Ликвидация газонефтеводопроявлений

Стандартные методы ликвидации ГНВП

Применение стандартных методов ликвидации ГНВП ос­новано на традиционной схеме циркуляции раствора в скважине прямой промывкой с постоянной производительностью насосов, при этом давление на проявляющий пласт регулируется путем изменения давления на устье в трубном пространстве с помощью дросселя, установленного в затрубном пространстве.

Стандартные методы ликвидации ГНВП включают типо­вые технологические операции по безопасному удалению пла­стового флюида из скважины и заполнению скважины жидко­стью глушения или утяжеленным буровым раствором, при про­ведении которых предусматриваются все меры, чтобы не допус­тить или снизить возможность возникновения дополнительных осложнений в скважине.

Давление на проявляющий пласт во время циркуляции должно регулироваться так, чтобы оно оставалось постоянным и несколько превышало пластовое давление с целью исключения

дополнительного притока флюида из пласта. В то же время дав­ление, создаваемое в любом сечении ствола скважины, не должно превышать максимально допустимого значения для данного ин­тервала с точки зрения возникновения гидроразрыва пласта и по­глощения, заколонных перетоков или разрушения устьевого оборудования.

Стандартные методы ликвидации ГНВП могут быть ис­пользованы при соблюдении следующих условий.

1 . Объем поступившего в скважину флюида не превышает предельного для данной скважины значения

2. Бурильный инструмент находится в скважине на глуби­
не, достаточной для создания противодавления на пласт при про­
мывке (долото у забоя или кровли проявляющего пласта).

3. Технически сохраняется возможность осуществлять про­
мывку скважины через штуцер.

4. Персонал буровой бригады имеет соответствующий до­
пуск на проведение данного вида работ.

Согласно «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин» нормативно допус­каются к использованию следующие стандартные методы:

— «метод бурильщика» (п. 4.1. 5.);

— «метод ожидания и утяжеления» (п. 4.1. 6.);

— «упрощенный метод» (п. 4.1.6.1.), который по сути явля­
ется комбинацией первых двух.

Ликвидация газонефтеводопроявлений

Ликвидация ГНВП — это процесс проведения технологиче­ских операций, направленных на восстановление нормальных ус­ловий в системе «скважина-пласт».

При этом различают следующие два этапа работ: , — вымыв флюида — комплекс технологических операций, при которых производится удаление из скважины поступивших пластовых флюидов на дневную поверхность;

— глушение скважины — комплекс технологических опера­
ций, при которых скважина заполняется утяжеленным буровым
раствором, обеспечивающим условия безопасного ведения работ
по строительству и ремонту скважины.

Организация процесса ликвидации ГНВП включает:

— герметизацию устья скважины и регистрацию исходной
информации;

— анализ процессов, происходящих в скважине;

— выбор метода ликвидации ГНВП, определение последо­
вательности и содержания операций, предусмотренных техноло­
гией глушения скважины различными методами;

— составление оперативной части плана ликвидации ГНВП;

— распознавание нештатных ситуаций, возникающих в про­
цессе ликвидации ГНВП и возможные действия по сохранению
управляемости скважины.

Выбор метода ликвидации ГНВП зависит от конкретных условий, определяющих возможности его проведения:

— технические возможности и оснащение буровой, установки;

— наличие запасного раствора и возможности его утяжеления;

— техническое состояние обсадной колонны и противовыб-
росового оборудования;

— состояние ствола скважины, а также характер и интент сивность самого проявления;

— квалификация и опыт буровой бригады и инженерно-
технического персонала.

Располагая перечисленными сведениями, можно техниче­ски грамотно подойти к рациональному выбору метода ликвида­ции ГНВП и его практическому осуществлению, что во многом определяет успех операции.

В практике глушения проявляющих скважин различают методы, которые предусматривают обеспечение постоянного за­бойного давления в процессе ликвидации ГНВП, и методы, котб-рые не обеспечивают постоянства забойного давления.

Наиболее совершенным методом управления скважиной при постоянном забойном давлении является метод уравнове­шенного пластового давления, который включает несколько ши1 роко известных вариантов его применения^ которые наиболее часто используются в качестве методов глушения скважин.

Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

  1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
  2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
  3. Снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
  4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
  5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более полутора суток.
  6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
  7. Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
  8. Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

  1. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма.
  2. Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения.
  3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
  4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
  5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
  6. Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
  7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.

Действия при ГНВП

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

  1. Ступенчатое глушение скважины. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
  2. Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
  3. Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
  4. Ожидание утяжеления скважины. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости.

Видео: Причины проявления ГНВП

Ликвидация ГНВП и выбросов

Существует два метода:

метод уравновешенного пластового давления

При ликвидации проявления первым методом забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения.

Существует четыре способа осуществления этого метода:

1) способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения
начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения
условия – Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие
давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления
необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления
раствора на буровой.

2) Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают
скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и
требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в
бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии
пачки флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного
регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не
превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного
инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа
над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой
плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные
давления, так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал
заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно,
газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью.

3) Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится
вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление.
Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для
глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину
утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно
безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в
скважине.

4) Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением
ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором получили проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей.

метод ступенчатого глушения скважины:

К использованию этого метода прибегают тогда, когда при использование предыдущих методов возникают давления, превышающие допускаемые давления на устье.

Список используемой литературы

1. Коршак А.А. Шаммазов А.М./Основы нефтегазового дела.

