бурового раствора и вымыве пластового флюида из скважины;
- Ожидание и утяжеление – является частным случаем предыдущего. (Способ опасен!). Заключается в том, что после герметизации устья скважины её 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;
- Двухстадийный способ – состоит из двух пораздельно выполняемых стадий:
а) стадия вымыва пластового флюида;
б) стадия глушения, т.е. закачка утяжеленного раствора;
4. Двухстадийный 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.
Понятие о ступенчатом методе.
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. ПБНГП.
Ризб.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 порыва обсадной колонны или гидроразрыва слабого необсаженного 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.
Чтобы 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.
Жидкости для глушения скважин.
Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:
— минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;
— предотвращение отбразования стойкой водо-нефтяной эмульсии и набухания глин;
— легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;
— предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.
Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразные агенты.
Глинистые растворы при КПРС применяется редко т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим.реагенты.
Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы для КПРС, но имеют ряд существенных недостатков:
Пожароопасны, дорогостоящие, при отрицательных температурах необходим постоянный подогрев, не отвечают санитарным нормам.
Более универсальный раствор – хлористый кальций, используемый для приготовления растворов для промывки и глушения. Готовый раствор имеет плотность 1,38 г/см3 . Плотность можно понизить разбавлением водой.
Наряду с раствором хлористого кальция широко используются растворы натриевые, имеющие меньшую плотность.
Влияние соответствия фактических параметров раствора проектным на возникновение проявления.
Плотность, (ρ кг/м3) раствора определяется согласно ПБНГП п. 2.7.3.3. таким образом, чтобы статическое давление превышало пластовое на определенную величину по интервалам.
Вязкость, ( Т сек.) свойство раствора образовывать пластичную структуру при движении.
При высоких значениях вязкости большая вероятность возникновения следующих осложнений:
— большие гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве;
— затруднена дегазация
Однако при малых значениях вязкости затруднен вынос шлама и возможно выпадение в осадок утяжелителя.
Технологически выбирается среднее значение.
СНС, ( О мг/см2) это давление которое необходимо приложить к раствору для разрушения структуры при восстановлении циркуляции.
Замер производится через 1 и 10 минут. Первый замер характеризует скорость нарастания прочности структуры, второй – конечную прочность структуры.
При большом значении СНС возникает гидравлический удар в момент восстановления циркуляции, который может привести к разрыву слабых пластов.
Происходит зависание раствора, когда столб раствора не передает допустимое давление на забой.
Затруднена естественная дегазация раствора.
В пористых пластах образуется гель, который плотно закупоривает поры, вероятность проявления уменьшается, но затруднено последующее освоение пласта.
При малых значениях СНС происходит осаждение шлама и утяжелителя, что приводит к осложнениям. Таким образом, величина СНС выбирается исхода из конкретных геологических условий.
Водоотдача, (В см3/30мин.) это способность раствора отфильтровывать определенное количество несвязанной воды. Это показатель стабильности раствора. При больших значениях водоотдачи несвязанная вода изменяет другие параметры раствора. Гидрофильные пласты (впитывающие воду) теряют устойчивость, возникают каверны, осыпи, сужения. Возникает рыхлая, толстая корка, которая способствует сужению ствола скважины, прилипанию инструмента.
В каждом конкретном случае величина водоотдачи определяется поддержанием стабильности раствора.
Чем меньше водоотдача, тем качественнее раствор.
Предыдущая12345678910Следующая
