Давление аномально высокое пластовое

АНОМАЛЬНО ВЫСОКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ОБРАЗОВАНИЕ НАДВИГОВ [c.68]

В настоящее время для кустовых скважин применяют метод двуствольного бурения, при котором два ствола бурят одной и той же установкой с попеременным перемещением талевой системы от одного ствола к другому. Применение данного метода сокращает сроки бурения скважин и снижает затраты на их строительство. Расстояние между двумя скважинами, составляющими пару, должно быть не менее 1,3 м, а между соседними парами — не менее 2,4 м. Число и расположение скважин определяются проектом на строительство куста. Между краем площадки и скважинами допускается монтировать только трубопроводы. Скважин с аномально высоким пластовым давлением должно быть не более щести, располагать их следует в один ряд. [c.24]

Ме = 773) м сутки. Это следует объяснить рядом факторов, главный из которых — аномально высокое пластовое давление, созданное в залежи пласта A4 в январе —марте 1968 г. За 8 месяцев в скважину закачали 160 тыс. м сточной воды и попутно более 3 т механических примесей и около 2 т нефти. Для восстановления снижающейся приемистости на скважине были проведены две кислотные обработки. [c.127]

Когда требуется использовать буровой раствор высокой плотности (для контроля аномально высоких пластовых давлений либо для противодействия высоким напряжениям в горных породах в зонах повышенной надвиговой активности), необходим буровой раствор, допускающий значительное содержание твердой фазы, например известковый, гипсовый с хромлигносульфонатом или гуматно-калиевый буровой растворы. На больших глубинах при высоких забойных температурах следует использовать растворы на углеводородной основе со сбалансированной активностью водной фазы. [c.330]

АНОМАЛЬНО ВЫСОКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ [c.74]

Зильберман В.И, Теоретические предпосылки и эффективность методов оценки и прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М., ВНИИОЭНГ, 1983 [c.118]

Аномально высокие пластовые давления, встречающиеся при бурении в осложненных геологических условиях, зачастую значительно превышают гидростатическое давление бурового раствора. Поэтому для предотвращения водо-газо-нефтепроявлений раствор необходимо утяжелять, чтобы, в соответствии с действующими правилами по бурению, иметь превышение гидростатического давления над пластовым не менее 10%. Значительное утяжеление бывает необходимо и при бурении в соляных толщах для подавления пластического течения соли. [c.43]

В породах с нормальными и умеренно высокими пластовыми давлениями, как показано на рис. 5.62, нестационарные давления не опасны но в пластах с аномально высокими пластовыми давлениями диапазон возможного изменения плотности бурового раствора, определяемый необходимостью создания достаточного противодавления на пласт и недопущения его гидроразрыва, весьма невелик (см. главу 9). В таких условиях отрицательного импульса давления бывает достаточно, чтобы произошел выброс, а положительный импульс давления может вызвать гидравлический разрыв пласта с последующей потерей циркуляции. Путем анализа случаев осложнений доказана связь между отрицательными импульсами давления и происшедшими выбросами, а также между положительными импульсами давления и поглощениями. [c.233]

Таким образом, для предотвращения выброса столб бурового раствора должен развивать градиент давления не менее 21,5 кПа/м, а для предотвращения поглощения бурового раствора градиент давления не должен превышать 22,06 кПа/м. На глубине 3050 м рабочий диапазон давлений составит всего 1,72 МПа. Некоторый дополнительный коэффициент безопасности может обеспечить прочность породы на растяжение (табл. 9.3), но если в породе имеются естественные трещины, прочность на растяжение будет равна нулю. Как бы то ни было, при бурении в пластах с аномально высокими пластовыми давлениями чрезвычайно важно свести к минимуму давление циркулирующего бурового раствора и переходные давления в кольцевом пространстве. [c.365]

Галенит РЬ5 плотностью 2,4—2,7 г/см используют для приготовления только очень тяжелых буровых растворов, которые иногда необходимы для уравновешивания аномально высоких пластовых давлений. Галенит стоит дорого, поэтому для приготовления буровых растворов плотностью до 3,6 г/см его используют в сочетании с баритом, С помощью одного галенита можно приготовить буровой раствор плотностью 3,8 г/см . Галенит не является обычным компонентом утяжеленных буровых растворов. Поставка галенита в район северного побережья Мексиканского залива осуществляется только для использования в экстренных случаях. [c.453]