2. Нефтепромысловое оборудование. Справочник.

3. Ильский А.Л. Шмидт А.П./Буровые машины и механизмы.

4. Попов А.Н. Спивак А.И./Технология бурения нефтяных и газовых скважин.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Противофонтанная безопасность регламентирована «Инструкцией по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышлен­ности» (РД-08-254-98) с учетом специфики работ, проводимых в условиях Западной Сибири, а также в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ-08-624-03).

Читайте так же:  Пенсионер инвалид 1 группы какие льготы

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – вид осложнения, при котором посту­пление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования.

Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюи­дов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправ­ности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или вследствие грифонообразований.

Главным условием возникновения ГНВП является превышение пла­стового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

Основные причины возникновения ГНВП:

• ошибки в определении плотности технологической жидкости при про­ектировании, а также при составлении планов работ по освоению, испытанию и ремонту скважин;

• недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддер­жанию и других факторов;

• глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями;

• ведение СПО без долива скважины;

• поглощение жидкости, находящейся в скважине;

• снижение гидростатического давления столба раствора из-за перето­ков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространстве;

• длительные простои скважины без промывки;

• снижение плотности раствора в результате химической обработки;

• нарушение технологии эксплуатации, освоения, испытания или ре­монта скважин;

• некачественное крепление технических колонн, перекрывающих га-зонефтеводонасыщенные напорные горизонты;

• снижение забойного давления в результате проявления эффекта поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завы­шенных скоростях подъема труб;

• уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных оста­новках за счет поступления газа из пласта.

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивает опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Условия, при которых любое ГНВП может перейти в открытый фонтан:

• недостаточная обученность персонала бригад освоения, испытания, ремонта скважин и специалистов предприятий приемам и методам преду­преждения и ликвидации газонефтеводопроявлений;

• низкая производственная и технологическая дисциплина, несогласо­ванность действий работающих;

• отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбро-сового оборудования на устье скважины;

• неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования;

• несоответствие конструкции скважин геологическим условиям вскры­того пласта и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

• некачественное цементирование обсадных колонн;

• нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин;

• износ или повреждение обсадных колонн, на которых установлено запорное оборудование;

• отсутствие необходимого запаса жидкости долива при текущем и капитальном ремонте скважин;

• отсутствие или неисправность запорной компоновки;

• несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводо-проявлений.

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных ГНВП может быть ликвидировано силами ре­монтной бригады. В случае появления признаков ГНВП персонал бригады должен действовать в соответствии с «Планом практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ».

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышлен­ности» (ПБ-08-624-03) при проведении текущих и капитальных ремонтов с возможным газонефтеводопроявлением устье скважины на весь период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается организацией и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службы.

Монтаж противовыбросового оборудования на устье скважины и его

обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструк­ции, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы и инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО, согласованной с территори­альными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

Противовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки ПВО скважина оперессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше дав­ления опрессовки эксплуатационной колонны.

При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль объема доливаемой жидкости.

При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запре­щаетсяоставлять устье скважины незагерметизированным.

К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Кон­троль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях». Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должен проводиться инструктаж по предупре­ждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно утвержденной программе периодического инструктажа.

Руководители и специалисты предприятия при посещении объектов про­водят контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором и оценкой действий вахты.

Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ по ремонту скважины.

При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив сква­жины и визуальный контроль объема доливаемой жидкости. На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее 6 м 3 с запасом жидкости не менее 4 м 3 . Разрешается использовать передвижную автоцистерну при условии обеспечения непрерывного долива скважины в процессе подъема труб, а также контроля объема доливаемой в скважину жидкости.

Организация работ по предупреждению возникновения газонеф-теводопроявлений и открытых фонтанов основана на неукоснительном соблюдении требований согласованной и утвержденной «Инструкции по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании не­фтяных и газовых скважин» и «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

При появлении признаков газонефтеводопроявления должны быть приняты немедленные меры по герметизации устья скважины в соответ­ствии с «Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонтов скважин при возникновении ГНВП и ОФ».

После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликви­дации ГНВП проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.

Текущий и капитальный ремонт скважин

Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противо-фонтанной службы, а вспомогательные работы – персоналом бригады, прошедшим соответствующий инструктаж.

При производстве работ по текущему и капитальному ремонту для гер­метизации устья скважин используются плашечные превенторы с глухими и трубными плашками ПМТ2-156×21, 1ППС-2Ф-152×21 и др., плашечно-шиберный превентор ППШР-2ФТ-152×21. При ремонте скважин, оборудо­ванных ШГН, используются также малогабаритные штанговые превенторы ПМШ 60×21, ППР 62×21, ПШК-62×21 и др.

Превенторы ППШР-2ФТ-152×21 «УНИВЕСАЛ+»

Дата добавления: 2016-06-18 ; просмотров: 4008 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений

Основные причины возникновения ГНВП в процессе строительства скважины. Влияние скорости спуска-подъемных операций на проявление пласта в скважине. Подготовительные работы к вскрытию напорного горизонта. Ликвидация открытых газонефтяных фонтанов.

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.

Размещено на http://www.allbest.ru

Предупреждение и ликвидация ГНВП

Часть 1. Основные причины возникновения ГНВП в процессе строительства скважин

Практика строительства скважин показала что незнание этих процессов и неумение ими управлять часто приводит к переходу обычного водопроявления в открытый фонтан, а это один из самых сложных видов аварии в бурении. Это бедствие требующие огромных средств и длительного времени по ликвидации. Открытый фонтан это потери десятков тысяч тонн нефти, газа-конденсата, сотни тысяч кубометров газа в сутки.

