Cтраница 3
Анализ промысловых данных по месторождениям Каражанбас ( Мангышлакнефть), Усинское ( Коминефть) и другим, где применяются методы теплового воздействия на пласт, показывает, что флюидопроявления могут быть связаны с циклическим характером нагрева крепи скважин. [31]
Анализ значительного числа открытых фонтанов и прорывов газа [17] показал, что всякий фонтан имеет в своем развитии две основные стадии: возникновение и усиление флюидопроявле-ния и переход флюидопроявления в открытый фонтан. [32]
Образование флюидопроводящих каналов в жидком тампонажном растворе, их увеличение с течением времени обусловливает получение проницаемого тампонажного камня и, как следствие этого, возникновение межпластовых перетоков и флюидопроявлений на дневную поверхность. [33]
Насыщение промывочной жидкости газом ( аэрация) приводит к снижению ее плотности и повышению вязкости со всеми вытекающими в связи с этим возможными осложнениями, в частности, флюидопроявлениями и нарушениями устойчивости стенок скважин. Кроме этого, с увеличением концентрации газа в промывочной жидкости ухудшается и работа буровых насосов. [34]
За период 1975 - 1980 гг. при цементировании 50 тыс. м колонн отмечено 12 тыс. осложнений, основные из которых приходились на недоподъем тампонажного раствора, межпластовые перетоки, флюидопроявления, недопуск колонн. Это обусловило необходимость проведения большого объема ремонтных работ, средняя продолжительность которых составила 215 ч при стоимости ремонта 11 тыс. руб. В Главтюменнефтегазе она достигает 24 тыс. руб. Особенно тяжелое положение сложилось на Самотлор-ском месторождении, где только в 1981 г. в 65 % эксплуатационного фонда скважин имелись заколонные перетоки. [35]
Учитывая, что герметичность затрубпого пространства ( качество цементирования) не всегда поддается простому и быстрому контролю, необходимо теоретически обосновывать применение тех или иных мероприятий, направленных на снижение вероятностей флюидопроявлений в скважине. [36]
Практика разработки газовых месторождений и подземных хранилищ газа России показывает, что, несмотря на совершенствование технологий строительства скважин, большое число их нуждается в проведении ремонтных работ, направленных на ликвидацию межколонных флюидопроявлений, межпластовых перетоков, ремонт обсадных колонн. [37]
Функции гидромеханических процессов промывки ствола скважин общеизвестны: разрушение и очистка забоя, обеспечение эффективной работы забойных двигателей, транспортировка выбуренной породы ( шлама) по кольцевому пространству, удовлетворительное вытеснение бурового раствора тампонажным при цементировании, сохранение устойчивости стенок скважины, предотвращение флюидопроявлений. Вместе с тем, как отмечено в работе [47], полезные функциональные назначения, например бурового раствора, ограничены следующими требованиями: не разрушать долото, стенки ствола и шлам при гидротранспорте, не приводить к поглощениям и кольматации коллекторов, а также к излишним затратам гидравлической мощности нагнетательных систем. [38]
Эти соображения справедливы для герметичной крепи. Если происходят межпластовые перетоки и флюидопроявления, то агрессивный агент может поступать в цементный камень значительно быстрее. При этом будет происходить суффо-зионное разрушение цементного камня, усугубляемое процессами физико-химического взаимодействия с агрессивными компонентами пластовой жидкости, либо кольматация флюидопроводящих продольных каналов в цементном камне. Обоснование режимов испытаний для этих условий требует специальных исследований. [39]
При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим ( после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений. [40]
По тем же ПБ в интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, показатель фильтрации, состав промывочной жидкости устанавливаются, исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины, однако репрессия при этом не должна превышать пределов, установленных для интервала совместимых условий. Иными словами, с позиций обеспечения устойчивости стенок скважин репрессия может быть больше минимально необходимой для предотвращения флюидопроявлении, но при этом не выходить за пределы максимально допустимой. [41]
В мировой практике борьбы с выбросами и проявлениями при бурении глубоких скважин применяется ряд специальных противовыб-росовых мероприятий. К ним относятся мероприятия по выявлению зон АВПД, раннему обнаружению притока пластовых флюидов в скважину, ликвидации флюидопроявлений, контрольно-проверочные и организационно-технические. [42]
Если недоподъем раствора или недоспуск колонн в целом связан с нарушение технологического регламента при креплении, то межпластовые перетоки и флюидопроявления требуют изменения технологии крепления скважин и применение других тампонажных материалов, повышения качества геофизического исследования скважин. Анализ осложнений показывает, что вследствие неправильного определения ВНК около 38 % скважин содержит обводненную продукцию; 29 % связано с поглощением тампонажного раствора и как следствие недоподъемом цементного раствора, на межпластовые перетоки приходится около 15 - 25 %, флюидопроявления - 5 % и 5 - 13 % связано с недопуском колонн. [43]
Определение количества обсадных колонн в отечественной и зарубежной практике осуществляется на основе построения совмещенного графика градиентов давления ( или их индексов или эквивалентов) гидроразрыва, поглощения, пластового давления, нарушения стойкости стенок скважины по ее разрезу. Совмещенный график строят с использованием эмпирических данных о пластовых ( поровых) давлениях и давлениях гидроразрыва. Глубины спуска обсадных колонн выбирают из условий предупреждения флюидопроявлений и гидроразрывов и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. [44]
Подъем бурильных труб после окончания бурения обычно сопровождается переливом бурового раствора из отвинченной свечи ( сифоном) вследствие недостатка времени на опорожнение последней. Это, в свою очередь, происходит из-за малого сечения насадок гидромониторных долот, высокой скорости подъема и отвинчивания бурильных труб, тиксотропных свойств и повышенной плотности бурового раствора ( за счет взвеси выбуренной горной породы) в затрубном пространстве. Эти причины вызывают значительные потери бурового раствора и времени на проведение спускоподьемных операций, а при неправильном доливе скважины могут привести к аварийным ситуациям вследствие пластовых флюидопроявлений или поглощений бурового раствора. [45]