реферат ГНВП. Конспект лекций по курсу Контроль скважины. Управление скважиной при гнвп
 Скачать 455 Kb.
|
|
Конспект лекций по курсу: «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП» 1. Горно-геологические и технико-технологические факторы, обуславливающие фонтаноопасность при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин. 1.1. Горно-геологические факторы фонтаноопасности при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин. Геологические объекты, являющиеся источниками проявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин, - это природные залежи газа, нефти и минерализованной воды, то есть месторождения флюидов, которые вскрываются с целью их последующей разработки и в процессе разбуривания последних. Фонтаноопасность залежи – потенциальная способность создать при ее разбуривании условия неуправляемого поступления флюида в ствол скважины, интенсивного развития ГНВП с последующим переходом его в открытое фонтанирование и оказывать воздействие на окружающую среду при возникновении фонтана. Фонтаноопасность залежи зависит от следующих горно-геологических характеристик: - пластовое давление; - природный режим фонтанирования; - плотность флюида; - сжимаемость флюида и породы (упругоемкостные свойства пластов ); - пористость породы; - фильтрационные характеристики породы; - пожароопасность и взрывоопасность флюида; - токсичность флюида. Фонтаноопасность залежей как проявление режима фонтанирования. Основные источники движущих сил в залежах: напор пластовых вод на контуре, упругость жидкости и породы, давление сжатого газа газовой шапки, упругость выделяющегося из нефти растворенного газа, сила тяжести нефти. Эти же механизмы действуют при аварийных ГНВП и открытом фонтанировании. Основные режимы работы залежей: Жесткий водонапорный режим – основным видом энергии, продвигающей флюид по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод. При данном режиме пластовое давление практически не изменяется во времени, даже при наличии отбора флюида при эксплуатации или открытого фонтанирования. Это связано с тем, что окружающая залежь вода практически несжимаема, а ее напор остается постоянным в течение длительного времени из-за размеров контура питания. Упруго-водонапорный режим – основным источником энергии является упругость жидкости, газа и породы. Упруговодонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости или отсутствии гидродинамической связи нефтегазовой залежи с областью питания или же весьма значительной удаленности (50-100 км и более) от области питания. При отборе флюида из пласта давление на контуре питания (граница залежи) постоянно снижается Режим газовой шапки (или газонапорный режим) – основным видом энергии, продвигающим, продвигающим нефть по пласту, является напор газа в газовой шапке. Отличительной особенностью нефтяных залежей с газовой шапкой является то обстоятельство, что при бурении скважин на месторождении, их эксплуатации и ремонте при возникновении открытого фонтана состав флюида достаточно быстро изменяется, и нефтяной фонтан переходит в газовый. Причина этого заключается в том, что неуправляемое поступление нефти в скважину приводит к образованию зоны пониженного пластового давления на контуре питания скважины ( «воронка депрессии»), в которую устремляется газ из газовой шапки. В дальнейшем скважина начинает «работать» как газовая. Следует отметить, что газовая шапка нефтяного месторождения может быть первичной, которая сформировалась в процессе естественного образования месторождения, и вторичной, образовавшейся в процессе эксплуатации в результате выделения из нефти растворенного газа. Режим растворенного газа. При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. По мере увеличения отбора нефти энергия пласта резко снижается. Упругий режим – характерен для закрытых линз, источником его энергии является сжимаемость пород. При этом запасы энергии, как правило, не велики и довольно быстро истощаются. Гравитационный режим – движение нефти по пласту и к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Энергия напора, возникающего за счет силы тяжести пластовых жидкостей, проявляется в тех случаях, когда пласты залегают под некоторым углом к горизонту. Величина напора при этом зависит от угла падения продуктивных пластов. Типы нефтегазовых месторождений и их строение . По степени возрастания фонтаноопасности нефтегазовые месторождения в зависимости от вида пластового флюида располагаются следующим образом: - нефтяные с газовым фактором (ГФ) до 3-5 м3/т - нефтяные с большим содержанием растворенного газа (ГФ= 200-250 м3/т) - нефтегазоконденсатные (т.е. нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой), у которых количество нефти значительно больше количества газоконденсата - нефтегазовое месторождение со вторичной газовой шапкой - газоконденсатные - нефтегазовые с первичной газовой шапкой - газовые Геолого-физические характеристики пластов и их роль в возникновении и развитии ГНВП. Основные геолого-физические характеристики пластов: - пластовое давление; - пористость; - проницаемость; - упругоемкость (сжимаемость); - фильтрационные постоянные (коэффициенты проницаемости и пьезопроводности); - температура. Пластовое давление – давление оказываемое пластовым флюидом на вмещающие их породы: Рпл I = G пл. i Нi где G пл.i - градиент пластового давления, т.е. приращение давления при изменении глубины залегания i-го пласта на единицу длины (МПа/м, Па/м, атм); Hi – глубина рассматриваемой точки i-го пласта. При Gпл = 0,01 МПа/м – пластовое давление равно давлению столба пресной воды на данной глубине и такое давление называют нормальным. При Gпл > 0,01 МПа/м – пластовое давление называют аномально высоким, т.е. АВПД. При Gпл < 0,01 МПа/м – пластовое давление называют аномально низким т.е. АНПД. Аналогом пластового давления для гидравлически несвязанных пород (глины, запечатанные известняки и песчаники и т.д.) является поровое давление. Рпор = Gпор Нi Другой важной характеристикой пласта является коэффициент сжимаемости или объемной упругости горных пород, который отражает способность их изменять свой объем под воздействием всестороннего давления: Βп =1 ΔV(объем изменения породы на единицу давления), Р V где Р – величина всестороннего давления на образец; ΔV и V – приращение (уменьшение) объема и объема образца горной породы. Для пластов коллекторов Βп = (0,3 ÷ 2)х 10-4 1/МПа Изменение объема горной породы происходит, в основном, за счет изменения объема пор, которые являются важной составляющей коллекторов, характеризующей флюидосодержание в пласте (газонасыщенность, нефтесыщенность, водосодержание). Пористость различают общую, открытую и эффективную. Общая пористость – это отношение объема пор к объему образца. Открытая пористость – это отношение объема сообщающихся между собой пор к объему образца, а эффективная пористость – это отношение пор занятых подвижным (гидравлически связанными флюидами к объему образца. Последняя меньше открытой на объем связаны ( остаточных) флюидов т.е. mобщ > mотк. > mэф. При разрушении горных пород объем выделяющегося флюида является близким к объему всех пор, т.е. зависит от общей пористости. С позиций интенсивности притока флюидов к забою скважины и развития ГНВП важной характеристикой пластов-коллекторов являются фильтрационные свойства, которые строго являются зависящими как от пород (конфигурация, размеры и пересекаемость каналов), так и от свойств флюидов (вязкость, начальный градиент сдвига, сжимаемость и др.). Эти свойства обычно характеризуются коэффициентом проницаемости Кп (единицы измерения м2, мкм2,дарси-10-8см2 = 10-12 м2, милидарси 1000 μдр = 1др – 10-15 м2) . Свойства пластовых флюидов, обуславливающие характер развития и степень фонтаноопасности. Пластовые флюиды, которые представляют угрозу с позиций возникновения и развития проявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин, могут быть по степени убывания фонтаноопасности классифицированы следующим образом: - природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, He); - газоконденсаты; - нефтегазоконденсаты; - нефть; - газированные пластовые воды и рапа. Флюиды могут находиться в пластах в двух агрегатных состояниях: жидком и газообразном. Фонтаноопасность газов более высока по следующим причинам: - в газовых залежах, как правило более высокие пластовые давления; - более стремительное развитие газопроявления во времени; - наличие миграции газа по стволу скважины после ее герметизации, что приводит к дальнейшему росту давления во всех сечениях скважины; - низкий порог возгораемости; - взрывоопасность; - токсичность; - летучесть, то есть способность газов легко перемещаться в атмосфере; - повышенная растворимость в воде; - высокий дебет. Плотность флюида обуславливает скорость притока флюида в ствол скважины : чем ниже плотность – тем выше скорость притока, а также скорость миграции флюида в закрытой скважине. Плотности основных пластовых флюидов.