Это снижение пластовой энергии и потенциальной возможности потери месторождения в целом. Это потери других видов энергоносителей: пара, термальных вод или целых пластовых пород. Это не редко человеческие жертвы, экологическая катастрофа, загрязнение атмосферы, водоёмов полей почв. За одни сутки горящий фонтан выбрасывает в атмосферу тонны продуктов сгорания рассеивающихся на десятки а иногда и на сотни километров.

Это моральный, физический и материальный ущерб, дискомфорт для района действия фонтана. На прилегающей местности зачастую образуются взрывоопасные участки и скопления сероводорода и углекислого газа.

В результате действия фонтана буровая вышка, буровое оборудование и привышечные сооружения приходят в полную непригодность, а скважина подлежит ликвидации.

Основные причины проявления пласта скважины

Снижения давления на продуктивный пласт

Недостаточность изученности района

Снижение плотности промывочной жидкости

Пустоты заполнение пластовым флюидом

Зависание фильтрации или контракция

Поглощение и гидроразрыв пласта зоны с аномально высоким пластовым давлением

Поршневание, понижение давления под долотом

Искусственные зоны АВПД

ГНВП в скважину может возникнуть в любое время при бурильный работах,достаточно что бы давлении столба жидкости на забое стало меньше пластового давления . большинство ГНВП происходит утром,в районах с нормальными условиями бурения и пластовым давлением.Этому способствует ослабление внимания к тем характерным признакам ,которые обычно предшествуют началу аварии.Все разнообразие причин вызывающих ГНВП в скважину с возможным возникновением открытого фонтана,можно подразделить на:

геологические и организационно технологические.

К геологическим относятся проявления и открытые фонтаны произошедшие в следствии:

1.Вскрытия пустот наполненных газом или напорных горизонтов на отметках,значительно выше чем это предусмотрено проэктом. Происходит это из-за недостаточной изученности района разбуривания,при выпучивании глубинных отложений при тектонических нарушениях и перетоков газа в выше лежащие пласты.

2.Вскрытие зон катастрофического поглощения и зон со слабыми прочностными характеристиками из-за чего происходит гидроразрыв с последующим поглощением. Наличие в разрезе зон с аномально высоким пластовым давлением не предусмотренным проектом.

Организационно технологические причины:

1.Бурения на промывочной жидкости с плотностью ниже проектной. В следствии, недостаточной дегозации установки жидкостных ванн при ликвидации прихватов бурильного инструмента.

2.Бурени на растворе с вязкостью больше проектной, из-за чего возникаю эффекты зависания и фильтрации раствора, увеличивается способность раствора накапливать в себе газ, ухудшается его дегозация, поэтому вязкость раствора в скважине поддерживают на минимально допустимом уровне

3.Гидроденамический эффект-возникающий при спуска-подъемных операциях на больших скоростях, при высоких значениях вязкости, статистическом напряжении сдвига раствора и при малом кольцевом зазоре между инструментами и стенкой скважины

Как влияют скорости спуска-подъемных операций на проявление пласта в скважине?

При спуске труб в скважину скорость движения раствора захватываемого стенками трубы, направлена вниз, причем у стенок скважины она равна нулю, а у поверхности трубы равна скорости движения трубы. Этот процесс можно наблюдать, если в процессе спуска бурильных труб происходит поглощение бурильного раствора, а в условии равновесия, стенка скважины-пласт. При спуске бурильных труб, часть раствора у поверхности трубы, движется с той же скоростью с какой спускается буровая колонна, а раствор находящийся в середине кольцевого пространства и внутри бурильной колонны движется вверх. Если разность скоростей перекрестного потока велика, то при торможении происходит сдвиг слоев и увеличение гидравлического давлении на забой. Причем величина этого давления находится в прямой зависимости отдлинны колонны и может вызвать гидростатический разрыв пород и поглощение раствора с возможным проявлением пласта или другими последствиями. При подъеме бурильных труб происходит обратное явление, и гидравлическое давление на забой уменьшается.

Величина поршневого эффекта в скважине при подъеме инструмента зависит от

-скорости подъема инструмента

-плотности раствора в скважине

-величины зазора между стенками скважины и инструментом

-наличие клапана противодавления в колонне труб

-скорости отрыва долота от забоя

В зависимости от этих величин изменяется и скорость опорожнения скважины, что существенно влияет на величину давлении противостолба оставшейся жидкости в скважине на проявляющий пласт.

Причины падения уровня жидкости:

-недолив скважины при подъеме из нее инструмента

-гидроразрыв пласта с потерей части объёма жидкости

Высокий процент аварий связанных с фонтанированием происходит именно по этой причине. При остановке насосов, давление на забой снижается на величину равную гидравлическим сопротивлениям в кольцевом пространстве. Это снижение давления на забой может повлечь к поступлению флюида из напорного пласта в скважину, кроме того при подъеме инструмента из скважины, действующими правилами предусмотрен непрерывный процесс долива скважины, для сохранения расчетного объема, но замещение это возможно будет идти не за счет долива, а за счет поступления флюида из пласта. Сигнала такого неполного долива скважины при подъеме инструмента могут быть- нарастание раствора течи по желобам по мере уменьшения гидростатического давления, увеличении рабочей жидкости в рабочих приемных емкостях, сохранение объема емкости разлива, а это означает что бурильный раствор не поступает в скважину или поступает но не в требуемом объеме. Долив скважины при вскрытии напорных горизонтов, должен осуществляться постоянно с контролем раствора доливаемого раствора

Искусственные зоны АВПД

Искусственные зоны АВПД возможны при перетоках пластовых флюидов из-за некачественного крепления скважины или же миграции их в опорных стволах. Когда вытекающий газ выносит пластовые давления из нижележащих в выше лежащие горизонты.

