Пособие по гнвп

Пособие по гнвп

Общество с ограниченной ответственностью «БЕСТ»

Система подготовки персонала

предприятий нефтегазовой отрасли

Компьютерный учебник по распознаванию и ликвидации газонефтепроявлений

Компьютерный учебник по распознавания и ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) предназначен для подготовки и переподготовки персонала буровых предприятий и предприятий капитального ремонта скважин (КРС) для сдачи экзамена по теории и оборудованию (тестирование).

Учебник по ГНВП в нефтяных и газовых скважинах включает 6 обучающих программ:

1. Основные определения, причины и признаки ГНВП

2. Первоочередные действия при обнаружении ГНВП

3. Изменения давлений в закрытой скважине

4. Методы глушения скважины

5. Корректировка давления в процессе глушения

6. Нештатные ситуации

Программа «Основные определения, причины и признаки ГНВП» содержит основные понятия, определения, описание процессов в скважине, связанных с ГНВП. Программа «Первоочередные действия при обнаружении ГНВП» содержит обучающие разделы и контролирующие программы. В обучающих разделах изложены основные сведения по предупреждению ГНВП и первоочередным действиям. В разделе контроля — задача обучаемого создать правильную последовательность первоочередных действий по герметизации устья скважины при бурении, спускоподъемных операциях и при отсутствии инструмента в скважине.

В третьей обучающей программе «Изменения давлений в закрытой скважине« рассматриваются физические основы процессов, происходящих в закрытой скважине, обосновывается принцип поддержанию постоянного забойного давления, рассматривается стратегия управления закрытой скважиной. В программе имеются два простых компьютерных тренажера по управлению закрытой скважиной во время ГНВП.

Программа «Методы глушения скважины» предназначена для обучения основам методам ликвидации ГНВП:

· двухстадийный метод (расчетный или метод бурильщика);

· одностадийный или метод ожидания и утяжеления;

Программа «Корректировка давления в процессе глушения» в интерактивном режиме позволяет учащемуся понять стратегию корректировки давлений в скважине на всех этапах глушения скважины и и научиться применять ее на практике: во время запуска насоса, в процессе вымыва пачки флюида, во время истечения газа, в процессе закачки утяжеленного раствора и во время остановки насоса.

В шестой обучающей программе: «Нештатные ситуации«, рассматриваются физические основы распознавания нештатных ситуаций, приемы и техника глушения скважины при возникновении нештатных ситуаций. В программе рассматриваются следующие нештатные ситуации:

· промыв бурильной колонны

· частичная забивка насадок долота

· полная забивка насадок долота

· частичная забивка дросселя

В конце каждой обучающей программы имеются тестовые вопросы для самопроверки . Пример тестового вопроса:

Практика показала, что различные инструкторы по разному используют компьютерный учебник. Одни инструкторы сажают обучаемых за компьютеры с обучающими программами и лишь консультируют их в процессе работы. При этом каждый обучаемый выбирает свой ритм изучения предмета. Другие инструкторы используют фрагменты обучающих программ в процессе обычных лекций, а самостоятельно обучаемые могут работать с обучающими программами в специально выделяемое время

Справочник по геологии

Газонефтеводопроявление

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории:

Первая категория

  • Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
  • Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
  • Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.

Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти

Вторая категория

  • Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м 3 /т.
  • Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.

Третья категория

  • Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
  • Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
  • Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).

Причины возникновения ГНВП

  • Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
  • Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
  • Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
  • Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
  • Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
  • Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  • Длительные простои скважины без промывки.
  • Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

Рис. 2. Положение газа в скважине

а — в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б — в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в — кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится.

Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта:

Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие — выброс. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления. На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к выбросу.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

  • Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
  • Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.
  • Некачественное цементирование обсадных колонн.
  • Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
  • Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
  • Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Ранее обнаружение ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

  • Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
  • Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
  • Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
  • Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
  • Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
  • Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
  • Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
  • Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
  • При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

  • Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
  • Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
  • Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.
  • Остановить двигатели внутреннего сгорания.
  • Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
  • Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
  • Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
  • Прекратить в газоопасной зоне огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование.
  • Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
  • Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
  • Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны.
  • Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.
  • При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

Методы ликвидации ГНВП

Способ «непрерывного глушения скважины»

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.

В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Способ «ожидания и утяжеления»

При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.

Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.

Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

Способ «двухстадийного глушения скважины»

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.

Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.

Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

Способ «двухстадийного, растянутого глушения»

Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Способ ступенчатого глушения скважины

Данный способ применяетсяется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

Предупреждение ГНВП

Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной отрасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки.

Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП:

  • Защита жизни людей. В условиях открытого фонтанирования жизнь членов бригады бурения, ТКРС, подвергается огромному риску и никакие деньги не могут компенсировать потерю жизни рабочего или инвалидность.
  • Предотвращение потерь полезных ископаемых. Запасы нефти и природного газа на земле ограничены, любая их потеря невосполнима.
  • Защита окружающей среды. Существующий в природе баланс достаточно легко нарушить и любое такое нарушение может иметь значительные по продолжительности и масштабам последствия.
  • Защита материальных ресурсов и оборудования. Цена продуктов топливно-энергетической отрасли во многом зависит от материальных затрат на развитие месторождений. Сюда входят и затраты на бурение, капитальный, подземный ремонт и обслуживание скважин.
  • Предотвращение потерь скважин. Строительство, завершение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует значительных материальных вложений. Если на скважине происходит выброс, под угрозой полной потери оказываются миллионы затраченных денег и весь сложный комплекс оборудования скважины.

Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины, управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации нефтегазоводопроявлений (способ глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.).

Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

  • Виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;
  • Распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;
  • Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;
  • Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;
  • Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;
  • Режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;
  • Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;
  • Первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой и корректировкой действий персонала.

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

1 Министерство энергетики Российской Федерации Федеральное государственное учреждение Аварийно спасательное формирование Южно Российская противофонтанная военизированная часть УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ КУРС: «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП.» тема: «Ликвидация ГНВП» Для ИТР буровых предприятий и КРС пос. Ахтырский май 2001г.

2 1. Подготовка скважины к проведению ремонта 1.1. Скважина фонтанная. Нормальное сообщение между трубами и затрубном пространством. Имеется на устье Р изк и Р изт Определить γ (необходимо знать Р пл ; глубину; заготавливается необходимый V промывочной жидкости; агрегат подключается к трубам; дроссель к крестовине). Закачка промывочной жидкости необходимой плотностью производится в трубы. До их полного заполнения, работая дросселем, установленном на крестовине поддерживается постоянное давление в затрубном пространстве. После заполнения постоянное давление в трубах. Делается отстой в несколько часов и вымывается забойная пачка для проверки соответствия плотности промывочной жидкости Скважина фонтанная. В НКТ пробка (парафиновая или песчаная) и промывка невозможна. На затрубном пространстве имеется Р изк Возможны 3 варианта: Задавка на поглощение. Применяется в тех случаях, когда допускается закачка промывочной жидкости во вскрытый горизонт. 1,5 или 2 V промывочной жидкости Прострел перфоратором отверстий в НКТ и восстановление циркуляции. Применяется когда перфоратор может быть спущен в нижнюю часть скважины Задавка гравитационным замещением. Применяется, когда нежелательна закачка промывочной жидкости во вскрытый газовый горизонт. Фиксируется величина Р изк Определяется допустимое давление на устье для вскрытого горизонта Н [ Р изк ] гр = 0,95Р гр γ газ 10 Производится закачка промывочной жидкости затрубное пространство до поднятия давления = [ Р изк ] гр Определяется объём закаченной жидкости V м 3 ΔV Определяется величина столба этой жидкости в скважине Δh = где S площадь поперечного S Δh сечения кольцевого пространства. Определяется давление создаваемое этим столбом ΔР = 10 Производится через определенный интервал времени стравливание давления до Р изк ΔР Следующая закачка производится до давления [ Р изк ] ΔР определяется объём закачки и вводятся соответствующие коррективы в величины Р изк и [ Р изк ] до полного заполнения скважины Скважина глубинно насосная. Насос подвешен на значительном расстоянии от забоя. По возможности производится закачка промывочной жидкости в трубы и до их полного заполнения. Дросселем поддерживается постоянное давление в затрубном пространстве. После заполнения постоянное давление в трубах. После заполнения скважины промывочной жидкостью делается отстой, при котором промывочная жидкость спускается до забоя, а флюид поднимается к устью. Промывка возобновляется и флюид вымывается из скважины. 2. Порядок герметизации устья скважины при ГНВП 2.1. Устье скважины оборудовано превентором ГНВП обнаружено при бурении или других работах проводимых с промывкой. Трубы спущены до забоя. Под квадратной штангой шаровой кран Подаётся сигнал «Выброс» Трубы поднимаются так, чтобы замок был над ротором см Останавливается промывка. При падении давления на насосе после остановки до нуля производится плавная подкачка до давления кгс / 2 см Открывается гидроуправляемая устьевая задвижка и проверяется открытие дросселя и задвижки на отводе ведущем в желоб на линии дросселирования Закрывается верхний плашечный превентор или ПУГ при его наличии Закрывается дроссель и задвижка на отводе ведущем в желоб Плашки плашечного превентора фиксируются ручным приводом ( если не требуется расхаживания колонны труб ) Через 5 10 мин после герметизации снимаются показания манометров, определяющих давление в трубах Р изт и затрубном пространстве Р изк и количество поступившего флюида V Сообщается руководству о ГНВП

