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 K_п.с.

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.