Гнвп признаки при бурении


Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) [oil, gas and water shows] представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны [casings] внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство [annulus]. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления [formation pressure] вследствие значительного заглубления забоя [bottomhole deepening], а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте [maintenance] нефтескважин следующие:

  1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора [active drilling mud pressure] во время выполнения капитального ремонта [workover]. В результате внешнее давление [external pressure] продавливает соединительные швы колонны [casing joints] и возникает ГНВП.
  2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости [fluid loss] внутри скважины.
  3. Снижение плотности [density] рабочей жидкости [drilling mud] во время простоев работы [downtime] из-за поступления через стенки воды или газа.
  4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ [tripping] вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
  5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала [recommended time interval] между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка [circulation] за время более полутора суток.
  6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение [development], эксплуатация [operation] и устранение аварий [emergency response].
  7. Освоение пластов [formations] с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
  8. Возникновение процессов поглощения жидкости [fluid loss] в стволе скважины.

Признаки ГНВП

Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи [oil production] за счёт изменения свойств промывочной жидкости [drilling mud properties], напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания [seepage], на поверхности скважины [surface] образуются определённые признаки [signs], свидетельствующие о существовании ГНВП.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины [wellbore instability] или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа [gas bubbles], которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес [specific gravity] рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

  1. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции [circulating system], проявляемое в увеличении её объёма.
  2. Значительный рост скорости механического бурения установкой [rate of penetration (ROP)] при освоении месторождения [field development] за счёт снижения трения [friction].
  3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента [running in hole (RIH)].
  4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
  5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
  6. Изменение давления на буровых насосах [mud pumps] вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
  7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде [dissolved].
Действия при ГНВП [well control]

При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта [oil reservoir].

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины [to seal wellhead, wellbore, and annulus], а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы [drillpipes] в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление [equalizing pressure] в стволе, равное или превышающее пластовое.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование [blowout], то принимаются меры по его глушению [killing] в соответствии с аварийным расписанием [emergency response plan]. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия [to shut in] скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка [barite plug], создающая непроницаемый экран [impermeable barrier] в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост [cement plug]. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами [stop valves] между двумя емкостями.

Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

  1. Ступенчатое глушение скважины [stage killing method]. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва [fracturing] на уровне башмака [casing shoe]. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие [crack open] дросселя [choke] для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления [influx] воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности пика давления [pressure peak] производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
  2. Двухстадийное глушение скважины [driller’s method] при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
  3. Двухстадийное растянутое глушение скважины [concurrent method]. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости [mud mixing tank]. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
  4. Ожидание утяжеления скважины [wait and weight method (W&W)]. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.
Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма [pressure, density, and volume sensors] рабочей жидкости.

Оригинал статьи

Основные признаки обнаружения ГНВП

БИЛЕТ №14

Проведение анализа газовоздушной среды газоанализатором

1. Штурвалы ручной фиксации – назначение, требование к монтажу, информация на отбойном щите

Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

1. Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;

2. Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на 2 вида: прямые и косвенные.

1. Прямые признаки ГНВП:

- увеличение объема свидетельствует о поступлении флюида в скважину;

- повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;

- уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме колонны труб;

- несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента;

- увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступившей приемную емкость при спуске колонны труб;

- движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

- увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновении депрессии, вход в легко буримые породы;

- падение давления на стояке (насосах):

А) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образование сифона;

Б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны:

- увеличение веса бурильной колонны:

а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

- запах, кипение промывочной жидкости;

- падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

- увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

- увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Обратный клапан. Назначение, устройство. Приспособление для наворота обратного клапана в открытом положении. Назначение, устройство.

КОБТ – клапан обратный буровой тарельчатый. Предназначен для герметизации труб. Внутри корпуса находится стабилизатор. К клапану идет приспособление ПУКО – 2 которое вворачивается в обратный клапан в открытом состоянии при НГВП. Рраб 14,7 Мпа.

КОБМ – клапан обратный буровой манжетный. Рраб 34,4 Мпа. КОБС(С) – со сменным седлом.