Следующей операцией является освоение скважины с целью создания условий для притока нефти. Для этого постепенно начинают уменьшать плотность глинистого раствора, разбавляя его водой (снижать гидростатическое давление столба жидкости в скважине) до полной замены глинистого раствора на воду. При снижении давления в скважине нефть (газ) из пласта через перфорации начинает поступать в ствол скважины, постепенно вытесняя воду, и выходит на поверхность. Чтобы сделать этот процесс безопасным и контролируемым (особенно при аномально высоких пластовых давлениях), устье скважины плотно закрывают крышкой, прикрепленной болтами к фланцу верхней обсадной трубы. Через эту крышку в скважину пропускают эксплуатационную колонну труб, а снаружи к ней крепят систему труб и задвижек (фонтанная арматура) и выходной штуцер, через который из скважины отбирается нефть. [c.31]

Предотвращение и борьба с газо- и нефтепроявлениями в процессе бурения скважин особенно необходимы в районах, где на глубине наблюдаются аномально высокие пластовые давления. В этих случаях применяют утяжелённые глинистые растворы, способные создать в стволе скважины давление, превышающее пластовое. [c.159]

При бурении на газовых и газоконденсатных месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями и при бурении разведочных скважин необходимо иметь емкости для запаса бурового раствора вместимостью не менее одного объема скважины, а также запас утяжелителей и химических реагентов в соответствии с технологией проводки скважины. [c.20]

В том случае, если возникщее газонефтепроя ление ликвидировать не удалось, встает вопрос о предотвращении его развития в аварийный выброс и открытое фонтанирование. Прекращение начавшегося выброса обеспечивается перекрытием сечения колонны бурильных труб при по.мощи обратного клапана и герметизацией устья скважины специальным противовыбросовым оборудованием. Обратными клапанами, соответствующими типораз.меру при.меняе.мого бурильного инструмента, обеспечивается каждая буровая установка. Противовыбросовым оборудованием обвязывается каждая бурящаяся скважина на вновь разведуемых площадках, на газовых и газоконденсатных месторождениях, а также на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). В остальных случаях необходимость установки противовыбросового оборудования на устье скважины определяется геологическими условиями разреза. [c.33]

В интервале пласта баженовской свиты при вскрытии линз-скважинами наблюдается аномально высокое пластовое давление в пределах 28—48 МПа при средней глубине залегания 2800 м. Залежь в целом гидродинамически изолирована от пластовых вод и характеризуется упругозамкнутым режимом. Наблюдаются также аномально высокие значения пластовых температур (130— 137°С). [c.12]

Успех же разведки при учете гидротермодинамических микропроцессов на Левкинской площади связан с определением необычного механизма работы системы пласт—скважина при вскрытии продуктивного горизонта. Дело в том, что аномально высокие пластовые давления создают реальную угрозу разрушительных последствий для продуктивного объекта при различных изменениях существующего состояния (равновесия) пластовой системы. Поэтому при вскрытии разведочными скважинами таких пластов надо помнить, что продуктивность глубоких залежей обеспечивается трещиноватостью коллекторов или, строго говоря, достаточными фильтрационными каналами (трещинами, отдельными высокопроницаемыми пропластками, линзами и пр.), имеющими проводимость, резко отличную от таковой для основной породы. Отсюда возникает непременное требование сохранения (или развития) этих дренажных каналов при вскрытии и освоении продуктивных горизонтов на больших глубинах. В первых разведочных скважинах Левкинского месторождения это условие не соблюдалось, что привело к потере продуктивности в первые же дни работы (скважины имели первоначальные дебиты до 500 м /сут жидкости, а в настоящее время работают с дебитами 2—3 м /сут или вообще остановлены). [c.173]

Авербух AJ., Буцневий Э.М.. ГельФанд В.А. и др. Вопросы применения сейсморазведки для прогноза нефтенасыщенности, литологии, аномально высоких пластовых давлений. М. ВНИИОЭНГ, 1976 [c.116]

Разрабатывая месторождение по стандартной схеме, промысловики, однако, не осознавали того, что инициированный ПЯВ медленный процесс прогрессирующего разрушения массива горных пород отнюдь не завершился и продуктивный резервуар по прошествии нескольких лет после ПЯВ все ещё продолжал превращаться в систему отдельных микрорезервуаров. Кроме того, перезакачка воды обусловила аномально высокие пластовые давления, достигшие 15,2 МПа, что порождало гидроразрывы пластов, в том числе и вблизи полостей ПЯВ. И наконец, эксплуатационные колонны скважин утрачивали свою герметичность за счет превышения проектного 15-летнего срока их эксплуатации, агрессивной сероводородной среды, ускоряющей коррозию металла, плохого качества цемента (подавляющее число скважин на месторождении было пробурено до 1975 г., когда перекрытие "башмака" кондуктора цементом не проектировалось по состоянию на 1994 г. более 70% скважин промысла эксплуатировалось свыше 15 лет, 6,3% - свыше 25 лет, до устья зацементировано 18% всего фонда скважин). [c.75]

