Управление фонтанами при ремонте газовых скважин в условиях Крайнего Севера

• Автор: Сизов, Олег Владимирович
• Шифр специальности: 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 0 с. : 161 ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АВАРИЙНОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
2 АНАЛИЗ РАБОТ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ФОНТАНОВ И ПОЖАРОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

2Л Состояние КРС на месторождениях севера Тюменской области

2.2 Состояние работ по предупреждению и ликвидации фонтанов и пожаров на месторождениях Крайнего Севера
3 РАЗРАБОТКА НОВЫХ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ И ПОЖАРОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
3.1 Технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений при ремонте газовых скважин

3.1.1 Мероприятия для предотвращения газопроявлений при ремонте скважин

3.1.2 Технология ликвидации газопроявлений установкой дополнительной колонны труб

3.1.3 Технология ликвидации газпроявлений заменой задвижек фонтанных арматур

3.1.4 Технология ликвидации газопроявлений заменой негерметичных элементов задвижек фонтанных арматур
3.1.5 Технология ликвидации газопроявлений заменой негерметичного пакерующего узла колонных головок
3.1.6 Технология эксплуатации скважин с межколонными газпроявлениями
3.1.7 Мероприятия по обеспечению противофонтанной безопасности при эксплуатации скважин на кустовых площадках
3.1.8 Мероприятия по обеспечению противофонтанной безопасности при проведении сложного ремонта скважин на одной кустовой площадке
3.2 Технология ликвидации открытого фонтана при горящем факеле
3.2.1 Основные положения способа отрыва пламени горящекго факела от устья скважины
3.2.2 Планирование эксперимента по определению высоты отрыва 4 пламени от устья фонтанирующей скважины
3.2.3 Технология ликвидации открытого фонтана путем отрыва пламени 6 от устья фонтанирующей скважины
3.3 Технология восстановления призабойной зоны пласта после 2 ликвидации открытого газового фонтана
3.3.1 Технология восстановления призабойной зоны пласта закачиванием 2 в пласт углекислого газа
3.3.2 Технология восстановления призабойной зоны пласта закачиванием 5 в пласт кислотной композиции
3.3.3 Технология восстановления призабойной зоны пласта закачиванием 5 в пласт композиции щелочьПАВ полимер
4. ПРОМЫСЛОВОЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ 6 РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ


Отдельно следует учитывать гидродинамический эффект, то есть аномальные значения, вызванные высокой скоростью подъема колонны труб при большой вязкости и СНС раствора, при малых зазорах между элементами бурильной колонны и стенками скважины и так далее. Газопроявления при бурении скважин без снижения давления на пласты отмечаются во многих районах. Такие проявления вначале имеют характер поступающих пачек газированного бурового раствора. При вскрытии бурением продуктивных пластов газ или жидкость могут поступать в скважину вместе с выбуренной породой, так как фильтрат бурового раствора ФБР не успевает оттеснить пластовый флюид в пласт из ПЗП. Объем поступающих флюидов может быть невелик, однако оказаться достаточным для снижения плотности выходящего бурового раствора. Снижение забойного давления при этом, как правило, незначительно и опасности выброса нет. Газ может поступать в раствор также в результате осыпей газосодержащих глинистых пород. При их разбуривании отмечаются случаи снижения плотности выходящего бурового раствора с до кгм3 скв. Салымская площадь . Влияние диффузии газа зависит от его концентрации в буровом растворе. Диффузия выравнивает концентрацию газа, который поступает в буровой раствор или, наоборот, из бурового раствора газ диффундирует в пласт. Поступление газа за счет диффузии, как правило, незначительно. Возможно поступление газа в небольших количествах за счет капилярного перетока, который может возникнуть при наличии норовых каналов диаметром до 1 мкм. При этом капиляриое давление в каналах может вытеснить газ или жидкость в скважину. В каналах большего диаметра капилярные силы малы и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора ФБР , , . Гравитационное взаимодействие между пластовым флюидом и ФБР может возникнуть, если коллектор имеет трещины по вертикали с раскрытостью более 2 мм. Гравитационное взаимодействие применительно к отложениям верхнего мела, где трещины имеют размер мм, рассмотрено в работах В. А. Хуршудова и В. В. Балабошко. Однако лабораторные исследования показали, что гравитационное замещение возможно при равенстве забойного и пластового давлений. Если забойное давление в скважине превышает пластовое, то может возникнуть поглощение бурового раствора. Газопроявления при креплении скважин заколонные газопроявления могут возникать в разные промежутки времени после цементирования обсадных колонн от 3 до часов и более. Потенциально возможные каналы движения газа в этом случае по заколонному пространству следующие невытесненный буровой раствор глинистая корка на стенках скважины зазор, заполненный водой на границе цементного камня с глинистой коркой зазор между обсадной колонной и цементным камнем, образовавшийся в результате выделения воды из цементного раствора каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору газом капилляры, образовавшиеся за счет избыточной воды в цементном растворе и явления контракции. Факторы, способствующие заколонным проявлениям, можно разделить на пять групп геологические, технические, технологические, физикохимические и механические. К геологическим факторам относятся нарушения залегания пород, перемятость пород, высокое пластовое давление и другие. Технические факторы возникают как правило после освоения газовой скважины, когда проявления возникают изза негерметичности резьбовых соединений, негерметичности колонной головки или разрыва обсадных труб. К технологическим факторам относится причины, связанные с нарушением технологии проводки скважины, либо с ошибками, допущенными при разработке технического проекта на строительство скважин, с недостаточно точным прогнозированием пластовых давлений в процессе бурения, снижения давления при расхаживании обсадной колонны, несвоевременностью принятия решений об утяжелении бурового раствора или спуске промежуточной колонны, поступлением в буровой раствор газа или жидкости меньшей плотности, вспениванием бурового раствора, некачественной очисткой бурового раствора от газа и другие. Физикохимические факторы наиболее многочисленны.