4. Действия вахты по сигналу «ВЫБРОС» при подъеме инструмента с установленным на устье скважины КГОМ-2

СО2 – двуокись углерода –бесцветный газ, без запаха с кисловатым вкусом, хорошо растворяется в воде, в атмосферном воздухе содержится 0,03 – 0,04% объемных. Не горит и не поддерживает горение. ПДК – 20 мг/м3.

СО – окись углерода –газ без цвета, без запаха, без вкуса. Плотность по воздуху 0,97 г/см3. Слабо растворяется в воде. Почти не поглощается активированными углями. Горит голубовато-синим пламенем.

Предел взрываемости:

- нижний 12,2% объем;

- верхний 75% объем.

Температура воспламенения 630-810С.

СО образуется везде, где существуют условия для неполного сгорания органических веществ.

ПДК – 20 мг/м3. При концентрации 1250 мг/м3 через 1 час появляется головная боль, тошнота, учащенное сердцебиение. При концентрации 6250 мг/м3 через 10-20 минут наступает смерть. При концентрации 12500 мг/м3 через 1-2 минуты наступает смерть. При увеличении температуры и влажности действие усиливается.

Н2S (сероводород) –бесцветный газ с запахом тухлых яиц, с сладковатым вкусом при малых концентрациях. Плотность по воздуху 1,19 г/см3. Горит синеватым пламенем, с образованием SО2 – сернистого газа и воды.

Предел взрываемости:

- нижний 4,3% объем.

- верхний 45,5% объем.

Хорошо растворяется в воде. Сильный нервный газ. Вызывает смерть от остановки дыхания. На дыхательные пути и глаза действует раздражающе. При попадании на кожу вызывает покраснение и экзему.

ПДК (чистого) – 10 мг/см3

ПДК (в смеси с углеводородами) – 3мг/см3

При концентрации 1000 мг/см3 наступает мгновенная смерть.

SO2 (сернистый газ) –газ с острым запахом и вкусом. Плотность по воздуху 2,26 г/см3. Хорошо растворим в воде с образованием серной и сернистой кислот. Не горит.

ПДК – 10 мг/м3.

СН4(метан)– газ без цвета, запаха, вкуса. Плотность по воздуху 0,54 г/м3. Относится к удушающим газам (вытесняет кислород). Хорошо горит почти невидимым пламенем.

Предел взрываемости: 5% и 15% объема.

ПДК - 300 мг/м3.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

БИЛЕТ №15

МЕТОД УРАВНОВЕШЕННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ:

- непрерывный;

- ожидание и утяжеление;

- двух стадийный;

- двух стадийный растянутый.

СТУПЕНЧАТЫЙ МЕТОД

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.

6. Непрерывный – состоит в одновременной закачке тяжелого бурового раствора и вымыве пластового флюида из скважины;

7. Ожидание и утяжеление – является частным случаем предыдущего. (СПОСОБ ОПАСЕН). Заключается в том, что после герметизации устья скважины ее 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:

8. Двух стадийный способ – состоит из двух пораздельно выполняемых стадий:

а) стадия вымыва пластового флюида;

б) стадия глушения, т.е. закачка утяжеленного раствора.

9. Двух стадийный 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.

Vизб.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 прорыва обсадной колонны или гидроразрыва слабого не обсаженного 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. Что бы 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 первичному давления на насосе. Эта операция называется ступенью. В зависимости от сложности ситуации таких операций может быть несколько и при выполнении их производится умеренное утяжеление бурового раствора по всему циклу.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 4

Шаровый кран. Назначение, устройство

Оборудование для предупреждения ГНВП. Оборудование доливной емкости

К оборудованию для предупреждения НГВП относятся противовыбросовое оборудование и комплекс приборов раннего обнаружения НГВП.

Комплекс приборов раннего обнаружения:

- манометр

- ареометр

- оттарированная емкость долива

- ГИВ-6

Емкость долива оборудована оттарированной шкалой через 200л, уровнемером, электронасосом для принудительной подачи жидкости при невозможности самодолива скважины. Горловина емкости долива должна иметь ограждение, лестница должна быть оборудована перилами. На месте присоединения заземления должен быть знак «заземления».

Предназначен для перекрывания проходного сечения бурильного инструмента с целью предупреждения возникновения выброса жидкости или газа при бурении и КПРС.

