Методы исследования и ликвидации катастрофических поглощений
Поглощение бурового раствора как осложнение в скважине. Факторы, влияющие на возникновение этого осложнения. Комплекс исследований зон поглощения, их обобщенная классификация. Методы и разработка технологий ликвидации поглощений бурового раствора.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.01.2012 |
| Размер файла | 121,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
В трещиноватых средах, когда попытки ликвидировать поглощение с помощью описанных выше методов безуспешны, вводят в циркулирующий буровой раствор закупоривающие материалы - наполнители. В США, например, 90 % всех случаев поглощений ликвидируют с помощью наполнителей. С практической точки зрения выбор закупоривающих материалов и их фракционного состава ограничивается материалами, которые при добавлении к буровому раствору могут прокачиваться буровыми насосами через бурильные трубы (турбобур) и промывочные отверстия долота.
Вопрос о соотношении раскрытости каналов поглощения и размеров наполнителей является многофакторным и одним из основных при разработке изоляционных методов ликвидации поглощений бурового раствора.
В качестве наполнителей могут быть использованы: кордное волокно, резиновая крошка, целлофановая стружка, щебень, песок, измельченная солома, опилки, древесная стружка, подсолнечная лузга, ореховая скорлупа, гранулированные пластмассы, слюда, комки карьерной глины и др. материалы.
В России разработаны и применяются различные инертные наполнители. При добавлении наполнителей к буровым и тампонажным растворам возрастает их закупоривающая способность, что способствует уменьшению расхода растворов и материалов для их приготовления, а также сокращения затрат времени на изоляционные работы. В отечественной практике в последние годы резко сократился ассортимент используемых наполнителей, порой до одного-двух компонентов: кордного волокна или резиновой крошки, что снижает эффективность профилактических мероприятий и изоляционных работ.
За рубежом около 60 фирм поставляют наполнители различных типов и фракционных составов более 500 наименований в зависимости от потребности буровиков. Причем, практически все наполнители, поставляемые фирмами, представляют собой композиции различных материалов под фирменными названиями, например, КВИКСИЛ. Композиции наполнителей более эффективно кольматируют зону поглощения.
В работах представлены результаты испытаний закупоривающих материалов на трёх типах искусственно изготовленных пористых формаций: на модели из круглых частиц, на модели из щелей с параллельными гранями и на модели с клиновидными щелями.
С помощью модели из круглых шариков можно, по-видимому, моделировать поглощение в галечниках или песчаных пластах; однако большинство интенсивных поглощений происходит, вероятно, по трещинам разрыва и разлома, которые лучше воспроизводить с помощью модели из щелей с параллельными гранями или модели с клиновидными щелями.
В результате исследований определен минимальный размер щелей, которые могли бы быть закупорены большинством обычно применяемых материалов, т.е. коробочками хлопчатника, измельченной древесиной или хлопьями целлофана, колеблется от 1,25 до 2,5 мм. Для закупоривания более крупных щелей требовались прочные материалы с крупными размерами частиц; например, для закупоривания щелей с шириной 5 мм применялась измельченная скорлупа грецких орехов. В качестве прочных материалов могут выступать частицы выбуренной породы при бурении в карбонатных отложениях.
В подавляющем большинстве случаев оптимальные результаты ликвидации зон поглощений могут быть получены при использовании гетерогенных смесей, включающих наполнители, различные по размерам и форме частиц и составленные с различными свойствами.
Наполнители должны удовлетворять следующим требованиям:
частицы наполнителей должны иметь такие размеры и форму, чтобы обеспечивалось надежное закупоривание поглощающих каналов с различным раскрытием;
материал, из которого состоят частицы, не должен изменять своих свойств под влиянием транспортирующей жидкости-носителя, образовывать кислые побочные продукты и токсичные вещества;
частицы наполнителей не должны разрушаться в поглощающих каналах под воздействием пластовой температуры и давления;
плотность материала частиц должна иметь широкий диапазон - от 400 до 3200 кг/м3, благодаря чему достигается эффективность применения наполнителей при вводе их в циркулирующие буровые растворы с различной плотностью;
наполнитель должен иметь невысокую абразивность и образовывать с растворами хорошо прокачиваемые смеси;
после намыва в поглощающий пласт наполнитель должен противостоять воздействию гидродинамического давления в процессе бурения скважин и цементирования обсадных колонн;
свойства наполнителя не должны изменяться в процессе хранения.
