для каких целей используют величину избыточного давления в затрубном пространстве закрытой при гнвп
АВПД искусственное – при закачке законтурного заводнения.
Причины возникновения ГНВП и ОФ.
Понятие о давлениях.
Принятые определении
Давление, Р — Мпа; кгс/см.. Давление определяется как сила, действующая на единицу г площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.
В наклонных скважинах глубина скважины Н определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.
Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Р заб. В зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
-в нормальных условиях бурения Рзаб > Рпл;
— при ГНВП, когда скважина закрыта, Рзаб
Нефть и газ, а также пластовая вода находятся в коллекторах т. е. горных породах, которые могут служить вместилищем и в тоже время обладать достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления. В основу этого определения положены емкостные и фильтрационные свойства, которые присущи некоторым осадочным породам. Жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов нефтяных и газовых месторождений, находятся под определенным давлением, которое называется пластовым давлением.
Величина начального пластового давления, т.е. давления в пласте до начала его разработки, находится в прямой связи с глубиной залегания данного нефтяного или газового пласта. В большинстве случаев эта величина приблизительно равна гидростатическому давлению столба воды, соответствующего глубине залегания данного пласта, т.е.
Рпл= Нgρ (н/м 2 ),
Увеличение давления на 10м. глубины называется градиентом давления.
Градиент нормального пластового давления Гр = 1,05; 1,15 атм/10м, что соответствует среднему значению плотности вышележащего столба пластовой воды.
Градиент горного давления Гр = 2,1; 2,3 атм/10м.
АВПД бывает когда возникают дополнительные геологические факторы:
— дополнительное сжатие пород;
— минерализация пор продуктами пласта, когда соль отлагается в порах и происходит уменьшение объема;
— перекристаллизация пород, изменение структуры;
— размыв или выветривание поверхности пород (т.е. уменьшение глубины Н);
— увеличение подпора подошвенных вод.
При АВПД возникает необходимость применять утяжеленный буровой раствор (промывочную жидкость) для создания противодавления на пласт.
АВПД искусственное – при закачке законтурного заводнения.
Для определения граничных условий безопасного ведения буровых работ вводится понятие давление гидроразрыва пород Рг.р., давление при котором разраваются породы, возникает катастрофическое поглощение раствора.
Условно горное давление равно давлению гидроразрыва пород Рг. = Рг.р.
В проницаемых пластах поглощения возникают до достижения величины Рг.р.,
происходит массовая фильтрация и вводится понятие давления фильтрации Рф
Дата добавления: 2016-06-18 ; просмотров: 1643 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Для каких целей используют величину избыточного давления в затрубном пространстве закрытой при гнвп
Массы Рас запись закреплена
Ответы на билеты по ГНВП
2. Правила ликвидации проявлений.
При первых признаках проявления следует:
— отключить электроэнергию;
— загерметизировать устье скважины противовыбросовым оборудованием;
— сообщить диспетчеру ПРС;
1. Своевременно обнаружить ГНВП, определить вид его флюида.
2. Загерметизировать устье скважины.
3. Зарегистрировать Ризб в НКТ и Ризб в затрубном пространстве.
4. Определить Vо.
5. В минимально короткий срок приступить к глушению скважины.
6. Правильно выбрать способ глушения скважины.
7. В процессе глушения поддерживать условие, чтобы Рзаб было больше Рпл.
8. В процессе подготовительных работ проводить промывку с целью снижения Ризб за счет вымывания флюида и особенно газа.
3.Что относится к устьевому оборудованию?
К устьевому оборудованию относится фонтанная арматура для фонтанирующих или нефтяных скважин с целью их герметизации, контроля и режима эксплуатации. ФА представляет собой соединение различных крестовиков, тройников, задвижек, кранов. Между фланцами- кольца из специальной малоуглеродистой стали.
ФА состоит из трубной головки и елки:
— трубная головка монтируется на колонной головке и предназначена для подвески подъемных труб и герметизации затрубья;
— елка предназначена для направления жидкости на выкидные линии, для регулирования и контроля скважины, а также для ее закрытия.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при бурении или промывке с установленным на устье плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» все работы на скважине немедленно прекращаются. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Трубы подвешиваются так, чтобы гладкое тело трубы было напротив плашек, голова трубы должна находиться на таком уровне, чтобы было удобно навернуть дополнительный инструмент, приспособление. Плашки на теле трубы закрываются вручную, наворачивается обратный клапан или шаровый кран (в открытом положении). Закрывается задвижка на центральном патрубке. После закрывается затрубная задвижка. Сообщается диспетчеру и ведется наблюдение за ростом давления. Дальнейшие работы вести по особому плану.
1. Газопроявление. Понятие, особенности возникновения, осложнения при ликвидации.
1. Подъем газа в закрытой скважине при невозможности его вымыва.
При этом пачка газа всплывает к устью из-за разности плотности раствора и газа, давление в ней сохраняется близкое к пластовому. На забое давление растет за счет увеличения столба жидкости, остающегося под пачкой. При подходе к устью Рзаб=2Рпл за счет фильтрации раствора в газовый пласт.