Вязкость. От величины вязкости зависит скорость фильтрации флюида. Чем выше вязкость тем ниже скорость фильтрации. При этом используют понятия: динамическая вязкость, кинематическая вязкость, условная вязкость. Динамическая вязкость измеряется в Па*с, кинематическая – м2/с, условная - °ВУt (градусы условной вязкости). Растворимость. Растворение газообразных пластовых флюидов в жидких (нефти) происходит в пластовых условиях с определенными термобарическими условиями. Поэтому точно определить количество растворенного газа в пластовых условиях практически невозможно. Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора, которым называют объемное количество газа в м3 (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1 м3 (или т.) дегазированной нефти. Принято считать, что при газовом факторе свыше 200м3/м3 нефть характеризуется высоким содержанием газа. Наличие примесей. Природный газ имеет в своем составе, в основном, газообразные примеси: сероводород, углекислый газ, азот, гелий, и др. Концентрация их зависит от месторождения. Наиболее опасной примесью считается сероводород. Содержание его в газе свыше 6% (по объему) считается высокой и требует особых мер при бурении, эксплуатации и ремонте. Газоконденсат – это смесь жидких углеводородов (С5Н12+ высшие) и газов, в которых доля конденсата колеблется от 5- 10 до 500-1000 г/м3, а основным содержанием газовой составляющей является метан (70-95%), СО2, N2 (0-7%), Н2S (0-30%). Нефть – горючая маслянистая жидкость, представляющая собой сложное природное образование углеводородов (метановых, нафтеновых и ароматических) и не углеводородных компонентов (кислородных, сернистых и азотистых соединений). По содержанию серы нефти имеют три класса: малосернистые (серы менее 0,5%) сернистые (серы 0,5-2,0%) высокосернистые (серы более 2,0%). По содержанию парафина нефти делятся: высокопарафинистые (парафина более 6% по массе), парафинистые (1,5-6%) и малопарафинистые (менее 1,5%). По содержанию смол: малосмолистые (менее 18%смол), смолистые (18-35%) и высокосмолистые (более35%). Токсичность. Токсичными и ядовитыми веществами называются такие вещества, которые поступая в организм человека в незначительном количестве, вызывают заметные физиологические изменения и тем самым приводят к нарушению нормальной жизнедеятельности организма. К токсичным и ядовитым веществам, контакта с которыми приходится, в основном, опасаться при бурении, эксплуатации и ремонте скважин, являются: метан (СН4), сероводород (Н2S), сернистый ангидрид (SO2), метанол (СН3ОН). Степень опасности для человека газов и паров зависит от: - токсичности вещества; - его концентрации в окружающей среде. - индивидуальных особенностей организма; - времени нахождения в отравленной атмосфере; - метеорологических условий, По способу воздействия ОВ делятся на: - удушающие ( все углеводороды и инертные газы); - раздражающие (все кислые газы и щелочные продукты); - наркотические (углеводороды, углекислый газ, сероуглерод); - общеотравляющие (химические вещества, вступающие в реакцию с организмом). На практике токсические вещества имеют комбинированный механизм отравляющего воздействия: - метан – наркотический и удушающий; - сероводород – нервно- паралитический; - сернистый ангидрид – раздражающий и удушающий, образует сернистую кислоту при растворении в воде. - метанол (пары) – общеядовитый и кумуляционный. С позиций безопасности токсичные и ядовитые вещества характеризуются предельно допустимой концентрацией (ПДК). ПДК – это концентрация отравляющих веществ (ОВ) в производственной зоне или помещении, при нахождении в которой в течение смены в организме человека не происходит отравления. Метан. Бесцветный газ без запаха, не растворим в воде, легче воздуха. Горит бесцветным пламенем. Малотоксичный газ со слабым наркотическим воздействием. Предельно допустимая концентрация – 300 мг/м3. При концентрациях выше ПДК вызывает головную боль, слабость, головокружение, обморочное состояние и потерю сознания. В закрытых помещениях вытесняет из окружающего воздуха кислород, что может повлечь за собой острое кислородное голодание. Сероводород. Бесцветный газ с запахом тухлых яиц, хорошо растворим в воде. Горит синеватым пламенем с образованием воды и сернистого ангидрида. Растворяясь в воде образует сероводородную