Модификации: КШЦ и КШВН.

Собраны в одном корпусе. Нажим на седло осуществляется сверхлегкой гайкой, вворачиваемой в цилиндрическую резьбу корпуса.

Открытие шарового крана под давлением производится путем подачи противодавления до 25 атм.

Если кран не имеет ограничителя хода в этом случае на корпусе и цапфе должны быть метки, указывающие открытое и закрытое положения..

Рабочее давление 350 атм.

Блок глушения служит для глушения скважины и для выпуска газированного раствора.

Блок дросселирования предназначен для восстановления равновесия между гидростатическим и пластовым давлением..

На этих блоках установлены задвижки прямоточные с ручным или гидравлическим управлением, регулируемые дроссели, тройники, крестовики, отбойные камеры, дегазаторы, манометры.

Правила управления дросселем – вращением штурвала регулируется открытие насадки штуцера путем перемещения конического наконечника, что приводит к изменению сечения кольцевой щели. Через насадку протекает поток бурового раствора или флюида скважины.

5. Принцип работы УГ –2 при замере отравляющих веществ

На месте проведения анализа при открытой крышке прибора отводят стопор и во втулку вставляют шток так, чтобы наконечник стопора скользил по канавке штока над которой указан объем всасываемого воздуха под давлением руки на головку штока сильфон сжимают до тех пор, пока наконечник стопора не совпадет с верхним углублением в канавке штока.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ СЕРОВОДОРОДА ПРИ ПОМОЩИ ИНДИКАТОРНОЙ ТРУБКИ ИЗГОТОВЛЕННОЙ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ:

- при помощи скребка очистить индикаторную трубку от сургуча, избегая засорения им трубки надавливания одной рукой на головку штока, другой рукой отвести стопор, как только шток начал двигаться стопор спустить. В это время исследуемый воздух просасывается через индикаторный порошок, когда наконечник стопора войдет в углубление канавки штока слышен щелчок. Время просасывания 300 мл до защелкивания штока стопором колеблется от 2м20с до 3м20с, в зависимости от плотности набивки трубки порошком;

- после защелкивания движение штока прекращается, а просасывание продолжается в следствии остаточного вакуума в сильфоне. Поэтому общее время просасывания исследуемого воздуха составляет при объеме 300мл – 5м, а в объеме 30мл-2м;

- цифра на шкале, совпадающая с верхним концом окрашенного в коричневый цвет столбика порошка, укажет концентрацию газа в исследуемом воздухе.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ СЕРОВОДОРОДА ПРИ ПОМОЩИ ИНДИКАТОРНОЙ ТРУБКИ С ЗАПАЯННЫМИ КОНЦАМИ, ИЗГОТОВЛЕННЫМИ В ЗАВОДСКИХ УСЛОВИЯХ:

- вскрыть индикаторную и фильтрующую трубки, обломив концы вскрывателем;

- подсоединить к воздухозаборному устройству индикаторную трубку немаркированным концом, затем с помощью соединительной резиновой трубки присоединить к ней немаркировочным концом фильтрующую трубку и просасывать указанный в шкале объем анализируемого воздуха;

- общее время просасывания исследуемого воздуха составляет при объеме 300мл – 450с, а при 100мл – 150с;

- отсоединить индикаторную трубку от воздухозаборного устройства и приложить к соответствующей этому объему шкале, совместить с пулевой отметкой начало окрашенного столбика индикаторного порошка у маркированного конца, значение концентрации, определяют по краю окрашенного столбика;

- предел относительной погрешности составляет в диапазоне до 20мг/м3 включительно +/-35%, в диапазоне свыше 20мг/м3 +/-25%;

- одной фильтрующей трубке достаточно для проведения трех измерений концентрации сероводорода.

Во всех случаях замера (анализа) необходимо проводить повторные определения, которые покажут изменение концентрации сероводорода в выбранной точке.