Опасность- высокое давление, возможность гидроразрыва водоносного и нефтяных пластов. Скорость пачки- 150-200 м/час, а максимальная при расчетах 300 м/час.
х Р=5атм хРу=140атм х Ру=280атм
Рпл=330 атм Рзаб=465атм Рзаб=605атм
2. Подъем газа в открытой скважине.
Объем газа в открытой скважине подчиняется закону Бойля-Мариотта, т.е. произведение давления на объем- постоянно. При подъеме пачки газа в открытой скважине верхняя граница пачки движется с постоянным ускорением, при этом забойное давление падает сначала незначительно, но при подходе пачки к устью скважины возникает дисперсия пласта и в скважину поступает новая пачка газа.
Глубина 3000 м.
После выброса пачки, пришедшей на устье, и жидкой перемычки происходит открытое фонтанирование чистым газом. При открытом устье объем газа увеличивается в десятки раз. Из-за малой вязкости газ проникает в любые негерметичные соединения устьевого оборудования.
Опасность- отравление персонала, угроза взрыва и пожара. При наличии газовых пластов ПВО опрессовывается воздухом или инертным газом.
2. Признаки раннего обнаружения ГНВП.
— увеличение объема промывочной жидкости в емкости долива;
— уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме НКТ;
— повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса;
— движение жидкости при остановке в работе.
3. Назначение и типы колонных головок.
Колонные головки предназначены для обвязки верхних концов сменных обсадных колонн, выступающих над устьем, с целью герметизации кольцевого пространства между ними.
ГКК- головка колонная клиновая.
ОКК- оборудование колонн клиновое.
ОКК состоит из корпуса, в корпус заворачивается патрубок с фланцем, на котором установлен задвижка с глухим фланцем и манометром. Подвеска эксплуатационной колонны выполняется на 2-х и 3-х клиньях, связанных между собой шарнирно, и имеющих синхронное перемещение.
Герметизация межтрубного пространства выполнена двухярусными самоуплотняющими пакерами. Промежуточные колонны уходят в потай корпуса.
ГКК эксплуатационная колонна подвешивается на 4-х клиньях, не связанных с собой. Герметизация межтрубного пространства достигается узлом уплотнения, состоящим из обоймы, 2-х резиновых уплотнительных колец, массивного резинового уплотнителя, металлического кольца и нажимной гайки, через которую болтами прижимают резиновый элемент и обойму. ЭК обрезается и приваривается к катушке. Опрессовывается на давление Рпроб=Рраб.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при спуске инструмента, с установленным на устье скважины плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Демонтировать мех. ключ, снять клиновой захват, опустить вставку в конусное отверстие основания КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами, вращая боковые винты. Закрыть плашки превентора и затрубные задвижки, шаровой кран вставки. Сообщить диспетчеру. Дальнейшие работы вести по особому плану.
5. Где и как часто проводят контроль воздушной среды?
Контроль воздушной среды проводится газоанализатором «Анкат» или «УГ-2» в начале рабочей смены.
При ГНВП анализ проводится каждый час.
1-ая точка отбора проб – у культ будки.
2-ая точка отбора проб – инструментальная будка.
3-я точка отбора проб – емкость долива.
4-ая точка отбора проб – устье скважины.
Билет №3
1. Жидкостное проявление. Понятие, особенности возникновения.
При жидкостном проявлении устьевое давление будет меньше пластового на величину противодавления флюида в скважине. Протекает гораздо медленнее, чем газовое.
2. Признаки позднего обнаружения ГНВП.
К поздним признакам ГНВП относятся:
— запах газа;
— кипение промывочной жидкости;
— падение плотности;
— увеличение содержания газа.
3. Назначение и типы плашечных превенторов.
Плашечные превентора и предназначены для герметизации скважины с целью предупреждения выброса, отрытого фонтанирования, как при наличии колонны труб, так и без нее. Позволяет загерметизировать устье скважины с помощью плашек. В каждом конкретном случае устанавливается необходимый размер плашек под конкретный диаметр труб, либо глухие. По способу управления делятся на механические и гидравлические.
По проходному отверстию стандарт предусматривает диаметры: 180, 230, 280, 350, 425, 510мм. По рабочему давлению: 140, 210, 350, 700 атм.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при подъеме инструмента, с установленным на устье скважины плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Демонтировать мех. ключ, снять клиновой захват, опустить вставку в конусное отверстие основания КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами, вращая боковые винты. Закрыть плашки превентора и затрубные задвижки, шаровой кран вставки. Сообщить диспетчеру. Дальнейшие работы вести по особому плану.
5. Газоанализатор « Анкат 7631». Назначение, устройство.
Газоанализатор (ГА) предназначен для определения в воздухе концентрации сероводорода и выдачи аварийной сигнализации при превышении ПДК.
ГА является одноканальным,носимым прбором непрерывного действия с диффузионным способом отбора пробы.
