Методы предупреждения и ликвидации поглощений:

• Снижение гидростатического давления в скважине за счет уменьшения плотности промывочной жидкости.

• Снижение гидродинамического давления на стенку скважины за счет выбора КНБК, ограничения скорости СПО, недопущения сальников и др.

• Изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными материалами, тампонажными растворами и пастами.

• Бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство скважины.

Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора используют перекрывающие устройства, представляющие собой эластичную сетчатую оболочку.

49. Способы предотвращения газонефтеводопроявлений Газонефтеводопроявления (гнвп)

ГНВП происходит в результате превышения давления в пласте Pпл над давлением в скважине Pск, когда пластовый флюид, преодолевая местные гидравлические сопротивления, через поры и трещины породы проникает в скважинное пространство.

ГНВП может привести к грифонам, газонефтяным фонтанам, взрывам, пожарам.

Особая опасность – при бурении газовых скважин в зонах с АВПД.

Основные признаки ГНВП:

• увеличение объема бурового раствора в емкостях;

• повышение газосодержания в буровом растворе;

• изменение свойств бурового раствора;

• возрастание мехскорости проходки.

ГНВП может также возникнуть при понижении уровня промывочной жидкости в скважине вследствие потери циркуляции или при подъеме бурильных труб с недостаточным доливом скважины.

Предупреждение гнвп

• Увеличение плотности бурового раствора.

• Обязательные промежуточные промывки скважины и промывка перед подъемом колонны бурильных труб.

• Предотвращение резких колебаний давления в скважине при СПО.

• Обязательный непрерывный долив скважины при подъеме труб.

• Установка обратного клапана в ведущей трубе.

• Установка противовыбросового оборудования – превенторов.

Превенторы:

• Плашечный.

• Универсальный.

• Вращающийся.

Выбор плотности бурового раствора

Правилами безопасности ведения буровых работ предусмотрено выбирать плотность промывочной жидкости таким образом, чтобы обеспечить превышение гидростатического давления в скважине над пластовым (поровым) на величину не более:

• 10 % от пластового для скважин глубиной до 1200 м и репрессии не более 1,5 МПа;

• 5 % от пластового для скважин глубиной свыше 1200 м и репрессии не более 3,0 МПа.

50. Способы предотвращения прихватов бурильного инструмента

• применение высококачественных буровых растворов, дающих тонкие плотные корки на стенке скважины;

• интенсивная промывка скважины при бурении и перед подъемом бурильной колонны;

• полная очистка бурового раствора;

• применение смазывающих добавок в буровой раствор;

• регулярная проработка ствола скважины в зонах возможного прихватообразования;

• расхаживание и проворачивание бурильной колонны при бурении ГЗД.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием и проворачиванием ротором бурильной колонны.

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой и извлекают из скважины.

Для освобождения прихваченной части бурильной колонны применяют специальные ударные механизмы – ГУМ.