ргр. Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

• Название: Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин
• Дата: 28.03.2022
• Размер: 2.1 Mb.
• Имя файла: 493660.rtf
• Тип: Пояснительная записка; #422725
• страница: 3 из 5

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

.1 Вскрытие солевых отложений

Если процесс сооружения скважины, в частности ее бурение, проводить технически грамотно с минимальными затратами времени и средств, выполнить все процессы и операции, все это приведет к тому, что скважина будет буриться без аварий и осложнений.

Главные причины аварий в скважине происходят в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурильного инструмента и бурового оборудования, недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

На месторождениях Восточной Сибири геолого-литологический разрез представлен хемогенными и терригенными отложениями с высоким градиентом пластового давления. Тектоника солевых отложений обусловливает локальное проявление в них аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и наличие региональных подпирающих рапоносных горизонтов. Аномально низкие пластовые давления (АНПД) связаны с наличием пор, каналов, трещин, карстовых пустот в разбуриваемых горизонтах, недостаточной устойчивостью к рабочим давлениям в скважине, что приводит к гидроразрыву горных пород и поглощениям промывочной жидкости. Резкие перепады градиентов давлений по геологическому разрезу обусловлены наличием трёх зон несовместимых условий бурения: надсолевой, солевой и подсолевой.

Основной вид осложнений встречающийся, при бурении надсолевого комплекса, - поглощения (от частичного до полного). Имеются горизонты с интенсивностью поглощения 18-26 м³/час, при этом механическая скорость бурения не превышала 1,5-2 м/час.

Поглощением в бурении называется уход бурового или тампонажного раствора в пласт в объеме, превышающем естественную убыль раствора в скважине. Поглощение может открыться только в том случае, если гидродинамическое давление столба бурового раствора, возникающее в стволе скважины при выполнении нем различных технологических операций (спуска и подъема инструмента, проработки ствола, восстановления циркуляции, бурения и др.), превысит то предельное давление, при котором пласт начнет принимать буровой раствор.

По интенсивности поглощения разделяются на частичные (без потери циркуляции), полные (циркуляция отсутствует, но уровень бурового раствора находится у устья скважины) и катастрофические (со значительным падением уровня бурового раствора в скважине ниже устья).

Методы предупреждения поглощёний.

Методы предупреждения поглощений заключаются в регулировании гидродинамического давления в скважине, кольматации проницаемых пластов, укреплении стенок скважины и спуске обсадных колонн.

С целью ограничения роста гидродинамических давлений в затрубном пространстве скважины выше допустимых (расчетных) значений не обходимо:

) не допускать резких посадок инструмента при спуске его в скважине;

) прорабатывать ствол скважины при плавной подаче долота;

З) бурить зоны предполагаемых поглощений роторным способом с применением шарошечных долот с центральной промывкой и ограничивать подачу буровых насосов и механическую скорость бурения расчетными значениями;

) не допускать чрезмерного увеличения реологических параметров и плотности бурового раствора;

) своевременно вводить в буровой раствор смазывающие добавки (нефть, СМАД, ОЖК, ОЗГ) и контролировать их содержание в растворе, принимать меры по предупреждению образования сальников;

) производить промежуточные промывки и проработки ствола скважины в местах посадок, затяжек, сужений, а также в призабойной зоне не менее чем на длину рабочей трубы в процессе спуска инструмента;

) прорабатывать ствол скважины перед каждым наращиванием инструмента на длину рабочей трубы и добиваться свободного движения инструмента до забоя без промывки и вращения;

) восстанавливать циркуляцию бурового раствора одним насосом с одновременным поднятием колонны на длину рабочей трубы и постепенным перекрытием задвижки на выходе насоса, предварительно разрушив структуру бурового раствора вращением инструмента.

Бурение соленосных отложений осложнено наличием нефтегазоводопроявлений (НГВП), например, в открытых фонтанах минерализованных рассолов-раппы, что отмечалось на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, где встречалась хлоридно-натриево-кальциевая и хлоридно-кальциево-магниевая раппа плотностью до 1380 кг/м³.

Толща соленосных отложений отличается сложным тектоническим строением, структурные поверхности усольской, бельской, булайской, ангарской и литвинцевской свит осложнены локальными наносами, террасами, малоамплитудными куполами и резкими взбросами и искривлениями. Это предопределяет локальное развитие АВПД в галогено-карбонатных отложениях на глубинах 850-1500м.

Ввод кальматантов в буровые растворы, при бурении склонных к поглощениям горизонтов, позволяет при бурении «на равновесии» снизить до минимума число катастрофических поглощений. Широко используются пластинчатые кольматанты, а так же всем известные ( мел, асбест, резиновая крошка, опилки, стружка и др.).

Вскрытие подсолевых комплексов чаще всего осложняется интенсивными раппопроявлениями, газовыми выбросами, интенсивными поглощениями бурового раствора, вплоть до катострофических. Чаще всего для ликвидации поглощений в подсолевых комплексах используются вязко-упругие составы (ВУС), которые забивают трещины в горных породах. Катострофические поглощения можно устранить с помощью специальных пакеров для исследования и изоляции зон поглощения, которыми перекрываются большие трещины, образовавшиеся в горных породах.