Отбор проб воздуха и замер концентрации сероводорода должен проводится обученным персоналом в присутствии дублера.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 5

Причины поступления пластового флюида в ствол скважины

БИЛЕТ №16

Поступление пластового флюида в ствол скважины обуславливается перепадом давления в пластовых коллекторах и скважине, то есть снижения давления в стволе скважины. Это может происходить вследствие следующих причин:

- снижение давления столба промывочной жидкости ниже величины пластового давления вскрытого продуктивного пласта;

- ведение подъема НКТ без долива скважины или при недостаточном его объеме;

- нарушение технологии глушения скважины;

- уменьшение удельного веса жидкости в скважине при длительных перерывах и остановках в работе за счет поступления газа или нефти из пласта в жидкость глушения;

- заполнение скважины перед прострелочными или геофизическими работами промывочной жидкостью, параметры которой не соответствуют геолого-техническому наряду или плану работ;

- не проведение периодических операций по циркуляции раствора при спущенных НКТ во время длительных простоев и перерывов в работе;

- недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ, не достоверные данные пластового давления, указанные в план заказе или не соблюдение параметров раствора бригадой ПРС (подготовки);

- поглощение жидкости находящейся в скважине.

2. Что такое градиент давления? Каков градиент воды?

Градиент давления – коэффициент увеличения давления с увеличением глубины в 10м. Градиент давления для воды 1,01 -–1,05атм на 10м., при повышенных Рпл градиент 1,06 – 1,2атм на 10м. Аномально высокое Рпл – градиент 1,2 – 1,3атм. Аномально низкое пластовое давление – образуется искуственным путем при интенсивном отборе нефти из месторождения, градиент 0,95 – 0,98атм на 10м.

4. Действия вахты по сигналу «ВЫБРОС» при спуске или подъеме инструмента с инструментом, состоящим из нескольких типоразмеров труб

5. Газоанализатор «АНКАТ». Назначение, устройство, проведение замеров загазованности

Газоанализатор «АНКАТ» предназначен для контроля содержания в воздушной среде помещений, колодцев, приямков, сосудов и т.п. СЕРОВОДОРОДА и выдачи аварийной сигнализации при превышении предельно-допустимой концентрации (ПДК)

Параметры характеризующие условия эксплуатации:

- температура окружающей среды от –20С до 45С;

- вибрация частотой 5 – 35 Гц, амплитудой не более 0,35 мм;

- атмосферное давление в пределах от 84 до 106,7 Кпа (630-800мм.рт.ст)

Газоанализатор выполнен взрывозащищенным и может эксплуатироваться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок.

«АНКАТ» имеет диапазон измерений для сероводорода от 0 до 20 мг/м3

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ основан на электрохимическом методе – при попадании газа в чувствительный элемент (электрохимическую ячейку) электрохимического датчика происходит окисление газа с выделением свободных электронов, с помощью электрической схемы газоанализатора электрический сигнал усиливается, н6ормируется и преобразуется в цифровую форму.

ПОРЯДОК РАБОТЫ:

- провести внешний осмотр прибора, убедиться в отсутствии внешних повреждений;

- включит прибор и убедиться, что на цифровом индикаторе появились показания;

- дать прибору прогреться – 3 минуты;

- входить в зону загазованности, держа прибор перед собой в слегка вытянутой руке, постоянно контролируя показания.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 6

Предупреждение ГНВП при проведении сложных работ в скважине

Максимальные давления возникающие при проявлении на устье скважины

БИЛЕТ №17

При возникновении ГНВП после закрытия ПВО в колонне создается избыточное внутреннее давление. Величина максимально возможного давления возникает при полном замещении флюида.

После закрытия ПВО на забое РПЛ=Ризб, а Ризб должен показывать манометр установленный на ПВО Руст=Рпл-Рфл

Противодавление столбафлюида определяется по формуле: Рфл=0,1*рфл*Н

Где: рфл – средняя плотность флюида

П – расстояние от устья до пласта (м)

Р – давление (кг/см2)

Опрессовка устья определяется с 10% запасом.

Опрессовка на герметичность цементного кольца производится во избежании прорыва флюида в перекрытые пласты. При этом закачивается порция воды и определяется максимально возможное давление возникающее в данном сечении на глубине L.