кислоту. Относится ко II классу опасности (высоко опасные вещества). Сильный нервно-паралитический яд, вызывающий смерть в результате остановки дыхания и сердечной деятельности. На дыхательные пути действует раздражающе. Предельно допустимая концентрация для производственных помещений: чистого сероводорода - 10 мг/м3 ,с примесями углеводородов – 3мг/м3. Запах ощущается при концентрации 1,4 мг/м3, при 4,0-7,0 мг/м3- сильный запах, при7,0 – 11,0 мг/м3 – тяжелый запах. При дальнейшей концентрации сероводорода в воздухе ощущение запаха постепенно притупляется и при концентрации в пределах 150- 200 мг/м3 исчезает вовсе из-за паралича обонятельного нерва. При концентрации сероводорода от 100 до 300 мг/м3 наступает легкая степень отравления; от 300 до 700 мг/м3 – средняя степень отравления; от 700 до 1000 мг/м3 – тяжелая. При концентрации свыше1000 мг/м3 – смерть наступает мгновенно. Сернистый ангидрид. Получается при сгорании серы в атмосфере. Бесцветный газ с острым запахом горящей серы, не горит, легко растворяется в воде с образованием сернистой кислоты. Сильный раздражающий и удушающий газ, вызывающий смерть от удушья вследствие спазм голосовой щели. Раздражающе действует на слизистые оболочки дыхательных путей и глаз. ПДК – 10 мг/м3. Порог обонятельного ощущения в пределах 1,6-3,0 мг/м3. Концентрация 20-30 мг/м3 вызывает раздражение в горле; 50 мг/м3 – раздражение глаз; 60 мг/м3 – сильное покалывание в носу, чихание, кашель. Концентрацию 120 мг/м3 – можно выдержать лишь 3 минуты, 300 мг/м3 – не более 1 минуты. Смертельная концентрация – 1000 мг/м3. Метанол. Бесцветная прозрачная жидкость с неприятным спиртовым запахом. Горит синеватым пламенем. Относится к III классу опасности (умеренно опасные). В организм человека попадает при вдыхании паров, через кожу и при приеме во внутрь ( смертельная доза в жидком виде 30мл). Сильный нервно – сосудистый яд с выраженными кумулятивными свойствами. Окисляется в организме, образуя формальдегид и муравьиную кислоту, которая в первую очередь действует на зрительные нервы. ПДК паров – 5 мг/м3. Пожароопасность и взрывоопасность. Горение – это химическая реакция окисления, то есть взаимодействие вещества с кислородом, при котором происходит интенсивное выделение тепла в окружающую среду. При определенных концентрациях в воздухе некоторых веществ (мелкодисперсных или газов), реакция горения протекает практически мгновенно с очень большим выделением тепла и энергии. В этом случае эта реакция квалифицируется как взрыв. Взрыв. – это мгновенное сгорание вещества, сопровождающееся выделением тепла и образованием большого количества газа. При определенных условиях нормальное и взрывное горение может перейти в особую форму – детонацию, при которой скорость распространения пламени превышает скорость распространения звука в данной среде и может достигнуть порядка 1000 -5000 м/с. Чаще всего детонация возникает в трубопроводах большой длины при определенном начальном давлении и определенных концентрациях горящего вещества в воздухе. Нижним и верхним концентрационными пределами воспламеняемости (НПВ и ВПВ) называются, соответственно, минимальная и максимальная концентрации горючих газов, паров и взвесей жидкого и твердого вещества в смеси с воздухом, при котором они способны воспламенятся от внешнего источника зажигания с последующим распространением пламени по смеси. Интервал между НПВ и ВПВ называется диапазоном или областью воспламенения. Пределы взрываемости:
1.4 Степень фонтаноопасности скважин в зависимости от их назначения. Скважина – это инженерное сооружение, представляющее собой направленную горную выработку большой протяженности и малого диаметра и обеспечивающую канал связи между пластами и дневной поверхностью. Все скважины, как технико-технологические объекты, могут быть классифицированы следующим образом: - по функциональному назначению; - по пространственной форме горной выработки; - по взаимному расположению стволов; - по расположению на земной поверхности; - по способу бурения - по типу добываемого флюида. Функциональное назначение: опорные (опорно-технологические), структурно- поисковые (параметрические, структурные), разведочные, эксплуатационные (добывающие, нагнетательные), контрольные и наблюдательные ( пьезометрические, оценочные, исследовательские). Для