Причины поступления флюидов в скважину без снижения давления на газонасыщенный пласт.

-поступление газа со шламом

Поступление флюида со шламом

Поступление флюида из пласта в скважину вместе с выбуренной породой может происходить если скорость глиназации стенок скважины меньше чем скорость бурения. При разбуривании продуктивного пласта механическая скорость бурения должны быть ограничена

Читайте так же:  Ремонт по каско порядок действий

Приток флюида в скважину происходит следующим образом: при соприкосновении промывочной жидкости с пористой средой, в различных по величине пористых каналах возникает различное капиллярное давление. За счет разложения капиллярных давлений, поток нефти из пласта в скважину и внедрение фильтрата из скважины в пласт, может послужить толчком к началу интенсификации проявления.

Диффузия газа в скважине- это перемещение газа под действием упада порциальных давлений, обусловленное разностью конденсации газа в пласте и в промывочной жидкости. Наиболее типичное название ГНВП вне площадей с большой скрытой мощностью газо-конденсирующих пластов

Осмос- это проникновение частичного растворителя в раствор через разделяющего их полупроницаемую перегородку. Перегородку через которую проходят молекулы растворителя, тогда как молекулы растворенного вещества через нее пройти не могут, в следствии этого с одной стороны перегородки создается так называемое осмотическое давление, которое зависит от концентрации растворенного вещества и абсолютной температуры. Осмотический переход в скважине может быть направлен как в пласт так и из пласта, он может способствовать поступлению жидкости в скважину или препятствовать этому. При умении регулировать величену осмотического давления, можно осуществлять бурение при несбалансированных давления.

Гравитационное взаимодействие двух различных жидкостей в единой гидродинамической системе, состоит из ствола скважины и трещин с раскрытостью более 1мм. Направление которых близко к вертикальному, может привести к замещению флюида пласта промывочной жидкостью. Утяжеление промывочной жидкости для ликвидации проявления такого типа наоборот увеличивает интенсивность проявления. О существовании замещения пласта промывочной жидкостью, свидетельствуют следующие факторы: при длительной остановке загазирования промывочной жидкости достигает величины, которую невозможно объяснить диффузией, в то же время ее нельзя объяснить и инфузионной работа пласта. Так как неизбежно в этом случая перелива на устье не наблюдается, не наблюдается так же и снижение уровня в скважине, объем жидкости остается прежним, а плотность ее снижается иувеличение интенсивности замещения растет с увеличением плотности промывочной жидкости.

Контракция системы, твердое вещество-жидкость, проявляется в уменьшении суммарного объема смешиваемых веществ, явление контракции в водной среде присуще многим субстанциям, в том числе и глинам, а изменение суммарного объема смешиваемого раствора в скважине ведет к изменению забойного давления, что отрицательно влияет на поведенческий характер продуктивных пластов.

Седиментация: возникает во время структуро-образования измененного раствора за колонной в процессе крепления скважины. В этот период могут образовываться каналы в цементном камне, заполненными жидкостью, на которой был затворен цементный раствор. В последствии по этим каналам возможна миграция пластовых флюидов, что приводит межколонным проявления.

Часть 2. Предупреждение и раннее обнаружение ГНВП

Всякий открытый фонтан проходит в своем развитии две основные фазы:

1.Установление и усиление ГНВП

2.Переход ГНВП в открытый фонтан

При строительстве скважин одной из первостепенных задач, в дели их без аварийной проводки, является предупреждение пластовых флюидов в скважину.

Предупреждение поступления пластового флюида. Под этим термином подразумевается ограничение его притока ниже достигаемого ниже допустимого придела и удаление его из скважины при любых работах. Для выполнения этой задачи необходимо выполнить ряд требований предъявляемых:

— технология ведения бурильных работ

— оборудования и схема обвязывания устья скважины

— обучения персонала предприятий бурения

— вскрытию продуктивных горизонтов

Требования предъявляемые к технологии ведению бурильных работ. С целью предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину, при проведении основных технологических операций не допускается снижения забойного давления ниже пластового. Для чего необходимо проводить промывку скважин перед подъемом инструмента. Для вымыва забойной пачки, удалению легких пачек жидкостей, жидкости для установки различных ванн, выравнивания параметров бурового раствора и т.д. Современные регламентируемый долив скважины, при подъеме бурильного инструмента с контролем и записью в журнал, качественную дигазацию бурового раствора, записью в журнал его плотность, до и после дигазации. Контроль и химическую обработку буревого раствора для регулирования реологических свойств, а также для снижения сального образования с целью уменьшения гидроденамических давлений и недопущения поршневания при подъеме бурильной колонны.

Бурения скважин с частичным или полным поглощением буревого раствора и возможным флюидопроявлением проводится по утвержденному специальному плану согласованного с заказчикам, проектировщиком и противофантанной службой. При установки ванн, гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны, нефть — вод- кислота должно превышать пластовое.