Рбаш=Рпл-Рфл

Рфл=0,1*рфл*(Н-L)

- соблюдение параметров промывочной жидкости;

- при подъеме инструмента производить долив скважины согласно таблице долива

- при продолжительном простое производить периодическую промывку скважины

- ограничение скорости СПО

- ограничение объема нефтяных и кислотных ванн

- выдерживать максимальный кольцевой зазор между инструментом и обсадной колонной.

Работ и утяжеления раствора до нужной плотности, его закачивают в скважину, одновременно вымывая пластовый флюид из кольцевого пространства.

8. Двух стадийный способ – состоит из двух пораздельно выполняемых стадий:

а) стадия вымыва пластового флюида;

б) стадия глушения, т.е. закачка утяжеленного раствора.

9. двух стадийный 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.

Vизб.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 прорыва обсадной колонны или гидроразрыва слабого не обсаженного 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. Эта операция называется ступенью. В зависимости от сложности ситуации таких операций может быть несколько и при выполнении их производится умеренное утяжеление бурового раствора по всему циклу.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

ПРИЗНАКИ ГНВП И МЕТОДЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Поступление пластового флюида в скважину, определенно отражается на гидравлических характеристиках потока и свойствах промывочной жидкости, которая выходит из скважины.

В зависимости от времени поступления, интенсивности притока флюида, признаки и сигналы которые возникают на поверхности обладают различной информативностью и значимостью.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

1. Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;

2. Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на 2 вида: прямые и косвенные.

1. Прямые признаки ГНВП:

- увеличение объема свидетельствует о поступлении флюида в скважину;

- повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;

- уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме колонны труб;

- несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента;

- увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступившей приемную емкость при спуске колонны труб;

- движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

- увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновении депрессии, вход в легко буримые породы;

- падение давления на стояке (насосах):

А) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образование сифона;

Б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны:

- увеличение веса бурильной колонны:

а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

- запах, кипение промывочной жидкости;

- падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

- увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

- увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

Методы ликвидации ГНВП:

1. Метод “Бурильщика”

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

– простота применения;

– возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной;

– отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

Недостатки метода:

– значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны;

– повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании;

– продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее

двух циклов циркуляции. Первый цикл – вымыв газовой пачки, второй цикл –непосредственно глушение скважины.

2. Метод “Ожидания и утяжеления”

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной

осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора.

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину, немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов. Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

– долото должно быть у забоя;

– не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

– максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве, должно превышать давление в затрубном пространстве, не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

– возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени.

Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе).

Преимущества метода:

– по срокам реализации он короче, чем метод “Бурильщика”;

– давление на устье скважины в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

– давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

Недостатки метода:

– требуется больше времени на подготовку к ликвидации ГНВП (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции;

– требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метод стравливания давления;

– отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора;

– большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки;

– необходимо проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины

Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.

2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.

3. Снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.

4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.

5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более полутора суток.

6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.

7. Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.

8. Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.

Признаки ГНВП

Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счёт изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания, на поверхности скважины образуются определённые признаки, свидетельствующие о существовании ГНВП.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

1. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма.

2. Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения.

3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.

4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.

5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.

6. Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.

7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.

Действия при ГНВП

При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Page 2

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

1. Ступенчатое глушение скважины. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

2. Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.

3. Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.

4. Ожидание утяжеления скважины. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.

Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости.

10.Современные способы бурения. Понятие о способе бурения.

Способы бурения нефтяных и газовых скважин:

· Механическое бурение (вращательное, ударное) – буровой инструмент (долото) непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее.

· Немеханическое бурение (гидравлическое) – разрушение породы происходит без непосредственного контакта с буровым инструментом.

Классификация механических способов:

· Вращательное бурение;

· Ударное бурение.

Классификация механических вращательных способов:

· Роторное бурение;

· Бурение забойными двигателями.

Классификация забойных двигателей:

· Гидравлические забойные двигатели (ГЗД);

· Электрические забойные двигатели (электробуры).

Классификация гидравлических забойных двигателей (ГЗД):

· Турбобуры;

· Винтовые забойные двигатели.

Ударное бурение скважин:

В настоящее время ударный способ бурения не применяется при строительстве нефтяных и газовых скважин.