3 Ведётся контроль за ростом давления и герметичностью ПВО При росте давления в трубах выше установленного закрывается шаровой кран. При росте давления в затрубном пространстве свыше допустимого производится стравливание с контролем забойного давления объёмным методом ГНВП обнаружено при проведении спуско-подъемных операций Подаётся сигнал «Выброс» и команда верховому рабочему на спуск с полатей Трубы сажаются на ротор и наворачивается шаровой кран и квадратная штанга Трубы поднимаются на высоту, чтобы замок был на см над ротором Дальнейшие действия согласно пунктам ГНВП обнаружено при проведении геофизических работ (перфорации скважины) Подаётся сигнал «Выброс» Если скважина грозит перейти на выброс, геофизики не успевают поднять снаряд, производится рубка кабеля Спускается аварийная труба с навернутым шаровым краном, находящимся в открытом состоянии. Дальнейшие действия согласно пунктов Устье оборудовано по беспревенторной схеме ГНВП обнаружено при работах проводимых с промывкой. Трубы спущены до забоя. Под промывочной головкой шаровой кран Подаётся сигнал «Выброс» Трубы поднимаются так, чтобы муфта вышла над крестовиной Останавливается промывка Трубы с элеватором сажаются на крестовину Открывается устьевая задвижка и проверяется открытие концевой задвижки на линии дросселирования Отворачивается промывочная головка и наворачивается планшайба с открытой центральной задвижкой Прочищается канавка под уплотнительное кольцо планшайбы. Планшайба сажается на крестовину и крепится Закрывается центральная и концевая задвижки Через 5 10 минут после герметизации снимаются показания манометров, определяющих давление в трубах Р изт и в затрубном пространстве Р изк Сообщается руководству Ведётся контроль за ростом давления и герметичностью ПВО ГНВП обнаружено при проведении спуско подьёмных операциях Подаётся сигнал «Выброс» Демонтируется АПР 2. Дальнейшие действия согласно пунктам ГНВП обнаружено при проведении перфорации (геофизическом исследовании) скважины Подаётся сигнал «Выброс» и геофизикам на подъём снаряда Если скважина грозит перейти на выброс, а геофизики не успевают поднять снаряд, производится рубка кабеля Открывается устьевая задвижка и проверяется открытие концевой задвижки на линии дросселирования Закрываются перфорационная и концевая задвижки (на линии дросселирования). Дальнейшие действия согласно пунктов Способы ликвидации ГНВП 3.1. Общие требования при ликвидации ГНВП После герметизации устья стравливание давления в трубах не допускается Когда Р изт своевременно не зафиксировано и произошёл рост за счет подъёма газа по затрубному пространству, расчетная величина Р изт определяется кратковременными стравливаниями давления в затрубном пространстве. Когда после очередного стравливания, в течении 10 мин., произойдёт рост давления в трубах (т.е. поступит дополнительная «пачка» флюида Р заб Р пл ) это давление и берётся как расчетное. Например: Р изт = 50 кгс / 2 см стравливаем до 48 роста нет, стравливаем дальше до 46 роста нет, стравливаем до 44 появился рост Р изт это давление берём за расчётное Если имеется подозрение, что в трубы при герметизации устья поступил газ и Р изт по размерам близко к Р изк или выше его, производятся кратковременные продавки в трубы. Когда после очередной продавки прекратится снижение давления по сравнению с предыдущим, эта величина Р изт берётся как расчётная.