первых трех категорий наиболее существенной причиной возникновения и развития ГНВП, то есть фонтаноопасности, является неполнота информации о разрезе. Для эксплуатационных скважин опасность возникновения ГНВП связана со вскрытием, освоением и обслуживанием в процессе добычи нефти и газа из пластов с АВПД, которая в основном обуславливается нарушением технологических процессов и плохой организацией работ. Контрольные и наблюдательные скважины служат, в широком смысле, для осуществления различного рода исследований в процессе разработки, то есть по своей сути являются активно взаимодействующими с пластами, что повышает их фонтаноопасность в связи с изменяющейся во времени «пластовой обстановкой». Пространственная форма горной выработки. По пространственной форме скважины подразделяются: - вертикальные (отклонение от вертикали до 2°); - наклонные (отклонение от вертикали свыше 2°); - с горизонтальным отводом («горизонтальные»). В наклонных и горизонтальных видах скважин перераспределение давлений при ГНВП происходит медленнее по сравнению с вертикальными. В горизонтальных отводах, кроме того, отсутствует гравитационное всплытие (миграция). Взаимное расположение стволов: одиночные, многозабойные, кустовые. По расположению на земной поверхности: на суше , на море (шельфе). Тип добываемого флюида. По типу добываемого флюида скважины подразделяются на нефтяные и газовые. С позиций фонтаноопасности газовые скважины, несомненно, имеют более высокую степень фонтаноопасности. Это вызвано более тяжелыми условиями обслуживания газодобывающих скважин, основными из которых являются: - высокие давления и дебиты; - повышенная пожаро- и взрывоопасность; - содержание в продукции высокотоксичных летучих веществ; - использование в процессе эксплуатации вредных и ядовитых веществ. В связи с этим, они отличаются: - по техническому обеспечению (оборудование устья, ПВО, средства первичной переработки продукции; - технологией добычи продукции (оборудование забоев скважин, способы извлечения продукции); - технологией сбора, подготовки и транспортировки продукции; - методами и способами контроля технологического процесса добычи; - организацией и проведением профилактических и ремонтно-предупредительных работ. Практически все технологические операции, связанные с добычей углеводородных газов, являются более фонтаноопасными по сравнению с аналогичными при добыче нефти. Это обусловлено различием свойств добываемой продукции. 1.5.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин и виды газоопасных работ. Под эксплуатационными понимаются скважины, законченные бурением, которые функционируют как гидравлический канал (материальный или информационный) между пластами-коллекторами и земной поверхностью. По своему назначению они подразделяются на добывающие и нагнетательные. В какой то степени к эксплуатационным скважинам можно отнести оценочные, наблюдательные и пьезометрические. Среди добывающих и нагнетательных скважин основную опасность с позиций возникновения открытых фонтанов представляют собой добывающие. Из них особенно опасны скважины, в которых используется фонтанный и компрессорный (эйрлифт и газлифт) способы извлечения углеводородного флюида. Режимы работы таких скважин используют естественную энергию пласта, однако при этом дебит является полностью контролируемой величиной и может регулироваться в штатном режиме в пределах от некоторой технологически обоснованной величины (дебет, максимально разрешенный технологией разработки) до нуля ( полная остановка скважины). Аварийной ситуацией ( открытым фонтанированием при эксплуатации скважин является возникновение неуправляемого истечения пластового из скважины под действием пластовой энергии в результате отсутствия, разрушения или негерметичности запорного оборудования. Основными причинами потери управляемости скважин при добыче нефти и газа являются: - внезапный выход из строя элементов фонтанной арматуры; - нарушение требований безопасного проведения работ на устье скважины по замене элементов фонтанной арматуры или их ремонту; - нарушение требований безопасного проведения работ по исследованию скважин; - нарушение требований безопасного проведения работ по интенсификации притока. При этом наиболее фонтаноопасными операциями при обслуживании скважин являются: - смена фонтанной арматуры под давлением; - замена коренных задвижек; - исследование скважин (снятие КВД, индикаторных кривых и т.