P кислоты Р забоя

Подъем бурильной трубы при наличие сифона поршневания запрещается, при их появлении подъем следует прекратить. Провести промывку с вращением и расхаживанием бурильной колонны. К подъему бурильной колонны и скважины в которой произошло поглощение бурильного раствора при возможном ГНВП, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и при отсутствии прилива. При этом стоит очень тщательно следить за объемом доливаемого и вытесняемого раствора приспуска подъемных- подъемных операциях. Число свечей поднимаемых без долива, определяется проектом, или скважина заливается до устья после каждой свечи.

Процесс строительства скважины обеспечивается средствами контроля всех технологических параметров .

Требования предъявляемые к конструкции скважины, обсадным колоннам, конструкции скважин, выбор обсадных труб, технология спуска и цементирования колон, высота подъема цемента, оборудования устья. Должны соответствовать требованиям правил безопасности нефтяной и газовой промышленности. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колон на прочность проводится с учетом минимально ожидаемых и испыточных нагрузок внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы, на стадиях строительства и эксплуатации скважины.

Обсадная колона должна:

Обеспечивать герметичность скважины в случаях ГНВП, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления необходимого для их ликвидации.

Выдерживать давления гидростатического столба бурового раствора максимально плотным.

Выдерживать максимальные сминающие нагрузки в случае открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора.

Тип резьбового соединения обсадных труб должен соответствовать ожидаемому давлению флюида. Величины крутящего момента и захода мипиля в муфту при свинчивании обсадных труб, а также гирметизирующии смазки и технологии их применения, должны соответствовать рекомендациям поставщика труб или специальным инструкциям для данного размера типа труб. При спуске обсадной колоны следует регулярно заполнять её буровым раствором и наблюдать за количеством раствора, вытесненного из за трубного пространства, также регулярно замерять его плотность и вязкость. Плотность компанирующего раствора должна быть больше или ровна плотности промывочной жидкости, которой заполнена скважина. Применения компанирующего раствора меньшей плотности недопустима. При начавшемся ГНВП запрещается приступать к спуску обсадных колон. Испытания обсадных колон и межпластового пространства на герметичность проводится опресовкой в соответствии с инструкцией по испытанию скважин на герметичность. В процессе бурения промежуточная колона в соответствии с проектом проверяется на износ, для определения её остаточной прочности. Повторной опресовки остевой части обсадных колон совместно с противовыбросовым оборудованием, проводится по разработанным у утвержденным на буровых предприятиях регламентом. Конструкция устья скважины, колонных головок и противовыбросового оборудования, должны обеспечивать сохранность приустьевой части от истирания и повреждения.

Требования предъявляемые к оборудованию и схемам обвязки устья скважины.

Буровые предприятия , руководствуясь техническим проектом строительства скважины, производят выбор привышечной установки, монифольдов, линий дросселирования и глушения станций гидроуправления, блока дросселирования, дегазационной и трапнофакельной установки, в зависимости от конкретных условий и коррозионной активности среды для выполнения следующих технический операций:

-герметизации устья скважины при спущенных бурильных трудах и без них;

-вымывка флюида скважины по принятой технологии

-подвески колонны бурильных труб на плашках привентера после закрытия

-монтаж дополнительного оборудования на случай открытого фонтанирования

-перерезывания бурильной колонны

-контроля за состоянием скважины во время глушения

-расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата

-спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметивно закрытом устье.

При этом схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается бурильным предприятием на основе действующего ГОСТ стандарта и согласовывается заказчиком, противофонтанной службой и органами ОГ Гортехнадзора и утверждается в установленном порядке:

Монтаж противовыбросового оборудования и его последующей эксплуатации

должны осуществляться в строгом соответствии с инструкцией. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности и другими нормативными документами.

Требования предъявляемые к обучению персонала предприятий бурения.

Руководство бурильного предприятия должно обеспечить плановое обучение инженерно технических работников, которое должно проводиться в специальных учебных центрах имеющих соответствующею лицензию. Обучение членов буровой бригады по ликвидации ГНВП, проводится согласно типовой инструкции по предприятию и первичным действиям в акты по ликвидации ГНВП. Обучение проводится в специально оборудованных классах с отработкой практических действий по управлению скважиной на тренажерах и действующих буровых.

Обязательно проведение учебной тревоги-«выброс». Периодичность о продолжительность противофонтанной подготовки персонала предприятий должна быть не менее указанной в таблице

Специалисты, главный инженер, главный технолог, технолог РИТЦ и ЦИСТ, специалисты по растворам, креплению и освоению скважин

Раз в три года в специальных учебных центрах

Начальника буровых по бурению и по освоению скважин

Раз в три года в специальных учебных классах

Рабочих(бригад буровых по освоению скважины)

Ежегодно на местах в учебных классах

1. Ежегодно на местах

2. Раз в три года в специальных учебных центрах

Допуск бурильной бригады без обучении запрещается!

Часть 3 Предупреждение и ликвидация ГНВП

Подготовительные работы к вскрытию напорного горизонта.

После спуска и цементирования промежуточной колонны, устье скважины необходимо оборудовать противовыбросовым оборудованием, согласно утверждённой схеме. Одновременно провести профилактический ремонт бурового оборудования, проверить солосность вышки с устьем скважины и при необходимости отцентрировать, составить соответствующий акт, провести дополнительный инструктаж под роспись и тренировочные занятия по планам ликвидации всевозможных аварий со всеми рабочими и инженерно-техническими работниками, осуществляющими бурение скважин в том числе и по оказанию доврачебной помощи и по необходимости по использованию противогазов и других средств индивидуальной защиты.

