Давление - столб - буровой раствор
Cтраница 3
НЕФТЯНОЙ ФОНТАН - бурное выделение нефти из буровой скважины, начавшееся вследствие того, что общее ( суммарное) давление свободного и растворенного газа значительно превысило давление столба бурового раствора, заполняющего скважину. [31]
Большая часть проявлений ( по некоторым данным до 70 %) происходит во время подъема колонны труб, т.к. при этом давление в скважине становится меньше давления столба бурового раствора. В процессе подъема скважину периодически или непрерывно доливают. [32]
Главным и технологически наиболее приемлемым и надежным условием предупреждения проникновения бурового раствора и / или его составляющих в продуктивный пласт является обеспечение в процессе его вскрытия бурением равновесия между давлением столба бурового раствора в скважине и пластовым давлением, т.е. когда перепад давления в системе скважина-пласт равен нулю или близок к этой величине, либо депрессии, т.е. отрицательного дифференциального давления в системе скважина-пласт на минимально допустимом уровне. [33]
Окончательное заключение о наличии нефти и газа в том или ином пласте дает пробование пластов, к-рое заключается в изоляции исследуемого пласта ( от остальных проницаемых объектов, от воздействия давления столба бурового раствора), создании достаточно большой разности между пластовым давлением данного объекта и давлением в скважине с целью получения притока, регистрации объемной скорости притока, а также в отборе лабораторной пробы пластового флюида. После завершения бурения вначале опробуют самый ниж. [34]
Еще одним важным требованием, предъявляемым к буровому раствору, является его способность изолировать проницаемые пласты, вскрываемые долотом, путем образования тонкой малопроницаемой фильтрационной корки. Поскольку давление столба бурового раствора обычно превышает поровое давление, чтобы предотвратить приток в скважину пластовых флюидов, при отсутствии такой фильтрационной корки буровой раствор будет непрерывно проникать в проницаемый пласт. [35]
Реологические свойства буровых растворов в забойных условиях и при давлениях и температурах окружающей среды на поверхности могут сильно отличаться. На больших глубинах давление столба бурового раствора может достигать 140 МПа. Температура зависит от геотермического градиента, на забое скважины при спуско-подъемных операциях она может превышать 260 С. Даже весьма умеренные температуры могут оказывать значительное и в основном трудно прогнозируемое влияние на реологические свойства систем. [37]
Предупреждение открытого аварийного фонтанирования достигается противодавлением столба бурового раствора на забой. Для этого необходимо, чтобы давление столба бурового раствора в стволе скважины на забой на 10 - 15 % превышало ожидаемое пластовое давление, что создается путем применения бурового раствора, в котором регулируется его плотность. Например, используются меловой раствор с добавками для его утяжеления барита или гематита, раствор с добавками КМЦ ( карбонил-метил-целлюлоза) и др. При низком качестве бурового раствора вода может фильтроваться в пласт на глубину от нескольких сантиметров до метра и более. На стенках ствола скважин образуется плотная глинистая корка, которую довольно трудно удалить. Отметим, что проницаемость глинистой корки обычно на два порядка ниже проницаемости пласта. Наличие глинистой корки и от-фильтровавшейся в пласт воды резко снижает коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны скважины. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта необходимо обращать особое внимание на качество бурового раствора. [38]
При проходке проницаемых пластов, если давление столба бурового раствора в скважине превышает пластовое давление, часть свободной жидкой фазы раствора фильтруется через стенки скважины. Это явление сопровождается отложением твердых частиц на стенках скважины в виде закупоривающей корки. [39]
Для вызова притока нефти ( газа) скважину осваивают. Сущность освоения сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть ( газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию. [40]
Считается, что основной причиной изменения проницаемости являются глинистые частицы бурового раствора, которые, отлагаясь на поверхности пористой среды, образуют глинистую корку и, проникая в поры породы, образуют зону внутренней глинизации. Предполагается, что в процессе бурения под давлением столба бурового раствора на поверхности пористой среды отлагаются глинистые частицы большого размера. Более мелкие частицы, имеющие размеры меньше размеров поровых каналов, проникают вглубь породы, вызывая полное или частичное закупоривание пор. В пласт после образования глинистой корки должен проникать только фильтрат глинистого раствора. [41]
 |
Обвязка дополнительной полости универсального превентора компании Хайдрил типа QL. [42] |
В соответствии с третьим вариантом дополнительная полость через аккумуляторную емкость соединяется с райзером. После этого дополнительная полость становится уравнительной емкостью для компенсации давления столба бурового раствора, которое удерживает превентор открытым. В этом варианте давление закрытия не зависит от глубины моря. [43]
При превышении гидростатического давления в стволе скважины над пластовым во вскрытом при бурении пласте может произойти поглощение бурового раствора. И, наоборот, при превышении пластового давления над давлением столба бурового раствора нефть, вода и газ будут проникать из пласта в скважину, что может привести к выбросам. [44]
Это означает, что бурение необходимо вести с минимальным превышением давления столба бурового раствора над пластовым с учетом возможности пульсации и поршневого эффекта в скважине. [45]
Страницы: 1 2 3 4