Непрерывный метод ликвидации проявления.

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 2

Этот способ имеет реализацию в двух случаях: если имеется в наличии промывочная жидкость задавочной плотности или она отсутствует. При наличии промывочной жидкости задавочной плотности, задача по глушению скважины упрощается. Преимущество то, что скважина минимальное время находится под давлением и задавка скважины происходит в течение одного цикла. Недостатком является то, что при глушении скважины, когда закачали объем инструмента тяжелым раствором и газовая пачка с разгазированным раствором находится в кольцевом пространстве, возможен скачок давления. Это давление может вызвать поглощение промывочной жидкости в слабых (с низким градиентом) пластах.

В условиях Севера сложно поддерживать в готовности 1, 5-2, 0 объема скважины утяжеленного бурового раствора и экономически это нецелесообразно. Поэтому применение этого метода возможно в летнее время на скважинах с АВПД

47 Метод «ожидания и утяжеления» ликвидации проявления. Основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии - стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины раствором задавочной плотности. Определение ГНВП на ранней стадии важно и для этого способа, так как поступление большого количества флюида в скважину приводит к большим давлениям при глушении скважины, поэтому при получении явных признаков проявления необходимо: Немедленно прекратить углубление скважины (остановить ротор); Поднять рабочую трубу так, чтобы замковое соединение с бурильной трубой находилось напротив головки ключа АКБ; - Остановить насос (насосы); Открыть гидравлическую задвижку на рабочую линию, ведущей через дроссель, вертикальный дегазатор в желоб циркуляционной системы; Закрыть превентор (предпочтительней универсальный); Медленно закрыть дроссель (или задвижку по схеме); Оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (в зависимости от глубины, но не более 15 минут).

49 Грифон - внезапный прорыв на поверхность флюида (чаще всего газа), движущегося под большим давлением по затрубному пространству буровой скважины.

Возникает вследствие нарушения природного гидродинамичного равновесия в результате нагнетания теплоносителя под давлением, близким к горному, при эксплуатации месторождений нефти и газа, подземной выплавке серы.

Грифон сопровождается образованием кратеров, диаметр воронки которых иногда достигает несколько десятков и даже сотен метров. Иногда вокруг скважины, находящейся в аварийном состоянии, возникает несколько грифонов. Часто грифоны сопровождаются пожарами. Борьба с грифонами состоит в герметизации путей движения флюида глушением скважины различными методами с последующим тампонированием. Часто борьба с грифонами сопровождается ликвидацией скважины. Особенно сложны ликвидационные работы в акваториях.

Нефте-, газо-, водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и промежуточной колоннами, а также между промежуточной колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями.

Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

Необходимым условием для появления грифона на дневной поверхности является наличие каналов (тектонические трещины, породы высокой проницаемости, недостаточный контакт между цементным камнем и породой), сообщающих высоконапорный пласт или ствол скважины с земной поверхностью.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных проявлений необходимо:

1) при разработке конструкций скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, обусловливающих образование грифонов, с обязательным подъемом цемента до устья;

2) перед спуском обсадной колонны тщательно прорабатывать скважину со скоростью не более 35 - 45 м/ч, при этом качество глинистого раствора перед цементированием должно строго соответствовать ГТН;

3) увеличение высоты подъема цементного раствора за эксплуатаци онной колонной следует производить с учетом перекрытия промежуточной колонны или кондуктора, которые в обязательном порядке цементируют до устья;

4) в зоне подъема цементного раствора на эксплуатационных колоннах устанавливать центрирующие фонари;

5) скорость продавки цементного раствора в затрубное пространство должна быть не ниже 1, 5-1, 8 м/с;

6) эксплуатационную колонну спускать только с применением спайдеров; это обеспечивает необходимое крепление муфт в резьбовом соединении;

7) приваривать нестандартные муфты; качественно производить все работы по обвязке устья скважины; для скважин глубиной более 2500 м применять колонные головки с клиновым захватом;

8) осваивать скважину только при условии соответствующего оборудования устья.

При соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этих осложнений.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится). В случае, когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно направленные скважины

50 Размеры поглощающих каналов могут быть оценены по изменению фракционного состава шлама. Для этой цели анализируют фракционный состав tipo6 бурового шлама, отобранного на поверхности, и определяют размеры частиц шлама, унесенного в каналы поглощающего пласта. При бурении скважин, в которых ожидается поглощение бурового раствора, пробы шлама отбирают в желобах перед вскрытием зоны поглощения, в процессе ее разбуривания и после проведения изоляционных работ. При бурении скважин с полным поглощением и при отсутствии шламовой пробки на забое размеры каналов в поглощающем пласте оценивают по пробе, отобранной в желобах до вскрытия интервалов поглощения, и по пробам, отобранным двумя шламоуловите-лями, установленными ниже и выше интервала поглощения

⇐ Предыдущая 12