Перед вскрытием газонефтеводоносных пластов не менее, чем за 100 метров на буровой необходимо иметь постоянный запас бурового раствора в количестве равном объёму скважины, а также запас хим.реагентов в том числе нейтрализующих сероводород, утяжелителя и других материалов, в количествах необходимых для приготовления раствора в объёме скважины.

На скважинах со сложным геологическим строением и при бурении на море за 100 метров до предполагаемого вскрытия напорного пласта установить станцию геолого-технологического контроля (ГТК) с целью уточнения реперов, пластовых давлений и давлений гидроразрыва , а также обнаружения ГНВП. Определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях, связанных с ГНВП. Обеспечить между буровой и станцией геолого-технологического контроля (ГТК), руководством предприятия и военизированной частью круглосуточную и бесперебойную радиотелефонную связь. Разработать и утвердить регламент штатного вымыва пачки флюида, при обнаружении его поступления в количествах, не превышающих допустимый объём неуправляемого потока и последующего доведения параметров бурового раствора до проектных при выполнении различных технологических операций: бурение, промывка, спуско-подъёмные операции и т.д. Довести до сведения буровой бригады следующую информацию:

Допустимый объём поступления пластового флюида.

Давление на стояке при восстановлении циркуляции.

Периодичность долива скважины при подъёме инструмента.

Допустимая скорость спуска труб.

Объём вытесняемого раствора при спуске через 5 свечей.

Давление опрессовки обсадной колонны или допустимое давление с учётом прочности обсадной колонны.

Давление гидроразрыва наименее прочных пород у башмака обсадной колонны.

Расстояние от стола ротора до плашей верхнего превентора.

До начала вскрытия напорного пласта провести контрольные замеры и составить тарировочные таблицы — по доливу скважины при подъёме инструмента, по объёму вытесненного бурового раствора при спуске инструмента. При оперативном управлении строительством скважин персоналу буровой бригады и инженерно-технической службы, с целью предупреждения ГНВП необходимо в буровом акте, в начале смены проверять работоспособность противовыбросового оборудования, средств дегазации, запас раствора, хим.реагентов, утяжелителя. Особое внимание уделять проверке работоспособности и положению задвижек на блоках дрессилирования и глушения. На основании информации, получаемой со станции ГТК и результатов геофизических исследований, а также по результатам проведённых опрессовок проводить проверочный расчёт по уточнению допустимого и предельного объёмов неуправляемого притока флюида в скважину. Об уменьшении допустимого и предельного объёма неуправляемого притока сообщить руководству бурового предприятия, дежурному станции ГТК и буровому мастеру. О возникновении несовместимых условий бурения сообщить руководству бурового предприятия, с целью принятия им решения об изменении дальнейшего регламента буровых работ, а дежурному станции ГТК и руководителю буровых работ сообщить о недопустимости вскрытия флюидосодержащего горизонта до принятия решения. Буровому мастеру или бурильщику — руководителю вахты буровой бригады при обнаружении притока флюида в области предупреждения ГНВП загерметизировать устье скважины, оповестить руководство и осуществить вымыв флюида, в соответствии с утверждённым регламентом.

Читайте так же:  Гражданство институт конституционного права

Раннее обнаружение ГНВП.

Обнаружение притока пластового флюида в полной мере обеспечивается средствами контроля за процессом строительства скважин и зависит от точности измерительных средств, которые определяют нижнюю границу объёма притока флюида для зоны предупреждения ГНВП.

На поступление пластового флюида в скважину указывают прямые признаки ГНВП:

Увеличение объёма (уровня) бурового раствора в приёмной ёмкости.

Повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при постоянной подаче буровых насосов.

Уменьшение против расчётного объёма бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъёме инструмента.

Увеличение против расчётного объёма бурового раствора в приёмной ёмкости при спуске бурильной колонны.

Повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности.

Перелив скважины при остановленных насосах.

Косвенные признаки, предупреждающие о возможности возникновения ГНВП:

Изменение давления на буровых насосах.

Увеличение механической скорости проходки.

Изменение параметров бурового раствора.

Увеличение крутящего момента на роторе.

С целью своевременного обнаружения ГНВП в процессе бурения необходимо постоянно контролировать объём (уровень) бурового раствора в приёмной ёмкости, газосодержание бурового раствора, плотность и другие свойства бурового раствора, скорость выходящего потока, механическую скорость проходки, крутящий момент на роторе.

Порядок и способ организации контроля по обнаружению неуправляемого притока, определению его объёма, принятию решения о возникновении ГНВП и необходимости его ликвидации зависит от вида технологических операций и работ на буровой.

При бурении, проработке забойной или промежуточной промывке осуществляется непрерывный контроль, что позволяет выявить признаки притока флюида в скважину.

Для своевременного обнаружения ГНВП по контролю уровня (объёма) бурового раствора необходимо:

Изолировать приёмную ёмкость, через которую ведётся циркуляция.

Установить контроль за исходным уровнем бурового раствора после возобновления циркуляции.

Перераспределение объёмов бурового раствора в приёмных ёмкостях, переключение насосов, введение добавок в буровой раствор могут проводиться только с разрешения бурильщика с корректировкой положения исходного уровня.

Для своевременного обнаружения притока по контролю за изменением расхода на выходе необходимо определять:

При наличии станции ГТК накопленный избыточный объём на выходе из скважины, то есть сумму произведений дифференциального расхода на время.

При отсутствии станции ГТК момент времени, когда расход на выходе из скважины увеличиться более, чем на 10 %.