4 Например: Р изт = 50 кгс / 2 см подкачиваем (через некоторое время после выключения насоса) снижение до 48, подкачиваем дальше снижение 46, подкачиваем дальше 46 снижения нет, еще раз подкачиваем 46 снижения нет это давление берём как расчётное Р изт При наличии на трубах обратного клапана расчётное значение Р изт определяется: Через 10 мин. после герметизации плавно поднимается давление в трубах, при малой подаче насоса. Величина Р изт достигнет расчётной величины, когда будет замечено колебание Р изк (т.е. обратный клапан откроется и избыток давления перейдёт из труб в затрубное пространство) Необходимое изменение давления в трубах при ликвидации ГНВП производится только работой дросселя Передача по стволу скважины и по трубам изменения давления вызванного работой дросселя происходит со скоростью 300 м / час Запуск насоса для промывки загерметизированной скважины производится после того как будет приоткрыт дроссель В случае вынужденного перехода при промывке с одной производительностью насоса Q 1 другую Q 2, величина давления на насосе определиться: Q 2 Р гс2 = 1.1 Р гс1 2 Q1 где Р гс1 давление на насосе при Q 1. Вносятся коррективы в величины Р н и Р кон 4. Необходимые данные для расчётов проведения ликвидации ГНВП 4.1. Р гс давление на насосе до возникновения ГНВП кгс / 2 см 4.2. Р изт давление в трубах через мин. после герметизации устья кгс / 2 см 4.3. Р изк давление в затрубном пространстве через мин. после герметизации устья кгс / 2 см 4.4. [Р изк ] уст допустимое давление для устья и ПВО кгс / 2 см 4.5. Q производительность насоса л / сек 4.6. γ плотность бурового раствора в скважине гр / 3 см 4.7. Н глубина проявившего горизонта м 4.8. V бт объём трубного пространства на глубине Н м V кп объём кольцевого (затрубного) пространства на глубине Н м 3 Дополнительно для скважин, имеющих в стволе слабый участок: h глубина нахождения слабого участка м [Р] допустимое давление в зоне слабого участка кгс / 2 см [Р изк ] допустимое давление на устье для слабого участка кгс / 2 см К коэффициент, учитывающий изменение температуры и сжимаемости газа для слабого участка γ газ плотность газа при давлении [Р] кгс / 2 см V 0 количество поступившего флюида на забой (увеличение объёма промывочной жидкости в приёмной ёмкости) м S площадь сечения затрубного пространства в зоне [Р] м 2 5. Объёмный способ контроля забойного давления Применяется, когда газ поднимается в загерметизированной скважине. Промывка не ведётся. В скважине имеется слабый участок с [Р]. 1. Через 5 10 мин. после герметизации устья фиксируются Р изт и Р изк 2. При росте давления Р изк до [Р изк ] производится стравливание давления до Р изк1 = Р изк + ΔР’ (ΔР’ 5 10 кгс / см2 ) Определяется объём сброшенной жидкости ΔV. По ΔV определяется уменьшение столба жидкости в ΔV скважине Δh 1 = S (S кп площадь сечения затрубного пространства в зоне нахождения газа м 2 ). Δh По Δh определяется уменьшение гидростатического давления на забой ΔР i = γ 10 и соответствующая корректировка Р изк2 Р изк2 = Р изк + ΔР’ + ΔР i и т.д. а при подходе газа к слабому участку производится корректировка на величину ΔР i так же и [Р изк ] [Р изк ] 1 = [Р изк ] + ΔР i Место нахождения газа в скважине определяется в зависимости от его скорости подъёма, которая рассчитывается по формуле: ΔР 10 V = где Т γ Т время интервала замеров Р изк час ΔР изменение Р изк за время Т кгс / 2 см γ плотность промывочной жидкости в скважине гр / 3 см

