animateMainmenucolor
 
Малогабаритные буровые установки
 
 
Вездеходы Арго
 
 
Каталог предприятий
 
 
Сделай заказ
 
 
Наличие на складе
 
 
Буровые установки
 
 
Буровое оборудование
 
 
Буровой инструмент
 
 
Запчасти к буровым установкам
 
 
Технология бурения скважин
 
 
Расчеты в бурении
 
 
Горные породы
 
 
Природные ресурсы
 
 
Техника для содержания скважин
 
 
Бурильно-крановые машины
 
 
Буровые вышки
 
 
Насосное оборудование
 
 
Оборудование водопонижения
 
 
Нефтегазопромысловое оборудование
 
 
Нефтегазопромысловая спецтехника
 
 
Горнодобывающее оборудование
 
 
Геофизическое оборудование
 
 
Геологоразведка
 
 
Добыча золота
 
 
Словарь
 
 
Реклама
 
 
Инженерно-геологические изыскания
 
 
Инженерно-геодезические изыскания
 
 
Учебные заведения
 
 
Дополнительное оборудование
 
 
Фотографии
 
 
Заказать буровое оборудование, станок СКБ 4
 
 
Карта сайта
 
 
{продукция}
{компания}

Газонефтеводопроявления

Флюидопроявление

Газонефтеводопроявления (флюидопроявление) могут возникнуть в следующих случаях:

  • при вскрытии объектов (пластовых жидкостей и газов) с высоким относительным давлением;
  • когда давление в пласте больше давления, создаваемого столбом бурового раствора;
  • когда давление на забой понижается при поглощении бурового раствора или во время быстрого подъема бурильной колонны при отсутствии циркуляции на величину рθ, затрачиваемую на преодоление напряжения сдвига θ.

Относительное давление в пласте определяется из выражения

рпл(от)пл/qρвН           (17.48)

Плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного горизонта

ρб.р=kppпл/qH,          (17.49)

где kр - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым, величина которого выбирается в зависимости от глубины Н залегания горизонта Н: kр=1,15÷1,20 при H<1200 м; kр=1,05÷1,10 при H>1200 м.

Значение ρб.р, необходимое для создания противодавления на пласт, можно также вычислить из выражения

ρб.р=(рпл+Δр)/qH           (17.50)

где Δр - требуемая величина превышения гидростатического давления над пластовым, устанавливаемая опытным путем.

Давление (в Па), необходимое для начала движения бурового раствора в кольцевом пространстве

pθ=4Lθ/(D-d).          (17.51)

где L - длина бурильной колонны, м; D, d-диаметр соответственно скважины и бурильных труб, м.

Давление (в Па) сдвига вязкопластичной жидкости (глинистого раствора) на забое

рс=4θh/D.           (17.52)

Опорожнение скважины при подъеме бурильной колонны может служить самостоятельной причиной возникновения проявления и в сочетании с другими факторами.

Условие возникновения газопроявления при подъеме труб из скважины выражается неравенством

ргθ-Δрст-pqh<pпл         (17.53)

где рг - гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора; Δрст - снижение статического давления в неподвижном буровом растворе.

Объем бурового раствора для дол ива в скважину определяется исходя из объема поднятых труб с учетом объемов разлитого при подъеме раствора и налипшего на стенках труб.

Ликвидация возникшего флюидопроявления состоит в удалении ит скважины поступившего в нее флюида. Первоначальная информация о виде поступившего в скважину флюида может быть поучена путем использования показания манометров на выкидной линии превенторов и стояке.

Для инженерных расчетов удобны формулы, полученные без учета структурных свойств бурового раствора: для оценки пластового давления на забое

pплу+pqh;                (17.54)

для оценки плотности флюида

ρфб.р - (ру- рн)/qhф            (17.55)

где ру - давление на устье скважины в затрубном пространстве; рн - давление в нагнетательной линии насосов; hф - длина столба флюида, которую находят по объему поступившего в скважину флюида, равного объему вытесненного бурового раствора, и по площади сечения кольцевого зазора.

Считается, что при ρф= 10804÷200 кг/м3 в скважину поступила пластовая вода, а при ρф<360 кг/м3 - газ. В случае ρф=360÷1080 кг/м3 возможно поступление нефти с газом, нефти, воды с газом.

Содержание газа в буровом растворе (%) можно рассчитать по формуле

где vм - механическая скорость проходки, м/с; D - диаметр скважины, м; С1 - содержание газа в породе, %; рзаб и ру - соответственно забойное и устьевое давление, МПа; Q - объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м3/с.

Поступление сероводорода в скважину H2S значительно затрудняет буровые работы (сильно корродируются бурильные и обсадные трубы и оборудование, что может привести к тяжелым авариям и загрязнению окружающей среды).

При сооружении геотермальных скважин в процессе бурения и выполнения вспомогательных работ, не связанных с углублением скважины, под воздействием высоких температур горных пород температура бурового раствора заполняющего ствол, достигает точки кипения, что приводит к возникновению пароводопроявлений, а при соответствующих условиях и паровых выбросов.

Внезапные выбросы горячей воды и перегретого пара происходят при: отсутствии соответствующего противодавления на продуктивные зоны; наличии поглощения после вскрытия продуктивной зоны; подъеме бурильных труб из скважины без долива ее буровым раствором; частых простоях скважины без своевременных промывок; отсутствии должного контроля за параметрами бурового раствора и уровнем его в приемных емкостях и др.

Поэтому при проектировании скважин на парогидротермы следует предусмотреть технологические и профилактические мероприятия по выбору соответствующих схем обвязки устоя и качественному монтажу противовыбросового оборудования.

Особенно опасный вид осложнений - рапопроявления. Начальная интенсивность притока рапы составляет от 3-5 до 5500-8500 м3/сут. Температура рапы на выходе из скважины достигает 110 °С, плотность -1250-1360 кг/м3, общая минерализация -300-400 г/л, а иногда до 670 г/л, водородный показатель рН=5,0+6А. Градиенты пластового давления достигают 0,0235 МПа/м. Рапа оказывает коррозионное воздействие на наземное оборудование, бурильные и обсадные трубы, а также на цементный камень. Борьба с рапопроявлением осуществляется путем подавления притока из водонапорных пластов утяжеленным буровым раствором.

Пример 17.16. Газоносный пласт, давление в котором рпл=35 МПа, залегает на глубине Н=2800 м. Требуется оценить относительное давление.

Решение. Относительное давление в пласте вычисляется из выражения (17.48):

Пример 17.17. Глубина залегания кровли газоносного горизонта Н=3170 м, пластовое давление рпл=39,6 МПа. Определить плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного пласта.

Решение. Принимаем kр= 1,10. Подставляя данные в формулу (17.49), находим

Пример 17.18. На глубине Н=1000 м пластовое давление рпл=11,5 МПа. Для безопасности требуется превышение гидростатического давления над пластовым Δр=2,5 МПа. Какой должен быть плотность бурового раствора?

Решение. Из уравнения (17.50)

Пример 17.19. Из скважины, диаметр которой D=398 мм=398·10-3м, требуется поднять бурильную колонну наружным диаметром d=140 мм=140·10-3м и длиной L= 1800 м. Определить давление, необходимое для начала движения глинистого раствора в кольцевом пространстве (снижение давления на стенки скважины), если статическое напряжение сдвига утяжеленного глинистого раствора, заполняющего скважину, θ=19 Па.

Решение. Искомое давление находим по формуле (17.51)

Торговый дом АУМАС