Требования к наполнителям в составе тампонажных смесей несколько другие и будут рассмотрены ниже.
Процесс кольматации при бурении в зонах поглощений, представленных мелкотрещиноватой средой (раскрытость каналов до 5 мм), происходит достаточно эффективно при определенном гидродинамическом режиме в скважине; этот режим должен быть близок к режиму гидродинамического равновесия в системе “скважина-пласт”. При бурении скважин с негерметизированным устьем и существующим уровнем оснащения измерительной техникой такой режим практически не осуществим. Поэтому, в настоящее время целесообразно использовать режим минимальной репрессии на поглощающие и вышележащие водонефтесодержащие пласты.
Режим минимальной репрессии достигается известностью пластовых давлений, регулированием гидростатического давления столба бурового раствора в скважине и гидродинамических давлений в процессе бурения и выполнения других технологических операций (СПО, восстановление циркуляции и т.п.).
Правила безопасности рекомендуют величины превышения гидростатического давления над пластовым при различных глубинах скважин. Однако, накопленный опыт бурения в зонах поглощений показывает, что эти величины завышены. Вопрос о рациональном значении запаса противодавления является предметом исследования в настоящем отчете. Решение этой задачи осложняется различными коэффициентами аномальности вышележащих водонефтепроявляющих пластов. Предупреждение притока пластовых флюидов в ствол бурящейся скважины при обычном способе бурения достигается выбором надлежащего значения плотности бурового раствора, режима подъема инструмента и долива скважины.
В работе выведена формула определения минимальной плотности бурового раствора исходя из условия, что давление в скважине во время подъема инструмента не должно быть ниже пластового. Минимально необходимый и достаточный запас противодавления выражается формулой:
g L - Pпл = k Pmax,
|
где: |
k |
- некоторый коэффициент безопасности; |
|
|
Pпл |
- пластовое давление; |
||
|
- плотность бурового раствора; |
|||
|
L |
- длина колонны труб; |
||
|
Pmax |
- максимальная величина гидродинамического давления. |
После некоторых преобразований, решив уравнение относительно , получают формулу для определения плотности бурового раствора с минимальным противодавлением:
|
где: |
- коэффициент сопротивления; |
||
|
Uт.ср. |
- средняя скорость движения колонны труб; |
||
|
D |
- диаметр скважины; |
||
|
d |
- наружный диаметр колонны труб; |
||
|
= (Re'; Re”), |
|||
|
где: |
Re' |
- критерий Рейнольдса для вязкой жидкости; |
|
|
Re” |
- критерий Рейнольдса для пластичной жидкости. |
Таким образом, плотность бурового раствора, необходимую для бурения с минимальным противодавлением, нужно определять с учетом давления в пласте, глубины его залегания, реологических свойств раствора, величины кольцевого зазора (в т.ч. КНБК) и режима подъема инструмента. В этом случае при выборе плотности принимают во внимание как инженерно-геологические условия бурения, так и технико-технологические факторы, например, режим долива скважины.
Кроме гидростатического на зону поглощения воздействуют гидродинамические давления, связанные с динамическими факторами при проведении различных технологических операций (промывка, спуск и подъем бурильного инструмента, восстановление циркуляции и др.). Изменения гидродинамического давления приводят к возникновению серьезных осложнений в скважине: поглощению промывочной жидкости, обвалам неустойчивых горных пород, водогазонефтепроявлениям.
Знание величины гидродинамического давления при различных технологических операциях и ее минимизация позволяет разрабатывать рациональные конструкции скважин и компоновки бурильного инструмента, режимы бурения, допустимые скорости спуска бурильного инструмента и др.
