Cтраница 1
Нефтегазоводопроявления происходят при снижении гидростатического давления бурового раствора на пласт и аномально высоких пластовых давлениях, градиент которых иногда близок градиенту горного давления. Известно, что скорость перемещения пачки газа в системе циркуляции бурового раствора составляет от 0.036 до 0.765 м / с при суточном дебите от нескольких тысяч до 1 млн. м3 / сут и более, нефти от нескольких тонн до 2000 т / сут и более и воды ( рапы) от 5 м3 до 12.0 тыс. м3 / сут. Поэтому предупреждение таких осложнений является важнейшей проблемой, так как их ликвидация приводит к тяжелым материальным затратам. [1]
Нефтегазоводопроявление является чем ( причиной аварий, следствием снижения давления на стенки скважины, наличия в крепи трещин и зазоров... [2]
Нефтегазоводопроявления происходят в основном при снижении гидростатического давления бурового раствора на пласт и аномально высоких пла-стойых давлениях. [3]
При наличии АВПД или нефтегазоводопроявлений необходимо, чтобы плотность нефти равнялась плотности бурового раствора, для чего в нее вводятся структурообразователи и утяжелители. [4]
Существуют опасности от возникновения заколонных нефтегазоводопроявлении и фифонов. В профилактике нефтегазоводопроявлении важно знать пластовые ( поровые) давления в породах. [5]
Во время бурения несколько индикаторов аномального давления помогают избежать серьезных нефтегазоводопроявлений. Каротажные устройства используются для измерения параметров бурения и помогают оценить эти индикаторы. Некоторые из них представляют собой простейшие газокаротажные приборы, в та время как более сложные устройства обеспечивают сбор, выборку данных и воспроизведение соответствующих параметров в графическом виде непосредственно в процессе бурения. [6]
Перед вскрытием пластов с АВПД, а также при вскрытии и прохождении интервалов возможных нефтегазоводопроявлений и дальнейшем их бурении до спуска очередной колонны буровая вахта обязана проверить исправность ОП путем закрывания-открывания превенторов и задвижек с гидроуправлением перед каждым спуском и подъемом бурильного инструмента, но не реже одного раза в сутки. [7]
Не допускается применение пластоиспытателей в скважинах, в которых имеются зоны осложнения ствола и нефтегазоводопроявления с изливом на устье скважины. [8]
При углублении ствола с использованием газообразных агентов создаются благоприятные условия для обнаружения малейших признаков нефтегазоводопроявлений, которые обнаруживаются практически сразу после вскрытия продуктивных пластов, даже если пластовые давления очень низкие. [9]
Скорость спуско-подъемных операций, необходимость промежуточных промывок определяются проектом на строительство скважины исходя из условий бурения ( наличие нефтегазоводопроявлений, обвалов, сужения ствола скважины и других условий) и корректируются в процессе бурения. [10]
Современная технология цементирования во многих случаях не обеспечивает качественного разобщения пластов, что приводит к возникновению в скважинах нефтегазоводопроявлений, межпластовых перетоков флюидов и других аварий и осложнений. Практика показывает, что они являются следствием как невыполнения ряда известных рекомендаций, так и недостаточной изученности влияния природных и технологических факторов на формирование герметичного цементного кольца в заколонном пространстве. [11]
К осложненным условиям установки цементного моста относят такое состояние в стволе скважины, когда отмечаются высокие температуры, поглощения или нефтегазоводопроявления, большая кавернозность ствола, высокие градиенты давления между разобщаемыми пластами. [12]
К осложненным условиям установки цементного моста относят такое состояние в стволе скважины, когда отмечаются высокие температуры, поглощения или нефтегазоводопроявления, большие кавернозности ствола и высокие градиенты давления между разобщаемыми пластами. [13]
Современные способы разобщения пластов во многих случаях осуществляются в осложненных условиях скважин и не обеспечивают качественного завершения работ, что приводит к возникновению нефтегазоводопроявлений, межпластовым перетокам флюидов, поглощению тампонажного раствора и другим осложнениям. [14]
Наибольшая сложность, как правило, возникает из-за невозможности обеспечения требуемого технологического режима цементирования скважин вследствие частичного или полного поглощения тампонажного раствора и возникновения последующих осложнений ( межпластовые перетоки, нефтегазоводопроявления и другие), требующих проведения повторных изоляционных работ с затратой значительных средств и времени. [15]