5 ВЫВОДЫ: 1. В скорости подъёма газа могут быть значительные неточности, т.к. при подъёме газа и росте при этом забойного давления может начаться поглощение раствора, что приведёт к замедлению роста давления на устье, или полному прекращению, хотя скорость подъёма газа и не изменится. 2. Поскольку в месте нахождения газа может быть допущена ошибка, то в скважинах с изменяющимся сечением затрубного пространства S кп будут допущены ошибки и в определении ΔР. Если скважина заполнена водой или глинистым раствором нормальной вязкости, имеется сообщение между полостью труб и затрубным пространством и в трубах отсутствует газ контроль забойного давления при подъёме газа по стволу скважины можно осуществлять по Р изт Для этого: перед первым стравливанием, когда давление в затрубном пространстве поднимается до [Р изк ] записывается давление в трубах Р изт1 Стравливание производится до Р изт + ΔР’ Р изт давление в трубах через мин. после герметизации кгс / 2 см ΔР’ 5 10 кгс / 2 см В дальнейшем рост давления допускается до Р изт1 а стравливание до Р изт + ΔР’ 6. Двухстадийный способ (способ бурильщика) 6.1. Применяется в случаях: Когда в стволе скважины отсутствуют слабые сечения (слабым сечением считается зона скважины, у которой допустимое давление [Р] меньше пластового давления Р пл горизонта с возможным ГНВП) Когда при наличии слабого сечения определено, что количество поступившего в скважину флюида V 0 равно или меньше предельного объёма, определённого для этого сечения V пр 6.2. Порядок проведения: 1 стадия. Вымыв поступившего флюида производится той же промывочной жидкостью, что в скважине. Работой дросселя поддерживается постоянное давление в трубах Р н Рост давления в затрубном пространстве допускается выше [Р изк ] определяемого для слабого сечения только в том случае, если V 0 V пр Давление Р изк растёт до подхода газа к устью, когда начнёт выходить газ снижается. После вымыва флюида насос останавливается дроссель и задвижка закрывается. Если Р изт Р изк означает что весь флюид вымыт из скважины и новых поступлений не было. 2 стадия. Закачка утяжелённого бурового раствора. По мере откачки объёма раствора равного объёму труб (V бт ) дросселем поддерживается постоянное давление Р изк Р изт будет снижаться. После откачки объёма раствора равного V бт фиксируется давление Р кон и поддерживается постоянным до заполнения скважины буровым раствором γ к Р изк будет снижаться и приближаться к «0». Если после окончания 2 стадии и герметизации затрубного пространства давление на устье отсутствует превентор открывается Необходимые расчёты для проведения операции: Н Р пл = Р изт + γ 10 Р пл Р 10 Н ΔР берётся из Правил безопасности п Р н = Р гс + Р изт + ΔР’ Р н давление в трубах при осуществлении 1 стадии ΔР’ дополнительное давление, создаваемое прикрытием дросселя ΔР’ = 5 10 кгс / 2 см При наличии в стволе скважины слабого сечения V пр для этого участка: 10 Р S К ( + Δ ) γ к = [ ] V пр = ( [Р изк ] Р изт — ΔР’ ) ( γ — γ газ ) Р пл (Обозначения смотри раздел 4). Положительные стороны способа 1. Менее сложен в исполнении по сравнению с другими. 2. Плотность закачиваемого в скважину утяжелённого раствора может быть отрегулирована в большей степени, чем при непрерывном способе, (необходимо, когда Р пл и Р гр близки по величине). Отрицательные стороны Р изк при вымыве флюида выше чем при непрерывном способе.

6 Варианты двухстадийного способа Двухстадийный растянутый Применяется в тех случаях, что и двухстадийный, но при отсутствии возможности утяжелить раствор до конечной величины γ к Порядок проведения тот же, что и при двухстадийном, но после окончании второй стадии и остановки насоса остаётся давление и в трубах и в затрубном пространстве. Потребуется доутяжелять раствор, для чего настраивается один на промывку, а второй на утяжеление и повторяется вторая стадия. Расчёты те же самые, что и при двухстадийном способе. 7. Непрерывный способ 7.1. Применяется в случаях: Когда имеется запасной раствор с γ к и объёмом равным объёму скважины (ГНВП началось из за снижения γ рабочего растворов в скважине). Когда в скважине, имеющий слабый участок, и при ГНВП поступило флюида V 0 больше чем V пр для данного участка Когда в скважине, имеющий слабый участок, при ГНВП не установлена величина V Порядок проведения Вымыв поступившего флюида совмещается с закачкой утяжелённого раствора γ к. Если нет в запасе раствора с необходимой для ликвидации ГНВП плотностью, то настраивается один насос на промывку, а второй на утяжеление раствора. Производится по расчётной таблице ступенчатое снижение давления в трубах от Р н до Р кон по мере заполнения их раствором с γ к После заполнения труб раствором γ к и снижении давления в трубах до Р кон оно поддерживается работой дросселя постоянным до полного заполнения скважины раствором γ кон 7.3. Необходимые расчёты для проведения операции Те же что и для проведения двухстадийного способа Кроме них составляется таблица снижения давления в трубах, для чего: Определяется Р кон Р кон = Р гс γ γ к Давление должно снизиться на ΔР = Р н Р кон Время заполнения труб, имеющих объём V бт раствора с производительностью = Q V Т = бт мин. Q Определяется количество ступеней снижения давления n, количество этапов зависит от разницы между величинами Р пл и Р гр горизонта, а также от величины снижения давления от Р н до Р кон