Конструктивно ГА состоит из: блока аккумуляторов, расположенного под крышкой;
платы измерительной; электрохимической ячейки: платы индикации. На передней панели ГА расположен индикатор(светодиод) красного цвета. В верхней части передней панели расположен цифровой жидкокристаллический индикатор. На боковой панели ГА расположены – кнопка включения(красная), кнопки управления(белые) в т. ч. для выключения; кнопка сервисного режима(синяя).
1. Причины снижения противодавления на пласт.
— использование бурового раствора или жидкости глушения с заниженной плотностью, чем предусмотрено в проекте;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
— снижение плотности бурового раствора при его химической обработке;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
— уменьшение забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
— снижение забойного давления в результате эффектов поршневания при подъеме колонны труб с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и геологических параметров бурового раствора;
— разгазирование раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
— разрушение обратных клапанов бурильных и обсадных колонн в процессе их спуска;
— нарушение целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
— некачественное крепление технических колонн, перекрывающих нефтегазоводонасыщенные напорные горизонты.
2. Жидкости, применяемые для глушения скважин.
Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:
— минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;
— предотвращение образования стойко водонефтяной эмульсии и набухания глин;
— легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата твердой фазы промывочной жидкости;
— предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.
Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразные агенты.
Глинистые растворы при КПРС применяются редко, т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим. реагенты.
Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы при КПРС, но имеют ряд существенных недостатков:
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.
КОНТРОЛЬ СКВАЖИНЫ. УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
ПРИ ГНВП
Учебное пособие
СОДЕРЖАНИЕ
Раздел 1. Предупреждение возникновения и ликвидация ГНВП
Основные понятия о ГНВП и фонтанах
Причины возникновения ГНВП
Мероприятия по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин
Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП
Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений
Первоочередные действия производственного персонала капитального и текущего ремонта скважин при возникновении ГНВП
Технические средства и приборы раннего обнаружения ГНВП
Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП
Меры безопасности при глушении скважин
Раздел 2. Противовыбросовое оборудование и устьевая арматура
Установки гидроуправления ПВО
Задвижки шиберные прямоточные
Герметизирующее устройство устья скважины
Обратные клапаны и шаровые краны
Колонная головка ОКК.
Устьевой самоустанавливающийся сальник типа СУС
Требования, предъявляемые к монтажу и эксплуатации ПВО и устьевого оборудования
Консервация скважин в процессе эксплуатации и ПБ при их расконсервации
Раздел 3. Газобезопасность при ГНВП
Вредные и опасные свойства паров нефти, нефтепродуктов и газов
Контроль воздушной среды (КВС)
Методы определения вредных и опасных примесей в воздухе
Газоанализаторы на санитарные нормы
Средства индивидуальной защиты (СИЗ)
Требования ПБ 08-624-03 к СИЗОД
Оказание первой доврачебной помощи при отравлении парами нефти и газами.
Раздел 3. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при ГНВП
Литература
Раздел 1.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП
Основные понятия о ГНВП и фонтанах.
Открытые фонтаныявляются самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями:
1. потеря бурового и другого оборудования
2. непроизводственные материалы и трудовые затраты;
3. загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др.);
4. перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
5. случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин причиной возникновения открытых фонтанов является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП исвоевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:
— подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.
Основные понятия о давлениях в скважине.
Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.
Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.
В наклонных скважинах глубина скважины Н определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему.
Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.
Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.
Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Риз.т. и колонне Риз.к Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Рг.с
Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте.Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.
Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рг+Рг.ск+Риз.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.
Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами (или простоями).
ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление (Рг) превышало пластовое (Рпл ) в следующих размерах :
— для скважин с глубиной до 1200м Р=Ю% Рпл, но не более 1,5 МПа
— для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Рпл, но не более 3,0 Мпа
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:
Определение забойных давлений (Рзаб )
Забойное давление при механическом бурении и промывке
При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.
2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому
3. Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину Д Рст
Дата добавления: 2018-06-01 ; просмотров: 2556 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины
МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.
При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.
Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.
Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:
· 
Остановите работу.
· Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.
· Остановите насос (цементировочный агрегат).
· Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.
· Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.
· Следующей операцией является регистрация давлений.
· Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.
· Запишите:
· Избыточное давление в бурильной колонне Риз.т.
· Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к.
Увеличение объема раствора в приемной емкости Vo. Vo является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.
Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.
При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.
Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.
После замера и регистрации Риз.к, Риз.т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.
Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.
“Половинная скорость” подачи обычно приемлема, поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля, снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.
Однако следует заметить, что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.
Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.
Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление
n- отношение выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении
Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.
Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгс\см.кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.
Рн = Риз.т + Рr.с + 5 ÷ 10 кгс/см.кв.
Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчётному.
Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется, когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.
После регистрации давлений Риз.т Риз.к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).
Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.
Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.
З а п о м н и т е! При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается п о с т о я н н ы м при п о с т о я н н о й подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии- вымыва флюида. Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз.к].
Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.
С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.
При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз.т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.
Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине
В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”