Вращательное бурение скважин:

Разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото осевой нагрузки (внедрение) и крутящего момента (скол). При вращательных способах бурения углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойными двигателями – не вращающейся бурильной колонны.

Характерной особенностью вращательного бурения является одновременная промывка скважины.

При роторном бурении Ротор вращает бурильную колонну с укрепленным на ее конце долотом. При использовании ВСП бурильную колонну вращает силовой вертлюг. Бурильная колонна состоит из ведущих трубы и привинченных к ней с бурильных труб.

При бурении с гидравлическим забойным двигателем (ГЗД) гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося от бурового насоса по бурильной колонне, преобразуется в механическую энергию вращения вала ГЗД, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия передается по кабелю, смонтированному внутри бурильной колонны, и преобразуется электродвигателем в механическую энергию вращения вала электробура, которая непосредственно передается долоту.

Буровая установка.

Буровая установка или буровая — комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин.

Основные узлы буровой установки:буровое основание, буровая вышка, спускоподъемный комплекс, вращатели, система циркуляции и очистки бурового раствора, энергетическое оборудование, устьевое оборудование скважины.

Назначение и функциональная схема буровой установки:

При механическом бурении буровая установка выполняет 3 основные функции:

· Грузовую;

· Приводную;

· Циркуляционную.

Классификация и общая характеристика буровых установок:

По конструктивному исполнению буровые установки классифицируют на:

· Стационарные и мобильные;

· Морские;

· Для бурения с использованием гибких труб (колтюбинговые).

Дополнительно (можно, наверное, не писать, но пусть будет):

Привод буровых установок:

Приводом называют двигатели, передачи (трансмиссии) и системы управления, передающие энергию исполнительным органам буровой установки.

Двигатели преобразуют тепловую, электрическую или гидравлическую энергию в механическую.

По назначению приводы подразделяют на:

· Основной;

· Вспомогательный.

Основным является привод основных органов (лебедка, ротор, буровые насосы).

Вспомогательный привод предназначен для привода механизмов выполняющих вспомогательные функции (механизмы циркуляционной системы, средства механизации СПО, погрузочно-разгрузочных работ и др.). Число таких механизмов и устройств в современной буровой установке достигает 30 единиц.

- По конструкции приводы классифицируются в зависимости от типа используемых двигателей, способа распределения энергии, числа двигателей, а также конструкции силовой передачи (трансмиссии).

- В зависимости от типа двигателей, различают приводы:

· Дизельный, электрический, газотурбинный (для привода основных механизмов);

· Электрический, пневматический, гидравлический (для привода вспомогательных механизмов).

Верхний силовой привод:

Выполняет функции ротора, вертлюга, крюка, противовыбросовой фонтанной арматуры и частично свинчивания труб.

ВСП должны оснащаться БУ для бурения скважин:

· С глубиной более 4500 м;

· С ожидаемым содержанием в пластовом флюиде сероводорода свыше 6% (объемных);

· Наклонно направленных с радиусом кривизны менее 30 м;

· Горизонтальных с глубиной по вертикали более 3000 м. и горизонтальным положением ствола более 300 м.

Буровые насосы:

Буровой насос служит для подачи промывочной жидкости в скважину, а также для подведения гидравлической мощности к работающему в скважине турбобуру, к винтовому забойному двигателю и к долоту гидромониторного типа.

Буровой насос состоит из двух частей – механической и гидравлической, смонтированных на единой станине.

Механическая часть предназначена для преобразования вращательного движения приводного (трансмиссионного) вала в возвратно-поступательное движение, которое передается на гидравлическую часть.

Гидравлическая часть предназначена для всасывания приготовленного бурового раствора из емкостей и нагнетания его в скважину.

11.Бурение наклонно-направленных скважин.Искривление скважины в заданном направлении.

Наклонно-направленное бурение скважин применяется при выработке продуктивных пластов или с целью их разведки. Конструктивно состоят их ствола с вертикальными и наклонными участками, которые были заранее спроектированы. Отклонение от вертикальности согласно используемым методам составляет от 20, а при глубинном бурении свыше 60. Оно может быть обосновано естественным залеганием твёрдых пород или создано искусственно с целью учёта различных влияющих факторов.