Резервуар 10 с двумя внутренними диспергаторами слумсит хранилищем готовой эмульсии. Его объем должен быть равным или большим объема резервуара-смесителя 9. Два внутренних диспергатора (аналогично диспергатору 8 резервуара 9) предназначены для перемешивания и выравнивания эмульсии после длительного хранения. Резервуары 11, 12, 16 составляют узел утяжеления обратной эмульсии твердыми утяжелителями. Этот узел не всегда включается в схему установок. Он необходим в районах с аномально высокими пластовыми давлениями. Там, где [c.131]

Аномально высокие пластовые давления и коррозионные среды встречаются при бурении глубоких скважин в Миссисип-ском соляном бассейне. Проблемы бурения в этом районе усугубляются притоком газов высокого давления, почти на 75% состоящих из сероводорода, забойными температурами около 200 °С и потенциальными поглощениями. Рекордный градиент давления 22,6 кПа/м был измерен в поисковой скважине 22-7, пробуренной группой Шелл — Мэрфи США в округе Уэйн, шт. Миссисипи, до глубины 8551 м. При бурении 105-мм ствола в интервале 6067—8551 м с промывкой буровым раствором на углеводородной основе, плотность которого изменялась от 2,30 до 2,44 г/см , пользовались специально разработанной технологией наращивания и спуско-подъ емных операций. [c.83]

Аномально высокие давления могут встретиться на сравнительно малых глубинах, например на месторождении Фортиз в Северном море на глубине 1200 м. Однако пласты с чрезвычайно высокими давлениями встречаются только на больших глубинах, и образование зон с аномально высоким давлением обычно связано с диагенезом монтмориллонита в иллит. Иллит содержит значительно меньше гидратной воды, чем монтмориллонит, поэтому диагенез сопровождается выделением воды из кристаллов глины, за счет чего и происходит повышение пластового давления. Нет никаких сомнений, что аномально высокие пластовые давления в районе северного побережья Мексиканского залива на глубинах около 3000 м обусловлены диагенезом. Известно, что превращение монтмориллонита в иллит происходит под давлением при температуре приблизительно 90 °С, если этому способствует электрохимическая среда. В районе северного побережья Мексиканского залива на глубинах более 3000 м имеются все необходимые условия. Б сосуде высокого давления была проведена серия экспериментов по искусственному диагенезу осадочных пород, полученных из скважин в районе северного побережья Мексиканского залива. [c.295]

Пластическое течение может возникать в глинистых сланцах с аномально высоким пластовым давлением. По определению, глинистые сланцы с аномально высоким пластовым давлением имеют повышенное содержание воды. Например, на рис. 8.4 видно, что объемная плотность глинистого сланца на глубине 3000 м при градиенте порового давления 20,3 кПа/м такая же, как и у сланца с нормальным поровым давлением, находящегося на глубине 1520 м. Глинистый сланец с аномально высоким пластовым давлением должен выдерживать давление 3000-м толщи пород, поэтому подвержен пластической деформации в ствол скважины. Обычно деформацию предотвращают путем повышения плотности бурового раствора для предупреждения притока в ствол пластовых флюидов из переслаивающихся с глинистыми сланцами песчаных пропластков. Благодаря повышению плотности бурового раствора предотвращается также течение глинистого сланца в ствол. Однако в отсутствие песчаных пропластков аномально высокое давление может остаться невыявленным и плотность бурового раствора повышена не будет, в результате глинистый сланец начнет выдавливаться в ствол скважины. Джилл и Грэгг утверждают, что в скважиЦах, которые бурят на Северном море, превышение пластового давления над давлением столба бурового раствора примерно на 1 МПа может привести к пластическому течению глинистых сланцев. [c.310]

Из приведенного графика, не претендующего на абсолютную точность, видно, что ряд данных не подчиняется найденной зависимости. Чаще всего эти залежи нефти приурочены к глубокозалегающим пластам месторождений Чечено-Ингушской АССР, Туркменской ССР, Западной Украины. При этом, чем больше глубина, тем больше число залежей с аномально высоким пластовым давлением. [c.17]

Нефть этой залежи, так же как и на месторождении Эльдаровское,. находится в условиях аномально высокой пластовой температуры для этой залежи характерно чрезвычайно высокое пластовое давление. Из описанных в настоящем справочнике месторождений залежь верхнемеловых отложений Брагунского месторождения характеризуется самыми высокими пластовыми давлениями и температурой. [c.435]

В настоящее время во многих регионах основными методами перфорации являются простпрелочно-взрывные работы кумулятивными перфораторами различных модификаций. Так, например, перфораторы типа ПКС-80, ПКС-105 обладают высокой пробивной способностью, ПР-43 и ПР-54 используются для перфорации без противодавления на пласт и спускаются на каротажном кабеле через насосно-компрессорные трубы (НКТ). Кумулятивные перфораторы типа ПНКТ-73 и ПНКТ-89 используются для вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением и спускаются непосредственно на НКТ. [c.49]