Для своевременного обнаружения притока по изменению газосодержания необходимо:

Установить величину фонового содержания газа до вскрытия флюидосодержащего горизонта.

Зафиксировать момент превышения газосодержания на 0,5 % выше фонового.

При обнаружении того факта, что объём притока флюида не превышает допустимого необходимо остановить циркуляцию и наблюдать за выходом раствора из скважины. Постоянно контролировать количество спущенных свечей и объём вытесненного из скважины бурового раствора, сопоставляя его с тарировочной таблицей. При увеличении объёма в приёмной ёмкости по сравнению с таблицей на 1м3 принять меры по ликвидации ГНВП.

При простое без циркуляции признаком неуправляемого притока в скважину и ГНВП является перелив и увеличение объёма бурового раствора в приёмной ёмкости.

Для своевременного обнаружения неуправляемого притока необходимо:

Зафиксировать величину уровня в изолированной приёмной ёмкости через три минут после выключения насосов или в начале простоя.

Через определённые промежутки времени (5-10 мин) контролировать величину уровня в приёмной ёмкости.

Индикатором начала перелива может служить сигнал об отклонении положения лопатки измерителя расхода на выходе.

При обнаружении того факта, что увеличение объёма приёмной ёмкости не превышает допустимое и если перелив прекратился, то это свидетельствует о попадании в зону предупреждения ГНВП. В случае, если перелив продолжается или накопленный объём больше допустимого — это свидетельствует о попадании в зону ликвидации ГНВП.

При прекращении циркуляции бурового раствора проявления распознают по продолжающемуся незатухающему движению бурового раствора в желобной системе, движение со снижающейся скоростью во времени под влиянием сжимаемости и вязкой упругости бурового раствора. При возникновении ситуации, когда уровень в скважине упал ниже устья, необходимо доливать в скважину до устья буровым раствором, в том числе облегчённым или водой и контролировать движение бурового раствора в желобной системе. Наличие перелива означает приток флюида в скважину в зоне ликвидации ГНВП — в этом случае приступают к ликвидации начавшегося проявления.

Ликвидация ГНВП в процессе строительства скважин.

Строительство скважин — процесс многогранный и всегда обусловлен возможностью возникновения целой серии различного рода осложнений и аварий. А в условиях сверх высокой энергии пластов необходимо уметь управлять их влиянием на забой и весь процесс проводки скважины. Управление пластовыми давлениями сочетают в себе 2 основные группы мероприятий:

Прогноз сверх высоких пластовых давлений, как основа проектирования и уточнение конструкции скважины и оптимизации режима бурения и других процессов.

Гибкое регулирование забойного давления на вскрываемые пласты на всём открытом стволе скважины, как во время бурения, так и в ходе проведения других работ.

А для успешного проведения работ, для предупреждения возникновения выбросов и фонтанов необходимо иметь чёткое представление о возможностях технологий и оборудования, используемых для этих целей.

Методы ликвидации ГНВП:

В отечественной практике строительства скважин используют в основном 2 метода ликвидации ГНВП:

Метод уравновешенного пластового давления.

Метод ступенчатого глушения скважин.

При ликвидации проявления методом уравновешенного пластового давления, забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При соблюдении указанного условия поступление флюидов из пласта немедленно прекратится, вплоть до полной ликвидации проявления. Для осуществления этого метода есть 4 способа:

Способ «непрерывного глушения скважин». Возможны 2 вида его реализации: А) Вымыв флюида, поступившего в скважину и ликвидацию проявления ведут одновременно с постепенным утяжелением закачиваемого раствора до плотности, обеспечивающей превышение забойного давления над пластовым. B) Процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе необходимой плотности, способном обеспечивать превышение забойного давления над пластовым. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления. Способ сравнительно безопасен, вместе с тем отсутствие на скважинах требуемого запаса утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора — сдерживает широкое его применение.

Способ «ожидания и утяжеления». После обнаружения проявления, скважину герметизируют и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объёма. Этот способ весьма опасен, так как всплывающий газ создаёт на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрушению устьевого оборудования, обсадных колонн или к гидроразрыву наименее прочных пластов. Кроме того скважина остаётся на какой-то период без циркуляции и возможен прихват буровых труб.

Способ «двухстадийного процесса ликвидации ГНВП». На первой стадии производится вывод пластового флюида из скважины раствором с теми же параметрами, при которых получено проявление скважины. Одновременно с выводом флюида приступают к подготовке необходимого объёма раствора с плотностью, требуемой для глушения скважин. Затем проводят вторую стадию — стадию глушения скважины утяжелённым раствором. Этот способ относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наибольшие давления в скважине и нежелательно оставление скважины без промывки в период утяжеления раствора.

Способ «двухстадийный растянутый». На первой стадии противодавлением ведут вывод пластового флюида, поступившего в скважину раствором той же плотности, при которой получено проявление, после вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой величины и проводят глушения проявляющего пласта. Этот способ обладает недостатками всех трёх предыдущих, поэтому применяется редко.

Наибольшее распространение на практике получили первый и третий способы ликвидации ГНВП.