Вопросам определения потерь давления в затрубном пространстве, которые являются гидродинамической составляющей давления на зону поглощения при промывке скважины в процессе бурения, посвящены работы. Зависимости, представленные в этих работах, позволяют в определенном диапазоне регулировать параметры бурового раствора, его расход и геометрию затрубного пространства с целью минимизации потерь давления в затрубном пространстве при прохождении зон поглощений.
Теоретическим вопросам определения гидродинамических давлений в процессе спуско-подъемных операций в скважине посвящены работы. Обобщения и сравнительный анализ этих материалов показали, что расчетные зависимости не учитывают ряд факторов, в частности, влияние параметрической характеристики проницаемой зоны на изменение гидродинамического давления при спуске инструмента в скважину. В этой связи приобретают актуальность исследования, посвященные натурным измерениям с помощью глубинных манометров гидродинамических давлений при выполнении различных технологических операций в бурящейся скважине и их обобщениям.
Исследованиями института «Гипровостокнефть» установлена корреляционная зависимость гидродинамического давления от скорости спуска бурильного инструмента (при турбинном и роторном способах бурения) в скважину как с обсаженным, так и открытым стволом. Результаты этих исследований использованы при формировании отдельных положений Регламента и корректировки его в части минимизации репрессии при вскрытии и прохождении зон поглощений.
Практика прохождения зон поглощений свидетельствует о том, что внешние проявления не отражают их истинной структуры (характера трещиноватости, раскрытости каналов поглощения и пространственной их ориентации - наклонные, вертикальные или горизонтальные).
Встречаются зоны со значительными «провалами» бурильного инструмента (например, 1-2 м) с потерей циркуляции, однако, при дальнейшем углублении скважины с применением комплекса профилактических мероприятий зона постепенно кольматируется и циркуляция восстанавливается полностью. Есть случаи, когда зона с незначительным «провалом» инструмента (например, 0,3-0,5 м) также сопровождается потерей циркуляции, но не поддается кольматации с применением комплекса профилактических мероприятий и даже изоляционных методов с использованием «мягких» тампонов, малоподвижных нетвердеющих и твердеющих тампонажных смесей при настоящем уровне организации и обеспечения работ. Эти полярные примеры свидетельствуют о сложной тектонической структуре зоны поглощения, причем, с индивидуальной вариацией в стволе каждой скважины.
По современным представлениям полное (катастрофическое) поглощение бурового раствора возникает в основном при разбуривании пластов, представленных карбонатными породами и обладающих естественной кавернозностью и трещиноватостью, которая образует разветвленную сеть наклонных и вертикальных трещин большого простирания и раскрытости. Причем, трещины и каверны в интервале зоны поглощения по величине могут распределяться произвольно, одновременно могут быть представлены каверны и трещины крупные (более 100 мм), средние (100-5 мм) и мелкие (менее 5 мм).
Специальные методы ликвидации полных (катастрофических) поглощений бурового раствора
Накоплен определенный отечественный и зарубежный опыт по ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора. Дадим краткий обзор современных методов ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений бурового раствора.
Известные методы ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений условно можно разделить на три основные группы:
- намыв наполнителей;
- закачивание тампонажных смесей;
- установка перекрывающих труб (профильных перекрывателей и «хвостовиков»).
Намыв наполнителей
Намыв наполнителей применяется при ликвидации зон полных (катастрофических) поглощений в целях снижения их интенсивности. Способ заключается в закупоривании поровых каналов и трещин материалами, доставляемыми в зону поглощения различными жидкостями-носителями, например, буровыми растворами, инвертными эмульсиями и др. Эти материалы могут быть различны по виду и фракционному составу. В зависимости от размера трещин и каверн подбирают соответствующие размеры наполнителей. В России наибольшее распространение нашли следующие наполнители: древесные опилки, «кожа-горох», кордное волокно, слюда, резиновая крошка, отходы реактопласта, ореховая скорлупа и др.
Важнейшими свойствами закупоривающих материалов являются: оптимальное распределение размеров частиц (фракционный состав), форма, плотность частиц, их жесткость (способность деформироваться при определенных нагрузках) и др.