Технология бурения

Бурение наклонно-направленных скважин осуществляется с использованием специальных профилей. Обязательным условием их применения является создание начального участка в строго вертикальном положении. При выполнении геологических разведывательных работ применяют шпиндельные буровые установки с поверхности земли или глубинных выработок. В силу различных прочностных характеристик залегающих горных пород происходит естественное изменение направления бурения.

Для скважин под добычу газа или нефти используют три метода:

1. Роторное наклонно-направленное бурение. Технология имеет прерывистый характер, который заключается в бурении скважины меньшего диаметра под определённым углом с использованием шарнирного устройства и дальнейшего бурения долотом нужного диаметра по плановомунаправлению. Согласно методу, дальнейшее бурение производится после заглубления бурильной колонны нужного диаметра по этому же направлению с помощью шарнирной установки или клиновой. Буровая оборудуется стабилизаторами для обеспечения полного контроля процесса.

2. Забойное наклонно-направленное бурение с применением турбобура или двигателя забойного типа. Способ является непрерывным при формировании отклонения от вертикального положения ствола скважины. По технологии поворот ствола осуществляется за счёт воздействия отклоняющей долото силы в колонне, способствующая его отклонению в заданном направлении. То есть управление осуществляется за счёт контроля искривляющей силы бура, действующей в нужном азимуте. Создание такой силы осуществляется с использованием специальных переводников с нарезанной резьбой.

Турбобур при наклонно-направленном бурении за счёт сил деформации стремится выровняться, но из-за наличия изгиба образуется момент силы, которая зависит от момента вращения бура. То есть, чем больше вращающий момент, тем больше угол наклона бурения. Предельный угол при этом составляет до 300. Для увеличения угла применяют шпиндели, позволяющие перенести момент отклоняющей силы в точку размещения долота. Горизонтальные участки скважины можно получить при использовании эксцентриковых ниппелей.

3. Наклонно-направленное бурение с применением различных сочетаний буровых инструментов.В соответствии с методом, при изменении порядка бурения с применением разных инструментов создаётся скважина с необходимым направлением без использования отклонителей. Однако при этом данная технология имеет существенные ограничения по скорости бурения на максимальных оборотах, что считается значительным её недостатком.

Page 3

При добыче нефти или газа методом наклонно-направленного бурения может возникать необходимость увеличения скорости откачки и уменьшения времени освоения продуктивных горизонтов во время создания новых или ремонта старых скважин. Если жёсткие ограничения по способу проходки до заданной области отсутствуют, то бурение может осуществляться путём продольного прохождения пласта. Протяжённость горизонтального участка при этом может превышать 1 км.

Кустовое наклонно-направленное бурение конструктивно представляет собой наличие единого устья и разветвлённой серии забоев, которые расположены в нескольких продуктивных пластах. Применяется при необходимости попадания в заданный продольный участок пласта или нескольких пластов, расположенных относительно недалеко друг от друга, а также для прокладки проводных и трубных коммуникаций под надземными и подземными препятствиями.

Минимальное число скважин при кустовом наклонно-направленном бурении в одном кусте составляет два, а максимальное — ограничено техническими и геологическими факторами. Способы бурения кустовым методом следующие:

1. Двухствольное последовательное.

2. Двухствольное параллельное.

3. Трёхствольное.

Ответвления скважин от устья при наклонно-направленном бурении могут выполняться в пирамидальном или конусном виде, а основания иметь округлую или многоугольную форму. При освоении многопластовых месторождений возможно увеличение скважин в кусте пропорционально существующему. При этом количество работающих буровых установок выбирается с учётом обеспечения максимальной производительности освоения продуктивного пласта.

Многозабойный метод бурения скважин

Многозабойное наклонно-направленное бурение используется для проходки базового ствола и дальнейшего забуривания с выполнением проходки нижней части пласта. Технология применяется в основном для разведки и разработки нефтяных месторождений. Осуществляется в пластах, отличающихся высокой устойчивостью и имеющие не менее 20 м монолитного пласта из твёрдых скальных пород. При глубине более 1500 м и отсутствии газового слоя многозабойное бурение сокращают из-за увеличения дренирования поверхности продуктивного пласта.