Метод ступенчатого глушения скважин. Он применяется, когда после герметизации устья скважины или в процессе ликвидации ГНВП обнаруживаем, что давление в затрубном пространстве растёт до максимально допустимых пределов прочности устьевого оборудования и обсадных колонн или грозит гидроразрывом пород. Когда запорное устройство — дроссель на выходе приоткрывают и давление в затрубном пространстве снижается, но одновременно происходит нарушение равновесия в скважине, то есть забойное давление становится меньше пластового и флюид из пласта начинает поступать в скважину. Но так как пик давления в затрубном пространстве кратковременный, газ быстро стравливается из скважины. И через некоторое время можно прикрыть дроссель и промывать скважину до следующего пика давления, которое обычно бывает слабее и так далее до тех пор пока не станет возможным управлять скважиной, то есть пока в скважине не наступит условие равновесия между пластовым и забойным давлениями. Таким образом метод ступенчатого глушения скважин по сути дела является методом подготовки её к глушению методом уравновешенного пластового давления.

Применение на практике.

При обнаружении ГНВП буровая вахта приступает к выполнению своих обязанностей, согласно плану первоочередных действий при ГНВП. Для чего бурильщик подаёт звуковой сигнал — выброс. При необходимости вся смена вахты приводит изолирующие противогазы в боевую готовность, останавливается ротор, если ГНВП началось в процессе бурения. Поднимается инструмент довыходы муфты верхней трубы на уровень эливатора или АКП. Останавливаются насосы, с пульта бурильщика открывается гидравлическая задвижка на блок дросселирования и закрывается универсальнымтревентором. Закрывается задвижка на отводе трапно-факельной установки блока дросселирования. Вахта контролирует рост давления в трубном и затрубномпространствах, при этом бурильщик занимает место у пульта управления дросселем, контролирует и фиксирует давление в скважине с записью в журнале. При достижении давления в трубах 8 МПа закрывают шаровой кран. Во время герметизации устья скважины о случившемся докладывается ответственному инженерно-техническому работнику. Он должен иметь допуск к проведению работ по ликвидации ГНВП. Исходя из обстановки на буровой он принимает решения по вопросам ликвидации начавшегося проявления , для чего необходимо перепроверить давления возникшие в скважине. Давления в затрубном пространстве не должно превышать 80% давления последней опрессовки обсадной колонны:

Допустимое давление в затрубном пространстве, обеспечивающее недопущение гидравлического разрыва пород и обсадной скважинной части ствола определяется, как разность между давлением гидроразрыва и давлением столба жидкости скважины:

Где давление разрыва наименее прочных пород , [МПа]. Оно должно быть указано в проекте на бурение скважины или устанавливается опытным путём в процессе углубления скважин.

H — глубина залегания наименее прочных пород.

плотность раствора в затрубном пространстве, [кг/м3]

g — ускорение свободного падения.

За исходную величину допустимого давления берётся наименьшее из этих двух.

Через 5-10 минут после герметизации скважины регистрируется и записывается в рабочую карту по управлению скважиной при ГНВП:

Давление в бурильных трубах —

Давление в затрубном пространстве —

Объём притока в приёмной ёмкости — VO

Плотность промывочной жидкости до проявления —

Пластовое давление будет равно сумме давления столба жидкости и избыточного давления в трубах.

Где пластовое давление, [МПа]

плотность бурового раствора в скважине, [кг/м3]

H — глубина залегания пласта, [м]

Далее рассчитывается плотность бурового раствора, необходимого для ликвидации проявления по следующим соотношениям:

Где плотность бурового раствора (нижняя граница)

P (Па) — давление в кровле на глубине Н, (м).

коэффициент, учитывающий возможные изменения суммарного давления столба бурового раствора.

коэффициент аномальности пластового давления по отношению к гидростатическому для 1000 кг/м3.

A — коэффициент, учитывающий колебания суммарного давления бурового раствора от воздействия гидродинамического при спуско-подъёмных операциях.

В соответствии с правилами безопасности этот коэффициент равен

d — диаметр скважины

— минимальное превышение гидростатического раствора над пластовым (репрессия)

Похожие записи:

  • Расписка займа денег образец Адвокаты Сергей Крюков и Николай Сабуров Юридические программы для всех - это программы, которые помогут Вам самостоятельно решать простые юридические задачи, например, подготовить текст договора займа или расписки, рассчитать госпошлину и т.д. […]
  • Наглядные пособия по технологии Творческий проект: Наглядные пособия по технологии к уроку "Комнатное цветоводство" Столичный учебный центр г. Москва Курс повышения квалификации Начальная школа: Новые методы и технологии преподавания в соответствии с […]
  • Заявление на открытие лицевого счета бланк Заявление на открытие лицевого счета Подборка наиболее важных документов по запросу Заявление на открытие лицевого счета (нормативно-правовые акты, формы, статьи, консультации экспертов и многое другое). Нормативные акты: Заявление на открытие […]
  • Стаж работы пфр Сервис по информированию о пенсионных правахв системе обязательного пенсионного страхования С помощью нового сервиса ПФР Вы можете: Проверьте, какие сведения отражены на Вашем лицевом счете в Пенсионном фонде Что делать, если какие-либо сведения о […]
  • Заявление в органы опеки о проверке жилищных условий Заявление в органы опеки о проверке условий проживания ребенка Заявление в органы опеки о проверке условий проживания ребенка Заявление в органы опеки о проведении проверки Москвы, Я, ______________________, состояла в зарегистрированном браке с […]
  • Нотариус на космонавтов волкова Нотариус Кутилина М.В. Адрес: 127299, г. Москва, Космонавта Волкова ул., д. 16 Телефон: +7 (495) 4503155 Нотариус оказывает все услуги в Москве, относящиеся к нотариальной деятельности. Находится по адресу: 127299, г. Москва, Космонавта Волкова […]