Процесс намыва может быть длительным, когда раствор закачивают непрерывно (до нескольких суток) при постоянном вводе в него наполнителя, или же осуществляться закачиванием отдельных тампонов.
Исходя из практики последних лет, можно выделить следующие способы намыва наполнителя в скважину: через воронку, установленную на устье скважины, на бурильные трубы и по закрытой нагнетательной линии.
Если динамический уровень раствора ниже устья скважины (не менее чем на 50 м), наполнители намывают через воронку. В зависимости от конкретных геолого-технических условий в скважине намыв наполнителей этим способом возможен по колонне бурильных труб, с открытым концом или пакером, а также по открытому стволу скважины. При этом тампонажные материалы движутся к зоне поглощения за счет разности между пластовым давлением и давлением столба жидкости в скважине.
Намыв через воронку производится путем одновременной подачи в воронку наполнителя и бурового раствора с периодическим продавливанием смеси с помощью цементировочных агрегатов (ЦА) или буровых насосов. Через воронку намываются различные наполнители с размером до 30 мм. Когда условия в скважине не позволяют транспортировать тампонажные материалы к зоне поглощения без приложения избыточного давления на устье (динамический уровень раствора на устье скважины), намыв наполнителей производят по закрытой нагнетательной линии от цементировочных агрегатов или буровых насосов, соединенной с колонной бурильных труб через открытый конец или пакер. При намыве цементировочными агрегатами наполнитель в буровой раствор вводят через вспомогательную емкость ЦА, а при намыве буровыми насосами через технологическую мерную емкость, в которой наполнитель перемешивается, а затем закачивается в скважину. Кроме этого при намыве наполнителя по закрытой нагнетательной линии в России используют различные устройства. Содержание наполнителей в тампонажном растворе (массовая доля) при загрузке в цементосмесительную машину, вводе с помощью гидромешалки или через приёмный чанок ЦА не превышает 6 %, а при намыве через воронку - 15 %; при этом оценить и контролировать структурно-механические свойства получаемого тампонажного раствора не представляется возможным.
При полном (катастрофическом) поглощении бурового раствора широко применяются тампоны типа «мягких» пробок. Тампон представляет собой концентрированную тестообразную массу различных наполнителей, смешанных с глинистым или цементным раствором, задавливаемую буровым раствором в зону поглощения. Количество наполнителей в тампоне достигает 150 кг на 1 м3 раствора. Объем тампона должен быть не менее 5 м3, в отдельных случаях в зависимости от мощности поглощающего пласта - 50 м3.
Достоинствами способа намыва наполнителей является его простота, возможность использования недефицитных материалов. К существенным недостаткам данного способа относятся:
- большие затраты времени и трудоемкость процесса;
- низкое содержание наполнителей в тампонажных смесях (6-15 %);
- вследствие неоднородности получаемых тампонажных смесей, невозможности контроля и регулирования содержания наполнителей в процессе намыва создаются пробки в местах сужения бурильных труб, что снижает эффективность работ, приводят к непроизводительным затратам и отрицательным результатам;
- ограниченность применения крупных наполнителей (более 20 мм) в зависимости от применяемых технических средств (цементировочных агрегатов и буровых насосов).
Применение (по предложению института «Гипровостокнефть») автобетоносмесителя для приготовления тампонажных смесей (нетвердеющих и твердеющих) и автобетононасоса для закачки этих смесей в бурильные трубы позволяет существенно расширить объемы применения тампонажных смесей с высоким содержанием наполнителей (до 350 % мас. от объема жидкости-носителя) и крупностью их до 40 мм.
Нетвердеющие смеси используются как для намыва наполнителей, так и как буферные смеси при изоляции зон полного поглощения твердеющими смесями.
БашНИПИнефть использует тампоносмеситель (объемом 17 м3) и тампононасос (на базе также бетононасоса) для намыва «мягких» наполнителей с содержанием их не более 15-20 % (мас.). В технологическом аспекте решается частная задача - изоляции зон поглощения средней интенсивности.
Закачивание тампонажных смесей
Способ закачивания тампонажных смесей заключается в изоляции поглощающих каналов загустевающими или твердеющими тампонажными смесями. В большинстве случаев тампонажные смеси приготавливают на поверхности и закачивают по бурильным трубам или по стволу скважины. Если устье скважины оборудовано превентором или на конце бурильных труб установлен пакер, то смесь задавливается в поглощающий пласт. В случае необходимости перед задавливанием в пласт тампонажную смесь выдерживают в стволе скважины. Одновременно на поверхности контролируется пластическая прочность пробы смеси. Успех операции при изоляции зоны поглощения зависит от свойств применяемой тампонажной смеси и от технологии доставки ее в зону.
Постоянные поиски эффективных способов изоляции поглощающих пластов в различных геолого-технических условиях проводки скважин привели к разработке большого числа тампонажных смесей.
Исследования показывают, что для успешного проведения изоляционных работ следует использовать такие тампонажные смеси, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых увеличивается при высоких скоростях сдвига. Такие свойства присущи вязкоупругим жидкостям.
Для изоляции каналов высокоинтенсивных поглощений в настоящее время применяют специальные смеси: глинолатексную смесь, цементно-глинистую пасту, соляробентонитовую смесь, метасоцементную, гипаноцементную, полимерцементную пасты и др.
Наиболее эффективными при изоляции поглощений являются смеси с относительно высокими структурно-механическими свойствами, такие как метасоцементная паста и гидролизованная полиакриламидцементная паста. Эти пасты получаются путем впрыскивания раствора метаса или полиакриламида в цементную суспензию и подаются по бурильным трубам или по стволу скважины под давлением в зону поглощения. При этом тампонажные пасты обладают достаточно высокими структурно-механическими свойствами. Однако, их пластическая прочность варьируется в широком диапазоне 1,5-5,5 кПа. Объясняется это тем, что соотношение раствора метаса или полиакриламида в цементной суспензии регулируется весьма приближенно - скоростями подачи цементировочных агрегатов. Кроме того, низкая степень перемешивания в потоке при методе впрыска не обеспечивает получения тампонажных паст с заданными структурно-механическими свойствами. Поэтому получить заданную пластическую прочность практически невозможно. Другими недостатками этих паст являются высокая плотность и низкая кольматирующая способность.
В недавнем времени разработаны весьма эффективные тампонажные смеси на основе полимеров (например, ПАА) и сшивателей (типа хромокалиевых квасцов).
Разработаны рецептуры и технология получения гелевых систем без использования наполнителей и с использованием наполнителей. Последние могут быть получены и доставлены в бурильные трубы с помощью автобетонокомплекса (автобетоносмесителя и автобетононасоса).
Гелевые системы без использования наполнителей могут быть получены и доставлены в бурильные трубы с помощью обычных цементировочных агрегатов.
Тампонажные смеси на основе полимеров (гели) могут быть использованы как буферные системы, которые закачиваются перед твердеющими смесями и служат целям сохранения последних от разбавления и растекания.
Применение автобетонокомплекса (АБК) для приготовления и закачки в бурильные трубы высокоструктурированных тампонажных смесей (в т.ч. твердеющих) с высоким содержанием наполнителей существенно повышает эффективность изоляционных работ. В 1988-1990 гг. в ОАО «Самаранефтегаз» в 33х зонах поглощений проводились исследования с целью оценки эффективности указанных тампонажных смесей при ликвидации полных (катастрофических) поглощений. Положительный результат был получен в 20 зонах, что составляет порядка 60 % от общего числа зон. Это достаточно высокий результат в условиях эксперимента.
Установка перекрывающих труб (профильных перекрывателей и «хвостовиков»)
Профильный перекрыватель конструкции ТатНИПИнефть предназначен для изоляции трещиновато-кавернозных пластов с полным (катастрофическим) поглощением бурового раствора. Профильные перекрыватели выпускаются двух типов: ОЛКС-216у - для установки в стволе скважины диаметром 215,9 мм с последующим переходом на бурение ствола скважины диаметром 190,5 мм и ОЛКС-216 - для установки в стволе скважины диаметром 215,9 мм с предварительным расширением ствола в интервале его установки. В последнем случае диаметр ствола скважины остается прежним - 215,9 мм.
Основной недостаток профильного перекрывателя ОЛКС-216у связан с последующей потерей диаметра ствола скважины с диаметра 215,9 мм до 190,5 мм. Перекрыватель ОЛКС-216 - лишен этого недостатка, однако, появляется трудоёмкий и ненадёжный процесс расширения участка ствола скважины в условиях поглощения. Расширитель часто выходит из строя (порой случается авария - слом его или инструмента) ввиду недостаточной прочности и больших крутящих моментов, возникающих из-за вертикальной и наклонной ориентации трещин в зоне поглощения.
Наиболее предпочтительные случаи применения профильного перекрывателя:
- зона полного (катастрофического) поглощения имеет значительную мощность (50-100 м и более);
- кавернометрия в зоне поглощения представлена чередованием номинального и увеличенного диаметров скважины;
- нижележащий интервал скважины разбуривается незначительным количеством долот (с целью недопущения протирания перекрывателя).
Анализ промыслового материала, выполненный институтом «Гипровостокнефть», свидетельствует, что технология применения профильного перекрывателя в настоящее время имеет следующие недостатки:
- разрыв перекрывателя во время раздувания;
- «полет» перекрывателя в скважину;
- отрыв или перетирание перекрывателя при развальцовке;
- ненадежность перекрывателя в стволах с большой и непрерывной кавернонозностью на значительном участке (скв. 306 Преображенской площади);
- большая стоимость комплекта (250 м) перекрывателя (687 тыс. руб.).
Во многих случаях после установки перекрывателя или вскрывается новая зона поглощения, или скважина продолжает поглощать и заканчивается бурением при частичном поглощении - 2-3 м3/ч.
Перекрытие зоны полного (катастрофического) поглощения «хвостовиком» считается достаточно традиционным и надежным методом. Однако, в практике бурения наблюдаются случаи недоспуска «хвостовика» до необходимого интервала, особенно в наклонном стволе. Цементирование «хвостовика» осуществляется достаточно успешно от башмака до зоны поглощения. «Голова» «хвостовика», как правило, требует повторного, часто неоднократного цементирования.
Наиболее существенным недостатком применения «хвостовика» является необходимость бурения значительного интервала (1130 - 2175 м) резервным диаметром долота (269,9 мм или 295,3 мм под 245-мм «хвостовик»). Показатели работы этих долот значительно ниже, чем у долот диаметром 215,9 мм. Кроме того, бурение в условиях поглощения требует дополнительных затрат времени и средств. Кроме потерь времени на собственно углубление скважины за счет разницы в показателях работы долот имеют место потери, связанные со спуском «хвостовика» и его цементированием.
Применение «хвостовика» с целью ликвидации зон поглощений закладывается на стадии выбора и обоснования рациональной конструкции скважины. Этому выбору должен предшествовать анализ статистических данных по борьбе с поглощениями на разбуриваемой площади.
Таким образом, ликвидация поглощений бурового раствора установкой перекрывающих труб является весьма трудоемким и дорогостоящим процессом.
4.3 Зарубежный опыт ликвидации поглощений бурового раствора
Наиболее эффективным способом ликвидации зон поглощений за рубежом является закупорка каналов с помощью наполнителей. Выше указывалось, что специализированные фирмы полностью удовлетворяют потребности буровиков в наполнителях, причем, в виде готовых научно обоснованных композиций под различными фирменными названиями. Большой ассортимент наполнителей, предназначенных для самых разнообразных условий бурения в зонах поглощения, способствует максимальной эффективности проведения профилактических и изоляционных работ.
Однако, существуют еще много нерешенных проблем в вопросе использования наполнителей. Одно время широко практиковалось введение закупоривающих добавок в циркулирующий буровой раствор в небольших концентрациях.
В настоящее время отмечается тенденция к повышению содержания добавок в буровом растворе. Следует отметить, что некоторые добавки, дающие плохие результаты при низком их содержании, обеспечивают хороший результат при высоких содержаниях.
При ликвидации зон поглощений за рубежом также применяют: растворы с высокой водоотдачей, цементно-бентонитовые смеси, гильсонит-цемент, соляробентонитовые растворы, быстросхватывающие смеси, спуск обсадной колонны.
Последние годы скважины в США, в основном, бурятся при сбалансированном давлении в системе «скважина-пласт» с использованием необходимой композиции наполнителей.
По мнению авторов сборника проблема ликвидации зон поглощения в США считается практически решенной. С одной стороны, следует признать высокий уровень технологии прохождения зон поглощения в США, с другой стороны стратиграфический разрез отложений характеризуется отсутствием огромных карбонатных кавернозно-трещиноватых толщ, присущих палеозойским отложениям Урало-Поволжья и Восточной Сибири. Такой благоприятный стратиграфический разрез в сочетании с высоким уровнем технологии и организации работ по ликвидации поглощений создают предпосылки к рациональному решению проблемы в США.
Список используемых источников
Титков Н.И., Кукин А.Н. Комплексные исследования поглощающих горизонтов при бурении скважин. М. , Недра, 1966.
Титков Н.И., Гайворонский А.А. Изоляция поглощающих горизонтов при бурении скважин. М., Гостоптехиздат, 1960.
Методика геофизических и гидродинамических исследований зон катастрофического поглощения. Куйбышев, Гипровостокнефть,1990.
Инструкция по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин. РД 39-2-684-82. Краснодар, ВНИИКрнефть, 1982.М., ВНИИОЭНГ, РНТС «Бурение», вып.1, 1980.
Сидорова Т.К., Сурикова О.А. Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении скважин за рубежом. РНТС, ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1981, вып. 6.
Рябов Н.И. Методы предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин. Самара, 2003 г. 64с.
Размещено на Allbest
Подобные документы
Описания осложнений в скважине, характеризующихся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения. Анализ предупреждения газовых, нефтяных, водяных проявлений, борьбы с ними. Обзор ликвидации грифонов и межколонных проявлений.
контрольная работа [22,8 K], добавлен 11.01.2012Характеристика термосолестойкого бурового раствора. Основы статистического анализа, распределение коэффициентов линейной корреляции. Построение регрессионной модели термосолестойкого бурового раствора. Технологические параметры бурового раствора.
научная работа [449,7 K], добавлен 15.12.2014Применение промывочных жидкостей, способных удерживать кусочки породы во взвешенном состоянии, для промывки забоя и выноса шлама на поверхность. Регулирование содержания твердой фазы и уменьшения плотности раствора. Системы очистки бурового раствора.
реферат [2,9 M], добавлен 23.09.2012Циркуляционная система буровой установки, ее элементы, назначение и принцип действия. Оборудование для дегазации бурового раствора. Сепаратор и дегазатор: конструкция и принцип работы. Промысловая подготовка нефти. Схема сепаратора бурового раствора СРБ.
контрольная работа [2,3 M], добавлен 03.06.2012Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.12.2014Характеристика бурового предприятия. Должностные обязанности бурового мастера, технолога, бурильщика и его помощника. Действия членов буровой вахты в аварийных ситуациях. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации. Консервация скважин.
отчет по практике [49,1 K], добавлен 26.04.2014Совмещённый график изменения давлений пласта и гидроразрыва пород. Расчет диаметров обсадных колонн и долот, плотности бурового раствора, гидравлических потерь. Технологии предупреждения и ликвидации осложнений и аварий при бурении вертикальной скважины.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.01.2015Общие сведения о районе буровых работ. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие. Сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени изученности. Выбор оборудования.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 21.05.2013Геологический разрез скважины. Литологическая характеристика разреза. Возможные осложнения. Конструкция скважины: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения, расчет ее параметров.
курсовая работа [35,4 K], добавлен 03.02.2011Назначение малогабаритных буровых установок. Технические характеристики бурового переносного станка КМБ 2-10 для ручного бурения скважин при геологических исследованиях. Возможности и состав комплекса. Основные задачи инженерно-геологических изысканий.
отчет по практике [31,0 K], добавлен 25.06.2012
