Основное условие равновесия в скважине

ВЛИЯНИЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫВОЧНОЙ И ЗАДАВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ.

Причины возникновения ГНВП при длительных остановках.

1. Уменьшение плотности бурового раствора из-за выпадения утяжелителя в осадок.

2. Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтрации (поглощения) промывочной жидкости в пласт.

При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров. Герметизируют устье скважины.

Промывочная жидкость является основным средством для предупреждения ГНВП в процессе ремонта, для производства работ без осложнений и аварии. Жидкость должна соответствовать спец. требованиям.

_1. Создавать на пласт давление достаточное для условия равновесия- Р_{пл <}Р пж _{< Ргрп}

Р_пж = Р_пл+Δ Р

2. Не вступать в химическую реакция с флюидом продуктивного пласта, породой и не создавать нерастворимые осадки в пласте.

3. Иметь стабильные параметры. (по ГТН)

4. Быть технологичной в приготовлении и использовании.

Параметры жидкости должны соответствовать плану работ, контролироваться при приготовлении на растворном узле, перед закачкой в скважину, а при бурении боковых скважин через каждое 1-2 часа работы. Отклонение параметров от установленных может привести к ГНВП и другим осложнениям.

1. Плотность - г/см³ - определяется ареометром АБР.(ареометр бурового раствора)

Необходимая плотность определяется с условием создания противодавления на пласт.

ГНВП может произойти как при снижении, так и при повышении плотности.

При снижении плотности происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл)

При повышении может произойти поглощение с понижением уровня промывочной жидкости в скважине.(также происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл)

2. Вязкость Т (секунда). Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром СПВ – 5. Вязкость воды равна 15 сек.

3. Фильтрация Ф см³/ 30мин. Определяется прибором ВМ – 6. П. жидкость должна иметь минимальную фильтрацию.

Р _пл < Р_ж < Р_пог.

При этих условиях скважина не проявляет и не поглощает.

Давление столба жидкости в стволе скважины должно превышать пластовое

Р_ж = Р_пл. + ΔР

Δ Р – превышение давления столба жидкости над пластовым согласно ПБ НГП должно составлять: 10 % от Р_пл. - для скважин глубиной до 1200 м. (в интервале от 0 до 1200м) но не более 15 атм.;

5 % от Р_пл. - для скважин в интервале от 1200 м. и более, но не более 25-30 атм.

В необходимых случаях может устанавливаться большая плотность, но при этом противодавление на горизонт не должно превышать пластовое давление на 15 кг/см² для скважин глубиной до 1200 м. и на 25 – 30 кг/см² для более глубоких скважин.

Для скважин в интервале от 1200 м. и более, если Рж > Рпл - это есть репрессия (бурение, освоение, ремонт), если Рж < Рпл - это есть депрессия (добыча, ГНВП, открытый фонтан).

14 Какое проявление (газовое или нефтяное) наиболее опасно и почему?(см №4)

ГНВП – возникает вследствие поступления из пласта в скважину нефти, газа или пластовой воды. Поступление пластового флюида в ствол скважины можно регулировать с помощью ПВО.

ГНВП – подразделяются на - Газовые.

- Нефтяные.

- Смешанные.

Газовые проявления наиболее опасны, т.к. газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем с изменением давления в короткое время. (закон Бойля-Мариотта РV = const) При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому Рустье = Рпласт.

Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий с очисткой устья, оборудования и территории.

Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.

15. ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ прямого признака- немедленно загерметизировать устье скважины!!!

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

17. Причины возникновения ГНВП при СПО ( см билет №7+8)

- увеличение скорости спуска;

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

-увелечение диаметра инструмента;

-сужение диаметра скважины;

-увелечение вязкости раствора;

Мероприятия:

1.Ограничение скорости спуска инструмента.

2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3.Проработка (расширка) интервала сужения.

–не контролируемый долив, или подъем без долива;

–подъем инструмента с сифоном;

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

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.

Дата добавления: 2014-01-04