7 ТАБЛИЦА СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ Т 0 Т n 2 n T 3 n T.. Т V 0 V n 2 n V 3 n V.. V бт Р Р н Р н — ΔP n Р н — 2ΔP n Уточнения: 1. В скважине, где работа ведётся комбинированным бурильным инструментом, таблицы составляются для каждого диаметра труб в отдельности. 2. В скважинах, где не допускается значительного колебания забойного давления (Р пл и Р гр близки по величинам), а скважина наклонно направленная, величины Т и V должны корректироваться на T V угол наклона ствола скважины Т ‘ = ; V ‘ = ; cosα cosα 3. В скважине имеющей горизонтальный участок V бт определяется до этого участка и таблица составляется по её объёму. Положительные стороны способа: Р изк при вымыве флюида ниже, чем при двухстадийном способе (при том же объёме поступившего флюида). Отрицательные стороны. Более сложен в исполнении. При работе одного насоса на утяжеление, а другого на промывку не всегда удаётся выдержать необходимую величину γ к Р н — 3 ΔP n.. Р кон Р Рнач Непрерывный способ Ркон [Р изк] Рмакс Ризк Ризт Т Vбт Vкп 7.4. Варианты непрерывного способа: Ожидание утяжеления: Применяется в том случае: Когда при непрерывном способе ликвидации ГНВП необходимо чтобы была строго выдержана γ к утяжелённого раствора (Р пл и Р гр близки по своей величине). Порядок проведения: Заготавливается необходимый объём раствора с γ к. Промывка скважины не ведётся. Контролируется рост давления на устье и при необходимости применяется объёмный метод контроля забойного давления. После заготовки раствора с γ к применяется непрерывный способ. Необходимые расчёты те же что и при непрерывном способе. Положительные стороны те же.

8 Отрицательные стороны: возможность потери циркуляции в скважине в случае длительного времени без промывки, необходимо периодически производить продавку скважины. В зимнее время необходим прогрев нагнетательных линий насосов Непрерывный упрощённый способ Применяется в том случае, когда количество поступившего флюида не превышает 1 м 3 и вымыв его производится сразу после герметизации устья скважины. Порядок проведения: Настраивается один насос на промывку, а другой на утяжеление раствора до величины γ к. При заполнении труб поддерживается дросселем постоянное давление в затрубном пространстве. После их заполнения фиксируется Р кон в трубах и держится постоянным до заполнения скважины раствором с γ кон Необходимые расчёты: те же, что и при проведении двухстадийного способа. Положительные стороны: те же. ВЫВОДЫ: Для применения этого способа необходимо раннее обнаружение ГНВП, чтобы V 0 1м 3 и чтобы перед началом промывки газ не успел подняться в верхнюю часть скважины. При выполнении этих двух условий опасного снижения забойного давления не произойдёт, когда во время заполнения труб раствором γ к будет поддерживаться постоянное давление в затрубном пространстве. 8. Ступенчатый способ 8.1. Применяется в случае: Когда на первой стадии двухстадийного способа не выдерживается Р заб выше Р пл и в скважину поступает порция флюида V 0 объёмом больше первоначальной V 0. Это определяется по окончанию первой стадии, остановки насоса и герметизации затрубного пространства. Если избыточное давление в затрубном пространстве Р’ изк при этом будет больше первоначального Р изк то это будет означать, что V 0 > V Порядок проведения: Дальнейшая ликвидация ГНВП осуществляется непрерывном способом Плотность утяжелённого раствора доводится до максимально возможной величины, т.е. до величины, которая не вызовет гидроразрыва пласта с наименьшим Р гр (Ргр — ΔР )Ч10 γ к = H Когда при вымыве газа давление в затрубном пространстве поднимается до допустимой величины [Р изк ] и потребуется увеличить открытие дросселя, что приведёт к снижению давления в трубах и на забое, по возможности увеличивается производительность насоса. Р Рнач Ступенчатый способ [Р изк] Ризк Ризт Т Vкп Vкп Vкп