К этой группе следует относить также резервуары, типично пластовые и массивные с зонами выклинивания, замещения или стратиграфического несогласия или экранированные со всех сторон разломами (нарушениями) или комбинацией нарушений. Морфологически это типичные пластовые и массивные резервуары, но, потеряв связь с остальной частью резервуара, они превратились в гидродинамически закрытые системы. Гидродинамически закрытые резервуары характеризуются специфическими особенностями формирования скоплений нефти и газа и с ними довольно часто связано возникновение аномально высоких пластовых давлений (АВПД). [c.67]

В основном давление флюидов в пласте обусловливается гидростатическим напором, так как после завершения лити-фикации осадков геостатическое давление будет восприниматься главным образом скелетом породы-коллектора (если пренебречь упругой деформацией пород). Однако в ряде районов литификация осадков все еще продолжается. На больших глубинах, где господствуют высокие давления, флюиды в пласте все же испытывают горное (геостатическое) давление вследствие отжатия воды из глинистых толщ в породы-коллекторы, что является одной из причин возникновения аномально высоких пластовых давлен ий (АВПД). [c.74]

Существенное значение при размещении зон нефте- и газонакопления имеет также качество покрышек (флюидоупоров). Вполне понятно, что плохие покрышки не способствуют сохранению скоплений газа и тем самым изменяют фазовое соотношение УВ вследствие дегазации недр. В большинстве случаев глубокие горизонты достаточно хорошо изолированы и наличие в них аномально высоких пластовых давлений свидетельствует о сохранности первичного соотношения жидких и газообразных УВ. [c.174]

Следует однако отметить, что в ряде случаев только благодаря применению ИБР удается решить сложные технологические задачи по вскрытию многопластовых продуктивных горизонтов большой мощности, обладающих аномально высокими пластовыми давлениями и осложненностью геологического разреза. Такими примерами могуг служить освоение месторождений Тенгиз и Карачаганак. Кроме того, безводные системы растворов на углеводородной основе незаменимы там, где необходимо отобрать керновый материал из продуктивного горизонта с естественным содержанием пластового флюида. Особенно это касается разведочных скважин при подсчете запасов нефти и газа на стадии освоения месторождений. [c.165]

Естественно, широкое внедрение сайклинг-процесса обогащало газовую промышленность США опытом рациональной эксплуатации. Первой книгой в нашей стране, освещающей опыт США по эксплуатации газоконденсатных месторождений, была монография М.Х. Шахназарова Теория и практика эксплуатации конденсатных месторождений , изданная в Баку в 1944 г. Ценность книги заключалась в том, что она знакомила инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности с особенностями эксплуатации газоконденсатных месторождений США. Одновременно автор предполагал наличие конденсатных месторождений в СССР. Первое в СССР газоконденсатное месторождение Карадаг было открыто в начале 1955 г. в 25 км юго-западнее Баку. Таким образом, с 1955 г. начинается история открытия и эксплуатации конденсатных месторождений в нашей стране. На площади Карадага разведочные работы проводились еще в 30-х гг. прошлого века. В 1939 — 1941 гг. было установлено наличие залежи нефти с широкой газовой шапкой. Но до 1954 г. ни одна скважина своим забоем не могла достичь свиты перерыва . Попытки вскрыть в ряде скважин свиту перерыва и горизонты нижнего отдела продуктивной толщи оказались безуспешными из-за сложных геологических условий бурения, наличия аномально высоких пластовых давлений, интенсивных водогазопроявлений и связанных с ними технических трудностей и осложнений. Несмотря на это, вскрытие свиты перерыва и нижнего отдела продуктивной толщи в течение продолжительного времени считалось наиболее важной задачей разведочного бурения на площади Карадаг. [c.131]

Рассмотренный механизм увеличения давления на эксплуатационную колонну в катагенетпческп изменённых глинистых породах не обязательно должен иметь техногенную природу. Скорее всего он вносит определённый вклад п в ещё одно крайне негативное по возможным последствиям явление - образование зон аномально высоких пластовых давлений. По существующим [c.148]

Ямалом должны заниматься все, кто так или иначе причастен к его освоению. Но, я думаю, рабочие и специалисты Надымгазпро-ма , знающие не понаслышке, что такое вечная мерзлота и аномально высокие пластовые давления, могли бы стать основой подразделений, которые будут разрабатывать новые кладовые Ямала. У надымских газовиков богатейший опыт в работе в экстремальных климатических условиях. Но главное - у них хороший рабочий настрой, горячее желание поставить на службу России перспективные газовые месторождения Крайнего Севера. Уже сегодня готовится программа освоения Ямала. Есть надежда, что через пять-шесть лет Россия получит миллионы кубометров ямальского газа. [c.11]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология