ГНВП презентация. Цели Цели и Задачи курса

Название	Цели Цели и Задачи курса
Дата	22.02.2023
Размер	1.56 Mb.
Формат файла
Имя файла	ГНВП презентация.pptx
Тип	Презентация #950145

Автономная некоммерческая организация дополнительного профессионального образования

«Октябрьский центр многопрофильного обучения»

Курс целевого назначения:

«Контроль и управление скважиной при газонефтеводопроявлениях (ГНВП)»

презентация

Цели

Цели и Задачи курса

Цели

Настоящий курс разработан с целью организации работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, повышения безопасности и противоаварийной устойчивости объектов нефтегазодобывающего сектора.

Задачи

Задачами настоящего курса являются:

Установление единых требований к мероприятиям по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
Предупреждение причин возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов и способов их раннего обнаружения;
Установление требований для предупреждения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
Определение мероприятий по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин;
Установление порядка первоочередных действий производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
Определение порядка организации и проведения учебных тревог в бригадах бурения скважин.

Основные термины и определения

Авария – разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных весеств.
Инцидент – отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном объекте, отклонение от установленного режима технологического процесса.
Флюид — нефть, газ, газовый конденсат, вода, размещающиеся в пустотах, порах и трещинах горной породы.
Газонефтеводопроявление – поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при её строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации.

Проявление —поступление флюида из пласта в скважину, управляемый выход флюида на устье.
Открытый фонтан скважины – неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, разрушения или негерметичности запорного оборудования или вследствие грифонообразования.
Выброс – это кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины промывочной жидкости за счёт расширения поднимающегося по стволу скважины газа.
Грифон, грифонообразование – истечение газа, нефти, воды или их сочетания в результате их миграции по трещинам и каналам из продуктивных горизонтов за обсадной колонной скважины на поверхность земли или на дно моря и через толщу воды на поверхность.

Контроль скважины – контроль состояния скважины с позиций недопущения газонефтеводопроявлений, включающий три стадии (уровня, линии) защиты.
Первая стадия линии защиты от ГНВП – предотвращение притока пластового флюида в скважину за счёт поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.
Вторая стадия линии защиты от ГНВП – предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счёт использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.
Третья стадия линии защиты от ГНВП – защита от открытого выброса за счёт ликвидации газонефтеводопроявления стандартными методами и обеспечения возможности возобновления первой линии защиты.

Предупреждение ГНВП – недопущение или ограничение поступления пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины в пределах допустимого объёма и его удаление из ствола скважины без нарушения технологического процесса при её строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации.
Ликвидация ГНВП – удаление из ствола скважины пластового флюида, поступившего в объеме более допустимого и восстановление контроля с нарушением технологического процесса строительства, освоения, ремонта и эксплуатации скважины.
Противовыбросовое оборудование (ПВО) – совокупность составных узлов ПВО, предназначенных для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта при возникновении ГНВП и проведении работ по их ликвидации, охраны недр и окружающей среды.

Репрессия — превышение давления столба жидкости над пластовым давлением.

При слишком малой репрессии возрастает возможность получения проявлений, при большой - поглощений.

Депрессия — превышение пластового давления над давлением столба жидкости.

При создании депрессии возможно получение проявлений.

Градиент давления — темп увеличения давления с увеличением глубины скважины.
Аномальное поровое давление - Давление в пласте, величина которого выше или ниже ожидаемого нормального давления на рассматриваемой глубине.
Перепад давления - Разность между давлением скважинного флюида и поровым давлением. Кроме того, данный термин может применяться в отношении разницы между внутренним и наружным давлением, действующим на оборудование.
Гидростатическое давление - Давление, создаваемое столбом жидкости (Ph) в статических условиях.

Свабирование - Уменьшение гидростатического давления в стволе скважины при подъеме трубных колонн и (или) инструментов.
Гидроразрыв пласта – технология ремонта, освоения, повышения нефтеотдачи скважин с использованием заполнения, созданных высоким давлением, трещин, в призабойной зоне, материалом, улучшающем коллектроские свойства продуктивного пласта.

Универсальный противовыбросовый превентор -Устройство, оснащенное гидравлическим приводом и предназначенное для закрытия и уплотнения вокруг любого объекта в стволе скважины или полного закрытия ствола скважины.
Глухие плашки - Плашки противовыбросового превентора, уплотняющиеся при смыкании друг с другом и закрывающие ствол скважины в отсутствие в ней труб.
Глухие/срезающие плашки - Глухие плашки противовыбросового превентора, имеющие режущую кромку для среза трубных компонентов, которые могут находиться в стволе скважины, в целях закрытия скважины глухими плашками. Применяются в основном в подводных системах ПВО.
Противовыбросовый превентор - Устройство, устанавливаемое на устье скважины и обеспечивающее возможность его закрытия для предотвращения выброса скважинных флюидов из ствола.
Штуцер - Устройство с патрубком фиксированного или регулируемого сечения, предназначенное для ограничения и контролирования объемной скорости скважинных флюидов.
Выкидная линия- Трубопровод, направляющий поток скважинных флюидов из отводящего устройства в безопасное место на удалении от буровой площадки.

Общие положения

Запас при спукоподъемных операциях -Добавочная плотность бурового раствора, предназначенная для создания дополнительного избыточного давления в стволе для компенсации эффекта свабирования.
Вакуумный дегазатор - Аппарат, предназначенный для удаления захваченного газа из бурового раствора (с рабочим давлением ниже атмосферного давления). Ни в коем случае не допускается передача в данный аппарат бурового раствора непосредственно из ствола скважины без предварительной подготовки.
Неглубоко залегающий газ - Под неглубоко залегающим газом понимаются любые скопления газа, встречающиеся во время бурения интервала ствола выше точки установки первой обсадной колонны, предназначенной или способной обеспечивать герметичность скважины (кондукторной обсадной колонны).
Герметичность - Способность изделия выдерживать давление, сохраняя прочность и плотность.
Пористость - Наличие пор в горной породе. Отношение объема пустот к общему объему материала.
Обратный клапан - Устройство, позволяющее протекать среде только в одном направлении.

Основные принципы

Р=rgН (МПа)

Где r- плотность расчетной жидкости (кг/м3);

Н - высота столба жидкости по вертикали (м);

g - ускорение свободного падения ( 9,81м/с2).

а) нижнее граничное давление — пластовое давление, Рпл — давление флюида в порах продуктивного пласта, из формулы Р= pgH видно, что оно тем выше, чем больше глубина залегания пласта,

б) верхнее граничное давление — давление фильтрации или гидроразрыва, это давление, при котором происходит массовая фильтрация жидкости в пласт Рф.

Для того, чтобы не было проявлений и поглощений, должно соблюдаться условие:

Рпл Рпж Рф — это условие равновесия.

Основные принципы

P пл. > P заб

Статическое (Рст )— давление столба жидкости в скважине без циркуляции;

Динамическое (Рдин)—давление при механическом бурении и промывке

Рдин=Рст+ Ргс

Ргс —гидравлические сопротивления.

Динамическое давление жидкости больше статического на величину гидравлических сопротивлений.

С увеличением гидравлических сопротивлений возрастает опасность возникновения поглощений, снижения уровня промывочной жидкости в скважине, начала проявления.

Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему.

Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

Уменьшение площади кольцевого пространства (сальникообразования, осыпи, обвалы, увеличение толщины глинистой корки, большой диаметр элементов колонны труб).
Увеличение вязкости и СНС промывочной жидкости.
Высокая скорость подъёма промывочной жидкости в затрубье при циркуляции.
Большая глубина залегания пласта.

для скважин с глубиной до 1200м

Р=10% Р пл, но не более 1,5 Мпа

для скважин с глубиной более 1200м

Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа

Конструкция скважины

Поровое давление

Давление гидроразрыва

Прочность пласта

Допустимая величина выброса

Программа крепления ствола скважины

Поровое давление

Поровое давление (пластовое давление) — это давление, воздействующее на жидкость, содержащуюся в поровом пространстве породы. Поровое давление подразделяется на следующие категории:

Нормальное пластовое давление: пластовое поровое давление приблизительно равно теоретическому гидростатическому давлению на указанной глубине по вертикали.
Аномально высокое пластовое давление: пластовое давление более высокое, чем нормальное давление. Его также называют сверхдавление, избыточное давление и иногда геостатическое давление. Аномально высокое пластовое давление является результатом недостаточного уплотнения глинистых пород, диагенеза аргиллита, тектонической активности (сбросообразование, поднятия, образование диапиров), структурных особенностей (например, непроницаемая покрышка, перекрывающая газовую залежь).
Аномально низкое пластовое давление: давление ниже нормального давления. К причинам, вызывающим аномально низкое пластовое давление, относятся: истощенные залежи, снижение температуры в изолированной системе жидкости, тектоническая активность и осмос.

Давление гидроразрыва

Давление гидроразрыва — это давление, необходимое для преодоления пластового порового давления и прочности горной породы.

Следовательно, давление гидроразрыва, как правило, возрастает по мере увеличения глубины.

Виды проявлений

1.3. Факторы, способствующие увеличению гидравлических сопротивлений.

Проявление —поступление флюида из пласта в скважину, управляемый выход флюида на устье.
Выброс – кратковременный бурный выход флюида на устье с последующим прекращением.
Фонтан – неуправляемый выход флюида на устье.
Грифон — прорыв флюида по затрубному пространству обсадной колонны.

По типу флюида различают три вида проявлений:

газовые (0,36 г/смз и меньше),
смешанные (0,36 — 0,60 г/см3),
жидкостные (0,60 г/смз и больше).

Классификация фонтанов

а) газовые (газа 90-100%),
б) нефтяные (нефти более 50%),
в) газонефтяные (газа более 50%).

Фонтаны могут содержать смеси флюидов, т.е. могут быть газоводяные и т.д.

Иногда в процессе фонтанирования состав компонентов меняется.

2.По степени сложности работ при ликвидации открытого фонтанирования фонтаны можно разделить на две группы:

а) неосложнённые (открытые фонтаны, у которых имеется база для ликвидации — обсадная колонна, колонный фланец, в скважину спущена колонна труб бурильная или НКТ),
б) осложнённые (не имеющие базы для их ликвидации)

3.По мощности дебита фонтаны делятся на:

а) слабые (до 500 т/сут. по нефти, до 500тыс.мЗ/сут. по газу),
б) средние (до 1000 т/сут. по нефти, до 1 млн.мЗ/сут. по газу),
в) мощные (свыше 1000 т/сут. по нефти, свыше 1млн.мЗ/сут. по газу).

Анализ причин возникновения фонтанов показывает, что они являются следствием нарушения технологии бурения, ремонта и освоения скважин, отступления от плана работ.

Поведение газа в скважине.

Газ имеет в сотни раз меньшие вязкость и плотность по сравнению с жидкостью, поэтому при прочих равных условиях скорость возникновения газопроявления и объём выходящего флюида гораздо больше, чем при жидкостном, газ быстрее достигает устья. На устье скважины из-за малой вязкости газ проникает через неплотности конструкции (резьбы, сальники и т.д.), там, где жидкость не проникает, поэтому устье газовых скважин опрессовывается инертным газом. При полном замещении жидкости газом и герметизации скважины на устье создаётся давление, близкое к пластовому.

По закону Бойля — Мариотта

PV=const

Из формулы видно, что при приближении к устью скважины и снижении давления газ увеличивает объём.

в растворенном состоянии;
в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ).
виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);
в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;
кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается 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
Р1 V1 = Р2 V2

Нижняя граница газа движется с постоянной скоростью, а верхняя — с постоянным ускорением.

При подходе газа к устью перелив усиливается, если не принять меры, то он переходит в газовый выброс или открытый фонтан.

Поглощение

1.6. Поглощения, их причина, классификация.

Поглощение — массовая фильтрация жидкости из скважины в проницаемый пласт, сопровождается снижением уровня жидкости в скважине. При значительном снижении уровня может начаться проявление.
Поглощение — самое распространённое осложнение, происходит при превышении давления столба промывочной жидкости над пластов,

РпжРф

при этом чем больше Рпж, тем больше интенсивность поглощения.

водопоглощение

Поглощение фильтрата

Падение расхода на выходе

Уменьшение объема в емкостях

Вскрытие пласта с АНПД Увеличение механической скорости проходки

1.6. Поглощения, их причина, классификация.

Причины возникновения поглощений.

1.Геологические (наличие пластов с высокой проницаемостью, наличие пор, трещин, каверн, низкое пластовое давление).

2.Технологические (количество и качество промывочной жидкости, способ бурения, скорость СПО, техническая оснащённость).

По интесивности поглощения делятся на частичные (с частичным выходом циркуляции) и полные или катастрофические (без выхода циркуляции).
По видам:

Фильтрация — проникновение жидкости в пласт без разрушения структуры пласта,

Гидроразрыв — поглощение с разрушением структуры пласта и образованием трещин.

Поглощения при вскрытии продуктивных пластов являются предшественниками проявлений, т.к. из-за снижения уровня жидкости в скважине снижается противодавление на пласт .

Признаки возникновения ГНВП

Различают признаки двух видов:

Признаки возникновения ГНВП

Различают признаки двух видов:

1.Признаки раннего обнаружения, проявляются в момент выхода флюида из пласта в скважину,

2.Признаки позднего обнаружения, проявляются в момент выхода флюида на устье скважины.

Прямые признаки

Прямые признаки:

1.Постоянный перелив на устье скважины при отсутствии промывки (определяется визуально).

2.При бурении и промывке — увеличение объёма жидкости, выходящей на устье скважины, повышение уровня в приёмных емкостях (визуально и с помощью приборов).

З. Нарушение равенства объёмов поднятого инструмента и доливаемой жидкости. Уменьшение объёма доливаемой жидкости указывает на возникновение проявления, увеличение объёма — на то, что вскрыт поглощающий горизонт. Допускаемая разница в объёмах — 0,5 м3 .

4. При спуске инструмента — увеличение объёма вытесняемой жидкости, непрекращающийся перелив при навинчивании очередной трубы.

Косвенные признаки:

Косвенные признаки

Косвенные признаки:

Увеличение механической скорости во время бурения.
Уменьшение давления на манометре при промывках.
Увеличение веса инструмента по индикатору веса.
Увеличение крутящего момента на роторе.

Признаки позднего обнаружения

1. Выброс газа, нефти или воды.

2. Кипение раствора на устье.

3. Запах газа или нефти.

4.Визуальное наблюдение флюида.

5. Снижение или резкое повышение плотности раствора.

6. Увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной партии.

7. Резкое повышение температуры раствора.

Признаки позднего обнаружения имеют большое значение при выявлении вяло текущего процесса.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

ГНВП при бурении и промывках происходят по следующим причинам.

1)Изменение плотности раствора:

а) уменьшение плотности из-за загазирования газом из пласта, при химических обработках, подсоса воздуха насосом, недостаточной дегазации раствора,

б) уменьшение плотности раствора из-за разжижения пластовым флюидом,

в) уменьшение плотности при выпадении твёрдой фазы в осадок, в результате химических обработок,

г) увеличение плотности раствора в результате плохой очистки или наработки глинистой фазы при бурении глиносодержащих пластов, неправильного ввода утяжелителя.

2)Увеличение гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, приводящее к поглощению с переходом в проявление

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

1. Соблюдение проектных параметров раствора.

2. Соблюдение регламентов при промывках и проработках.

З. Очистка промывочной жидкости от частиц выбуренной породы.

4. Своевременная химическая обработка раствора.

5. Соблюдение оптимальных размеров кольцевого пространства и диаметра скважины.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

1) Подъём ведётся без долива или плотность раствора занижена.

2) При подъёме инструмента компоновка работает как поршень, под поршнем создаётся зона пониженного давления, при неблагоприятных условиях на продуктивный пласт создаётся депрессия, может начаться проявление. При отсутствии или недостаточном доливе это явление наступает быстрее.

Причины поршневого эффекта.

1. Сужение ствола, образование сальников, обвалы и осыпи неустойчивых пород, большое количество взвешенных частиц породы в растворе.

2. Большое значение СНС, при этом возникают дополнительные сопротивления в начале движения инструмента при подъёме.

З. Малый кольцевой зазор между стенками скважины и инструментом.

4. Высокая скорость подъёма инструмента.

5. Большая глубина скважины, а, значит, большая длина поршня.

Р=rgН (МПа) Рпл Рпж Рф

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

Мероприятия по недопущению.

1. Строго контролировать долив скважины.

2. Параметры промывочной жидкости должны соответствовать проектным.

З. Своевременно промывать и прорабатывать ствол скважины.

4. Соблюдать размеры кольцевого зазора.

5. Систематически производить очистку промывочной жидкости.

6. Соблюдать оптимальную скорость подъёма инструмента.

При спуске инструмента.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

При спуске инструмента.

При спуске инструмента под долотом создаётся избыточное давление, которое увеличивается в осложнённой скважине. На больших глубинах колонна труб развивает значительную инерцию, которую гасит тормозная система. Под долотом при этом создаётся гидравлический удар, создающий дополнительную репрессию на пласт, при этом промывочная жидкость заходит в проницаемый пласт, уровень жидкости снижается, происходит нарушение равновесия системы пласт-скважина.
При значительном снижении уровня создаётся депрессия на пласт, возможно начало проявления.

Р=rgН (МПа) Рпл Рпж Рф

При спуске инструмента.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

При спуске инструмента.

Мероприятия по недопущению.

1. Те же самые, что и при подъёме.

2. Ограничение скорости спуска инструмента.

З. Долив колонны труб.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

1. При длительных перерывах в работе происходит замещение промывочной жидкости флюидом из пласта, изменение плотности раствора, уменьшение давления на пласт.

2. Проявление может возникнуть при восстановлении пластового давления, особенно в высокодебитных скважинах.

3. Выпадение твёрдой фазы из раствора, когда используется некачественный раствор.

4. При бурении цементных мостов, установленных выше зоны перфорации. Необходимо учитывать возможность загазирования жидкости в интервале перфорации. При подъёме загазированной пачки к устью может произойти выброс.

При длительных перерывах в работе происходит изменение параметров промывочной жидкости в сторону ухудшения (плотность уменьшается, вязкость увеличивается).

В газовых скважинах, во время простоев, газ диффузирует (проникает) в раствор в виде мелких пузырьков, пузырьки укрупняются и, при восстановлении циркуляции, во время выхода газовой пачки на устье может произойти выброс с падением уровня и возникновением проявления.

Р=rgН (МПа) Рпл Рпж Рф

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

Мероприятия по недопущению.

1. Периодически промывать скважину, выравнивать параметры раствора.

2. Доливать скважину.

З. При длительных остановках закрыть ПВО, установить постоянный контроль за устьем скважины.

4. При очень длительных остановках над вскрытыми продуктивными пластами установить цементный мост.

При креплении скважин.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

При креплении скважин.

Крепление скважины состоит из четырёх основных технологических операций: подготовка ствола скважины, спуск обсадной колонны, цементирование, ОЗЦ.

1. При проработках некачественное удаление глинистой корки со стенок скважины, что приводит к отсутствию контакта на границе цемент-порода.

2. Большая скорость спуска обсадной колонны, получение поршневого эффекта, образование зоны поглощения.

З. Отсутствие долива колонны при спуске, это может привести к разрушению колонны на большой глубине и при больших давлениях, к снижению уровня жидкости в затрубье, выравниванию уровня с уровнем в трубном пространстве, снижению давления на пласт.

4. Отклонение параметров промывочной жидкости от проектных.

5. При цементировании — не соответствие параметров цементного раствора проектным, наличие или возникновение зон поглощения, увеличение сроков цементирования.

6. При ОЗЦ — плохой контакт цементного камня с породой, увеличение сроков схватывания цементного раствора.

7. Ошибки при расчётах цементирования.

Р=rgН (МПа) Рпл Рпж Рф

При креплении скважин.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

При креплении скважин.

1. Качественная подготовка ствола скважины перед спуском обсадной колонны.

2. Подготовка обсадных труб к спуску (опрессовка, шаблонирование).

3. Установка элементов технологической оснастки обсадной колонны (центраторы).

4. Спуск обсадной колонны со скоростью, допускаемой правилами.

5. Соблюдение рецептур цементных растворов и технологии процесса цементирования.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

При вскрытии газоносных пластов газ попадает в раствор вместе с выбуренной породой, чем больше выносится шлама, тем больше газа выходит в раствор.

1. Большая механическая скорость бурения при вскрытии газоносного пласта.

2. Скважина заполнена промывочной жидкостью с заниженной плотностью или в недостаточном объёме.

З. В плане работ указано заниженное пластовое давление, что приводит к ошибкам в расчётах необходимой плотности раствора.

4. Затягивается спуск труб для промывки после перфорации.

Причины возникновения ГНВП и ОФ.

1. Заполнять скважину жидкостью с расчётной плотностью и в достаточном объёме.

2. В планах работ указывать истинное пластовое давление.

З. Оборудовать устье скважины по утверждённой схеме.

4. Перед вскрытием продуктивного пласта проводить проверки состояния оборудования, ПВО, инструмента.

5. Проводить инструктаж со всеми членами бригады по практическим действиям при ликвидации ГНВП.

6. Проводить учебные тревоги по сигналу «выброс».

7. Проводить оценку готовности объекта к оперативному утяжелению, дегазации и приготовленто промывочной жидкости.

8. Снижать механическую скорость бурения при вскрытии газоносных пластов, увеличивать объёмы промывок, дегазировать раствор.

3. Определение соответствия конструкции скважины максимальному давлению на устье при ГНВП.

Для обеспечения прочности конструкции и сохранения её в экстремальных ситуациях обсадная колонна вместе с установленным на неё ПВО подвергается опрессовке внутренним давлением. Экстремальные ситуации могут возникнуть в следующих случаях:

- при глушении скважины утяжелённым раствором с противодавлением, - при герметизации устья скважины в процессе фонтанирования.

Давление опрессовки при наличии цементного стакана устанавливается с превышением не менее чем на 10% максимально возможного давления на устье, оно возникает:

а) при полном замещении промывочной жидкости флюидом,

б) при закрытии скважины во время ГНВП.

Газ Руст=Рпл Ропр=1,1 Рпл

Нефть Руст=Рпл - Ропр Ропр =1,1 (Рпл - Рж)

Смесь Руст=Рпл - Рсм Ропр =1,1 (Рпл - Рсм)

3. Определение соответствия конструкции скважины максимальному давлению на устье при ГНВП.

1) 0,3 МПа при давлении опрессовки до 7,0 МПа,
2) 0,5 МПа при давлении опрессовки 7,0 — 40,0 МПа,
З) 1,5 МПа при давлении опрессовки 40,0 — 50,0 МПа,
4) 2,5 МПа при давлении опрессовки свыше 50,0 МПа

Давление опрессовки устанавливается в пределах 80 % от давления гидроразрыва пласта. Результаты опрессовок оформляются актами.

Влияние параметров промывочной жидкости на возникновение проявлений.

Плотность — это масса единицы объёма (, г/см3 ), измеряется ареометром. Изменение плотности ведёт к изменению давления на пласт.

Согласно правилам безопасности изменение плотности допускается не более 0,02г/см3

Необходимую плотность можно определить по формуле:

(г/см3) К— коэффициент запаса.

К=1,1 для скважин глубиной до 1200м,
К=1,05 для скважин глубиной свыше 1200м.

!!! Низкая плотность промывочной жидкости способствует возникновению проявлений, высокая плотность — возникновению поглощений и гидроразрыву пласта.

Р=rgН (МПа) Рпл Рпж Рф

Влияние параметров промывочной жидкости на возникновение проявлений.
!!! При большой вязкости жидкости возникают большие гидравлические сопротивления при циркуляции, большой поршневой эффект при СПО. При малой вязкости ухудшается вынос крупных частиц шлама, взвешенные частицы выпадают в осадок, снижается плотность промывочной жидкости.

Влияние параметров промывочной жидкости на возникновение проявлений.

Водоотдача — это способность промывочной жидкости отфильтровывать из себя воду под давлением (В, см3/30мин), измеряется прибором ВМ-6.

!!! При большой водоотдаче напротив проницаемых пластов образуется толстая, рыхлая глинистая корка, которая осложняет ствол скважины (сальники, прилипание труб, увеличение гидравлических сопротивлений).

Влияние параметров промывочной жидкости на возникновение проявлений.

Статическое напряжение сдвигу (СНС) — это усилие, которое нужно приложить к слою раствора, чтобы разрушить его структуру (Q, мг/см2) Замер производится через 1 мин и через 10 мин. Первый замер — определяется начальная прочность структуры, второй — конечная прочность.

!!! Большое СНС может привести к возникновению больших гидравлических сопротивлений при промывке скважины и к гидроразрыву, увеличивается поршневой эффект при СПС), зависание столба раствора в затрубье (это может привести к депрессии при СПО). Малое СНС — к осаждению взвешенных частиц и к снижению плотности раствора.

Гравитационный переток.

При вскрытии массивных газовых пластов возникают как бы ножницы репрессии на открытый газовый пласт из-за разности плотностей жидкости в скважине и газа в пласте, т.е. давление столба бурового раствора нарастает быстрее, чем пластовое давление. В этом случае в подошве пласта возникает фильтрация раствора в призабойную зону пласта с повышением давления в ней. Одновременно происходит вытеснение газа из кровли пласта в ствол скважины.

Первичные действия вахты при возникновении ГНВП.

7. Первичные действия вахты при возникновении ГНВП.

.

Первичные действия вахты при возникновении ГНВП.

.

Первичные действия вахты определяются планом по ликвидации возможных аварий при возникновении ГНВП и ОФ.
В оперативной части плана расписаны действия каждого члена вахты при различных работах во время возникновения ГНВП. Имеются и дополнительные сведения о том, что должна делать вахта после герметизации устья.
План согласовывается с противофонтанной службой и утверждается главным инженером предприятия или техническим руководителем.
План является основой для проведения учебных тревог.

Первичные действия вахты при возникновении ГНВП.

.

.

Первый, заметивший ГНВП, подаёт сигнал «выброс».
Останавливаются насосы.
Бурильщик приподнимает инструмент, муфта устанавливается напротив ключа, тело трубы должно быть напротив плашек превентора.
На инструмент устанавливается шаровой кран в положении «открыто».
Вахта убирает клинья, бурильщик в это время открывает с пульта задвижку на линию дросселирования и после этого закрывает ПУГ или превентор с трубными плашками.
Вахта фиксирует плашки превентора штурвалами ручного управления, количество оборотов штурвала и метки должны совпадать с нанесёнными на щите.
Закрывается концевая задвижка на блоке дросселирования.
Спустя 5-10 мин. снимают показания давлений в трубном и затрубном пространствах. Вес инструмента и время начала проявления должны быть зафиксированы.
Закрывают шаровой кран.
Информируют руководство организации и противофонтанную службу.
Устанавливают наблюдение за устьем скважины и ростом давления в затрубном пространстве.
Проводится анализ воздушной среды, дальнейшие работы проводят по дополнительному плану.

8. Первичные действия ИТР при ГНВП.

.

Руководство и контроль над первичными действиями вахты.
Осмотр устья после герметизации, ликвидация перетоков, если они есть.
Оценка обстановки, определение возможности работы на устье.
В случае высокой концентрации газов вывод людей из загазованной зоны в безопасную.
При необходимости вызов специалистов по контролю воздушной среды.
Сообщение руководству.
Проведение глушения скважины по специальной технологии.

9. Причины перехода возникшего проявления в открытый фонтан.

.

2. Неправильные действия вахты:

а) затягивание или нарушение очерёдности первичных действий из-за недостаточной обученности и отсутствия навыков,

б) не соответствие размера плашек диаметру инструмента,

в) оставление инструмента на клиньях,

г) расположение муфты инструмента слишком высоко или слишком низко от ключа,

д) несоответствие положения задвижек на выкидных линиях типовой схеме,

е) не проведена фиксация плашек штурвалами ручного управления превентором,

ж) нарушение правил безопасности при работах в загазованной среде.

З. Неправильные действия ИТР:

а) промывка без расчётного противодавления при наличии газа в скважине,

б) стравливание давления, не предусмотренное методикой или расчётом глушения без одновременного подкачивания жидкости в скважину,

в) ошибки в расчётах,

г) нарушение технологии глушения,

д) затягивание времени глушения.

4. Неисправность ПВО.

9. Причины перехода возникшего проявления в открытый фонтан.

.

4. Неисправность ПВО.

5. Отсутствие свободных подходов к задвижкам и другим основным узлам ПВО.

6. Несоответствие фактической схемы обвязки ПВО проектной.

7. Неисправность силового или насосного оборудования.

8. ПВО не приведено к режиму оперативной готовности.

9. Заниженная прочность обсадной колонны.

10. Неправильное определение пластового давления.

11. Неправильные расчёты давлений опрессовки обсадных колонн с установленным ПВО.

12. Некачественное цементирование обсадных колонн (прорыв газа по затрубному пространству, образование грифонов).

10. Действия вахты при открытом фонтанировании.

.

Прекратить все работы на устье скважины.
Погасить огонь, отключить электроэнергию, заглушить двигатели.
Сообщить руководству о случившемся.
Прекратить движение на дорогах.
По возможности не допускать разлива нефтепродуктов.
При необходимости информировать жителей ближайших населённых пунктов.

11. Обучение рабочих и ИТР первичным действиям при возникновении ГНВП.

.

Проведение инструктажей по противофонтанной безопасности.

2. Проведение учебных тревог.

11.1. Проведение инструктажей по противофонтанной безопасности.

.

Периодический инструктаж предусматривает:

Предупреждение возникновения проявлений (причины и признаки возникновения проявлений, причины перехода их в ОФ, мероприятия по предотвращению возникновения проявлений).
Монтаж и эксплуатация ПВО.
Инструктаж по газобезопасности (свойства вредных газов, оказание первой помощи пострадавшим, изучение газозащитных и газоаналитических приборов, обучение правилам контроля воздушной среды).
Инструктаж рабочих бригад по действиям при возникновении ГНВП.
Периодические инструктажи проводятся не реже 1 раза в З месяца.

Кроме инструктажей периодических проводятся внеочередные инструктажи в следующих случаях:

Выход бригады на новую площадь.
При монтаже и эксплуатации новых типов ПВО.
Перед вскрытием продуктивных пластов.
При выходе новых правил и инструкций.
После допущения ГНВП или ОФ.
В случае выявления слабых знаний в бригаде.
По требованию контролирующих органов (противофонтанная служба или Ростехнадзор).

11.2. Проведение учебных тревог: задачи, организация, анализ.

.

Каждый член бригады чётко знал свои обязанности при возникновении ГНВП и ОФ.
Умел управлять ПВО в пределах своих обязанностей.
Принимались быстрые и эффективные меры по герметизации устья.
Хорошо изучалось ПВО, установленное на устье.
Изучались правила безопасности при возникновении ГНВП и ОФ.

!!!

инструкции по первичным действиям вахты

Периодичность проведения тревог

один раз в месяц

проверить наличие документации на ПВО

Результаты учебной тревоги заносятся в журнал

ПОМНИТЕ:

ПРОМЕДЛЕНИЕ В ДЕЙСТВИЯХ ПО ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

ДАЖЕ ПРИ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ

МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНУ!!!

газопроявления

нефте- и водопроявления

Увеличение объема в емкостях

Увеличение содержания газа в промывочной жидкости

Падение плотности на выходе