9 9. Ликвидация ГНВП при слабых коллекторских свойствах горизонта Применяется, когда после герметизации устья в связи со слабыми коллекторскими свойствами пласта выравнивание забойного давления до пластового происходит медленно. Раствор в скважине в это время набирает структуру и изменение Р заб до Р пл на устье не передаётся. Р изт в трубах не появится, а значит не будет данных для определения необходимой плотности раствора. В этом случае для определения Р пл проводится промывка при закрытом превенторе и создание дросселем давления в затрубном пространстве = 5 кгс / см 2. Если при этом разгазирование раствора не прекращается дроссель прикрывается ещё на 5 кгс / см 2 и т.д. После прекращения выхода разгазированного раствора фиксируется при каком Р изк это произошло. Пластовое давление определяется: Р пл = Р изк + γ 10 Н + Ргск Р гск гидравлическое сопротивление кольцевого пространства = герметизации устья. Необходимая плотность промывочной жидкости: γ = ( Р пл + ΔР)Ч10 Н 1 1 ч 5 6 давления на насосе до Поднятие плотности до необходимой величины может производится и при открытом превенторе с контролем за изменением уровня в приёмной ёмкости. 10. Способ задавки поступившего флюида на поглощение Применяется в следующих случаях: 1. Поглощающий горизонт ниже проявившего или рядом с ним, а также в тех случаях, когда проявивший горизонт не представляет интереса с точки зрения его эксплуатации, а другие поглощающие в стволе скважины отсутствуют. 2. Пластовый флюид содержит сероводород или другие агрессивные компоненты. 3. Невозможна нормальная промывка скважины (забиты долото, промоина в верхней части бурильного инструмента). 4. При отсутствии возможности доставить на буровую необходимые химические реагенты и утяжелитель. Количество раствора необходимого для задавки зависит от объёма поступившего в скважину флюида и места нахождения его в стволе скважины на момент задавки. Если задавка производится сразу после поступления флюида требуется для её проведения объём бурового раствора не меньший 3-х объёмов поступившего флюида. Уточняется величина допустимого давления для цементного камня под башмаком колонны. L k (γ 0,9γопр ) [Р изк ] баш = 0,9Р опр — 10 Р опр давление опрессовки цементного камня за башмаком L k глубина нахождения башмака в колонне γ плотность бурового раствора в скважине Производительность насоса при задавке должна быть максимально возможной, но давление не должно превышать [Р изк ] баш 11. Ликвидация ГНВП при коротком кондукторе При коротком кондукторе полная герметизация скважины и появление избыточного давления на устье может привести к грифонообразованию. Чтобы этого не допустить после закрытия превентора промывка ведётся при полностью открытых задвижках на линии дросселирования. Для увеличения забойного давления (уменьшении депрессии на пласт) по возможности увеличивается производительность промывки. Заготавливается раствор необходимой плотности не менее 2-х объёмов скважины и производится закачка его в скважину с максимально возможной производительностью насоса (насосов). 12. ГНВП возникло при проведении спуско подъёмных операций. Выбор способа ликвидации ГНВП при проведении СПО зависит в первую очередь от того обнаружено ГНВП своевременно (при подъёме долив меньше расчётного, при спуске вытеснение больше расчётного) или несвоевременно (перелив раствора на устье при остановке колонны труб).