Преимуществом данного метода наклонно-направленного бурения является использование одного и того же ствола для пробуривания нескольких дополнительных стволов, что позволяет сократить время на проведение буровых работ и ускорить добычу нефти. По форме дополнительных стволов многозабойные скважины могут быть следующих видов:

1. Радиальные.Состоят из горизонтального основного ствола, который разветвляется на несколько вспомогательных, расположенных радиально.

2. Разветвлённые. Согласно технологии, дополнительные стволы располагаются под определённым наклоном к основному.

3. Разветвлённые по горизонтали. Отличаются от предыдущего вида только наличием дополнительных стволов, расположенных под углом в 900.

Многозабойное наклонно-направленное бурение дополнительных стволов выполняется сверху вниз или снизу вверх. Первый метод используется при проведении работ от разрабатываемого пласта к неизвестному. Эффективен при обнаружении полезного пласта ниже исследованного уровня, поэтому основное назначение метода — исследование близкорасположенных пластов. Технология бурения снизу вверх позволяет выполнить сгущение сети разведки пласта при необходимости выяснения или уточнения оставшегося запаса полезных ископаемых.

Заключение

Методы наклонно-направленного бурения позволяют наиболее эффективно разведывать и разрабатывать продуктивные пласты. Их выбор зависит от технических возможностей буровой установки, геологических особенностей, а также от типа залегающих пластов. Основным их преимуществом является быстрое прохождение сложных твёрдых пород за счёт изменения направления бурения.

Поддержание заданного направления геотехнологических сква­жин имеет большое значение. При подземном выщелачивании металлов искривление скважин может привести к нарушению принятой системы разработки место­рождений. В настоящее время при разработке методом подземного выщелачивания урановых руд на­иболее распространенной является линейная система с шахматным расположением скважин с расстоянием 25х50 м. При искривлении скважин расстояния между осями скважин в зоне рудного пласта могут измениться, что приведет к нарушению полноты выемки полез­ного компонента. При отработке пластовых месторождений отклонение забоя скважины от вертикали при буре­нии вертикальных скважин достигает 1,5 – 4,5 м при глубинах сква­жин до 150 м и 6 – 15 м при глубинах скважин свыше 250 м. При указанной выше сетке расположения технологических сква­жин максимальное сближение фильтров может достигнуть 5 м, а максимальное их удаление – 80 м. В связи с искривлением скважин может значительно изменяться конфигурация ячеек выщелачиваю­щих блоков (рис. 2). Допустимое отклонение ствола скважин от вертикали не дол­жно превышать 1 – 2° на 100 м при сооружении неглубоких скважин и 1° на 100 м при сооружении скважин глубиной более 250 – 300 м. Рис. 2. Влияние искривления скважин на форму отрабатываемой ячейки при подземном выщелачивании: 1 – проектная форма ячейки; 2 – фактическая форма ячейки; 3 – устье откачных скважин; 4 – устье нагнетательных скважин; 5 – фактическое положение забоя нагнетательных и от­качных скважин. Разработка мероприятий по поддержанию заданного направления геотехнологических скважин является важной задачей. Такими мероприятиями могут быть следующие: а) тщательная установка стола ро­тора; б) зазор между ведущей трубой и клиньями не должен пре­вышать 2 – 3 мм; в) искривленность бурильных и утяжеленных труб, а также ведущей трубы должна быть в пределах нормы; г) тип долота подбирать в соответствии с физико-механическими свойст­вами пород; д) низ бурильной колонны собирать без перекосов, не допуская несоосности ее деталей и узлов; е) применять правильный режим бурения. Основным средством борьбы с искривлением скважин является правильная конструкция низа бурильной колонны. Бурение сква­жин необходимо вести с обязательным применением утяжеленных бурильных труб. Диаметр УБТ должен быть близким к диаметру долота. Для придания скважинам заданного направления при значитель­ном несоответствии диаметров долота и труб очень часто предусмат­ривается центрирование долота путем установки над долотом цент­раторов или фонарей, изготовленных из труб близкого к долоту диа­метра. Центраторы могут также устанавливаться по длине УБТ или БТ на расстоянии друг от друга, равном длине полу­волны изогнутой колонны труб.


Смотрите также