Косвенные признаки гнвп при бурении


Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и способы ликвидации

Осложнения и аварии при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин

Классификация аварий по характеру и причинам возникновений.

По характеру возникновения аварии классифицируются на следующие виды:

· с колонной бурильных труб (оставление в скважине бурильных колонн или их частей из-за поломок в теле или в соединительных элементах бурильных, ведущих и утяжеленных труб; падение в скважину элементов бурильных колонн; нередки случаи аварий с колоннами бурильных труб как следствие ликвидации аварий других видов, например, прихватов);

· в результате прихвата бурильной колонны (это аварии, при которых полностью теряется возможность спуска или подъема бурильной колонны; вызываются прилипанием бурильных труб к стенкам скважины, заклиниванием породоразрушающего инструмента, колонковых или бурильных труб, возникновением сальников в скважине, обвалами и осыпаниями стенок скважин, прижогами бурового инструмента, затяжкой бурильной колонны);

· с обсадными трубами (разъединение по резьбовым или сварным соединениям спускаемых или уже спущенных обсадных труб; разрыв труб по телу; падение обсадных труб в скважину; смятие и протирание обсадных труб; прихваты обсадных колонн при спуске и подъеме; отвинчивание и обрыв башмаков);

· с буровыми коронками и долотами (прижоги или оставление в скважине коронок, долот);

· при скважинных работах (обрыв и оставление в скважине различных скважинных приборов, троса или каротажного кабеля);

· падение посторонних предметов в скважину;

· оставление керна в скважине.

По причинам возникновенияаварии разделяют на две группы (это разделение обусловливает оплату труда буровой бригады за время ликвидации аварии):

· происшедшие по вине буровой бригады;

· аварии, не зависящие от буровой бригады.

Поглощение технологических жидкостей при строительстве скважин, виды по интенсивности, причины возникновения и меры профилактики и борьбы с поглощениями.

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Различают поглощения малой интенсивности (до 15 м3/ч), средней (до 60 м3/ч) и высокой интенсивности.

Классификация зон поглощения в зависимости от величины коэффициента поглощающей способности Kп.с.

Kп.с. 1-3 3-5 5-15 15-25 >25
Классификация зон поглощения I II III IV V VI
Поглощение Частичное Полное Интенсивное Интенсивное Катастрофическое Катастрофическое

Причиной возникновения поглощений могут быть как геологические факторы (трещины, пустоты, каверны), так и технологические факторы (гидравлический разрыв пород).

Среди существующих методов предупреждения и ликвидации поглощений используются следующие: снижение гидростатического и гидродинамического давления на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта специальными тампонажными растворами.

В случаях катастрофических поглощений используется бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском буровой колонны. В этом случае разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Для борьбы с поглощениями широко применяют пакеры, которые герметизируют или разобщают затрубное пространство при задавливании тампонирующих смесей в поглощающий интервал. Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в нее бурильную колонну или через отвод превентора.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации поглощений является применение наполнителей, которые или добавляют в циркулирующий буровой раствор, или проводят разовую закачку в зону поглощения порции специальной жидкости с наполнителем. Применяют наполнители волокнистые (обрезки нитей и др.) и зернистые (керамзит и др.).

Физико-химическая кольматация наряду с предупреждением поглощений при бурении снижает вероятность прихвата бурильной и обсадной колонны и обеспечивает нормальные условия цементирования обсадной колонны.

Если ни один из способов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения нормального процесса бурения скважину закрепляют обсадными трубами с цементированием затрубного пространства.

Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и способы ликвидации.

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:

· ошибки в определении плотности бурового раствора при проектировании скважин;

· недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других факторов;

· недолив скважины при спуско-подъемных операциях;

· поглощение жидкости, находящейся в скважине;

· снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

· длительные простои скважины без промывки;

· некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты;

· снижение забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завышенных скоростях подъема бурильных труб;

· уменьшение плотности бурового раствора в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

Признаки ГНВП: прямые и косвенные.

Прямые признаки ГНВП:

· увеличение уровня бурового раствора в приемной емкости;

· увеличение скорости потока бурового раствора на выходе из скважины;

· уменьшение по сравнению с расчетным объема доливаемого бурового раствора при подъеме инструмента при СПО;

· увеличение по сравнению с расчетным объема вытесняемого бурового раствора при спуске инструмента во время СПО;

· движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

Косвенные признаки ГНВП:

· увеличение механической скорости бурения;

· падение давления на стояке (насосах);

· увеличение крутящего момента СВП;

· увеличение веса бурильной колонны.

Меры профилактики:

· оперативный контроль за объемами бурового раствора в активных емкостях;

· оперативный контроль за доливаемым (вытесняемым) объемом бурового раствора во время СПО;

· ограничение скорости спуска (подъема) инструмента во время СПО для предотвращения поршневания (свабирования);

· промывка до полного выравнивания параметров бурового раствора (не менее одного цикла);

· соблюдение регламента промежуточных промывок.

megaobuchalka.ru

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:

  1. Непрерывный – состоит в одновременной закачке тяжелого бурового раствора и вымыве пластового флюида из скважины;
  2. 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;
  3. 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. 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.

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

Дата добавления: 2015-11-10; просмотров: 6122; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения ГНВП при строительстве

Предыдущая44454647484950515253545556575859Следующая

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

mylektsii.ru

Признаки обнаружения ГНВП

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.

Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

6-1. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ:( напрямую показывают о ГНВП)

1. Увеличение объема(уровня) ПЖ в приемных емкостях.

2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.

3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.

5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины!!!

11-1 Б. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:( Может быть признаком как ГНВП так и аварийной ситуации на скважине)

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке.( Давление падает)

2.Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).

3.Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.

4.Увеличение крутящего момента на роторе.

5.Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.

2.Увеличение вязкости ПЖ.

3.Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра).

4.Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

3-1. ГНВП при спуске инструмента, -причинами является:

- увеличение скорости спуска;

(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)

-увеличение диаметра инструмента;

-уменьшение диаметра скважины;

-увеличение вязкости раствора;

Мероприятия:

1.Ограничение скорости спуска инструмента.

2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3.Проработка сужений, сальников призабойной зоны.

5-1. ГНВП при подьёме инструмента.

1. –не контролируемый долив, или подъем без долива;

2. –подъем инструмента с сифоном;

3. –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

4. -осложнённый ствол скважины;

5. -большие значения СНС.

Мероприятия:

1 -Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).

2 – Контроль за параметрами промывочной жидкости.

3 – Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

4 –Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.

5 –Ограничение скорости подъема.(согласно ГТН)

4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, причиной может быть:

а)- повышение плотности бурового раствора;

б)- понижение плотности бурового раствора;

в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.

Р А С С М О Т Р И М эти причины.

а).- Повышение плотности бур. р-ра может привести к проявлениям, вследствии увеличения давления на пласты, с их гидроразрывом, поглощением р-ра и снижением

уровня столба жидкости в скважине. Плотность р-ра повышается вследствии:

-- насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;

-- загрязнения р-ра шламом;

-- приготовления р-ра завышенной плотности.

б).- Снижение плотности р-ра происходит при:

-- разгазировании р-ра газом из пласта;

-- разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;

-- вспенивании р-ра при хим. обработке;

-- выпадении утяжелителя в осадок.

в).- Увеличение гидравлических сопротивлений происходит при:

-сужении ствола скважины; -образовании толстой глинистой корки и сальников на

стенках скв-ны; -увеличения вязкости и СНС р-ра; -высокой скорости потока;

-и большой глубины скважины.

При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся

дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня

раствора в скважине.

7-1.ГНВП при креплении скважины, -причинами является:

а).-вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в

ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ.!!!)

б).-недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;

в).-отсутствие промежуточных промывок;

г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;

д) -нарушение технологий приготовлений и закачки;

е) -ошибки при расчетах которые могут привести к перетокам из затрубного в трубную и наоборот.

Следует учитывать объемы и удельные веса:

а) жидкости глушения;

б) буферной жидкости;

в) цементного раствора;

г) продавочной жидкости.

М Е Р О П Р И Я Т И Я: -заключаются в недопущении (или устраненении) причин.

studopedia.su


Смотрите также