10 12.1. ГНВП обнаружено своевременно Устье не герметизируется Производится спуск труб с контролем за возможным появлением перелива при останове спуска При появлении перелива устье герметизируется и дальнейшие действия по пункту При отсутствии перелива производится спуск труб до забоя скважины и восстанавливается циркуляция Ведётся постоянное наблюдение за появлением признаков ГНВП При их появлении устье герметизируется Промывка после герметизации ведётся с поддержанием дросселем постоянного давления в трубах равного Р гс = + (5 10) атм. Р гс давление на насосе до появления признаков ГНВП После вымыва флюида промывка останавливается и при отсутствии Р изк и перелива на устье открывается превентор Определяются причины возникновения ГНВП и после их устранения производится подъём труб ГНВП обнаружено не своевременно Устье герметизируется. Дальнейшие работы в зависимости от нахождения труб в скважине Трубы находятся в нижней части скважины: Устье герметизируется. Восстанавливается циркуляция и далее п.п ; ; После вымыва газированного раствора при отсутствии Р изк и переливе на устье действия согласно п Трубы находятся в верхней части скважины: Устье герметизируется. Производится спуск труб под давлением. Спуск под давлением возможно производить наличии на устье ПУГ или установленного «циссона» или двух плашечных превенторов с крестовиной между ними. На скважине должна быть ёмкость объёмом 3 4 м 3 с уровнемером и ценой деления на градуировке не более 100 литров для осуществления объёмного способа контроля Р заб. На ёмкости должен быть насос для откачки раствора. На крестовине устанавливается дроссель, а при работе с плашечными превенторами на обоих крестовинах. Крестовина между плашечными превенторами подсоединяется к насосу, обеспечивающем плавную подачу раствора в крестовину и создания в ней необходимого давления. При спуске труб через ПУГ под замки буровых труб устанавливаются конусные кольца. В гидравлической системе ПУГ перед спуском труб снижается давление. На бурильные трубы устанавливается обратный клапан, а шаровой кран под обратным клапаном открывается. Спуск труб производится на минимальной скорости. При спуске каждой свечи из затрубного пространства в мерную ёмкость стравливается объём раствора равный объёму спускаемой свечи. Колонна спускаемых труб периодически заполняется буровым раствором. Производится регулирование забойного давления объёмным методом. Если при стравливании из затрубного пространства начинает выходить газ спуск труб останавливается и производится вымыв газа с постоянным давлением на насосе. При отсутствии давления в затрубном пространстве после остановки насоса и наличия перелива после открытия превентора производится спуск труб (п ). Если ПУГ отсутствует устье оборудовано двумя плашечными превенторами с крестовиной между ними пропуск замков через превентора осуществляется при стравливании и создании давления в крестовине и поочередным открытием и закрытием превенторов. Ликвидация ГНВП обнаруженного по появлению перелива на устье скважины, когда трубы подняты в её верхнюю часть крайне усложнена. Величина забойного давления выходит из под контроля, т.к. при подъёме флюида на большом расстоянии от забоя в объёмном методе могут быть значительные неточности. Это может привести или к новому поступлению флюида или к гидроразрыву пласта и перетоку флюидов. Поскольку в верхней части скважины вес бурильных труб значительно уменьшается возможно выталкивание их из скважины. Несвоевременное обнаружение ГНВП при подъёме труб, которое происходит из за отсутствия контроля за соответствием объёма доливаемого раствора в скважину расчётному объёму приводит к крайнему усложнению ликвидации ГНВП. Зачастую в этом случае ГНВП переходит в открытый фонтан. Действие вахты при открытом фонтане 1. Отключить все виды энергии (силовые установки, осветители и т.д.) 2. Остановить ДВС (двигатели) 3. Загасить топки, костры и т.д. 4. Прекратить сварку, газорезку, курение и т.д. 5. Старший вахты выводит людей из зоны и обязательно пересчитывает людей 6. Предупреждение работников на соседних объектах 7. Выставить оградительные знаки или посты 8. Сообщить: руководству, военизированному отряду, скорой помощи и пожарникам

11 Причины возникновения открытых фонтанов 1. Отсутствие ПВО или их неисправность 2. Несвоевременная герметизация 3. Нарушение правил герметизации 4. Несоответствие Ø труб Ø плашек превентора 5. Срыв резины плашек превентора при расхаживании труб 6. При установки план шайбы не очищена канавка под уплотнительное кольцо 7. Отсутствие знаний или дисциплины у исполнителей Если всё соблюдается, то открытые фонтаны могут возникать при несовершенстве конструкции скважины (короткий кондуктор, некачественный цементаж и др.)

Смотрите так же:  Закон о защите прав потребителя ст.27
108shagov.ru. Все права защищены. 2019