п.); - ввод ингибитора против гидратообразования (метанол); - обработка призабойной зоны скважины ( установка ванн, термообработка и др. Особо следует отметить опасность работы с токсичными ингибиторами, одним из которых является ингибитор против гидратообразования метанол, который сам по себе является источником пожаро - и взрывоопасности. В общем случае следует учитывать, что обслуживание скважин при фонтанном и компрессорном способах эксплуатации осуществляется в условиях высокого давления на устье скважины, взрывоопасности при пропусках, выделении из продукции опасных для здоровья веществ, а также применение вредных и ядовитых реагентов. Особую опасность возникновения неуправляемого фонтанирования создают неисправности технических средств. Например, при выходе из строя колонной головки или бокового отвода трубной головки (скважина газовая) возникает прямая угроза возникновения открытого фонтана, потому что при этом исчезает механическая преграда, герметизирующая внутрискважинное пространство, и газ может свободно фонтанировать в атмосферу. В нефтяных скважинах повышенная угроза потери управляемости возникает при фонтанировании в режиме растворенного газа и при наличии газовой шапки, что обуславливается поступлением (или выделением) в ствол скважины газа. Это резко меняет гидродинамическую обстановку и перераспределение давлений и создает угрозу открытого фонтанирования. Газоопасные работы. К газоопасным работам относятся работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом, разгерметизацией технологического оборудования, коммуникаций, в том числе работы внутри емкостей, при проведении которых имеется или не исключена возможность выделения в рабочую зону взрыво – и пожароопасных или вредных паров, газов или других веществ, способных вызвать взрыв, загорание, оказать вредное воздействие на организм человека, а также работы при недостаточном содержании кислорода (ниже 20%об.). Перечень конкретных газоопасных работ разрабатывается на предприятии по каждому производству и обновляется (пересматривается с внесением дополнений и изменений) по истечении некоторого времени. На проведение газоопасных работ оформляется наряд допуск, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному ведению работ. Газоопасные работы, связанные с предупреждением развития аварийных ситуаций и необходимости локализации аварий, проводятся в соответствии с планами ликвидации аварии. Газоопасные работы, выполняемые по наряду – допуску, как правило, должны проводится в дневное время. К выполнению газоопасных работ допускаются лица не моложе 18 лет; - прошедшие медицинское освидетельствование в установленном порядке и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ; - обученные безопасным методам и приемам работы; - обученные применению средств индивидуальной защиты; - знающие правила и приемы оказания первой медицинской помощи пострадавшим; - прошедшие проверку знаний в установленном порядке, с выдачей соответствующего удостоверения. Газоопасные работы, проводимые по наряду-допуску, выполняются работниками военизированных частей, сторонними организациями и эксплуатационным персоналом. Ответственность за организацию мероприятий по обеспечению безопасного проведения газоопасных работ несет главный инженер предприятия. Ответственным руководителем газоопасных работ назначается инженерно-технический работник производства, соответствующий по должности (но не ниже) начальнику смены. Ответственным исполнителем газоопасной работы должен быть работник военизированной части (помощник командира взвода, командир взвода), инженерно-технический работник предприятия или инженерно-технический работник стороннего предприятия, допущенный к проведению газоопасных работ, в соответствии с вышеупомянутыми требованиями, в ведении которого находятся исполнители газоопасных работ. 1.6. Ремонт скважин и операции, создающие угрозу флюидопроявлений. Ремонтные работы (текущий и капитальный ремонт) на нефтяных и газовых скважинах относится к одним из наиболее опасных с позиций возникновения ГНВП и открытого фонтанирования в связи с технологически необходимыми действиями, нарушающими безопасное превышение давления в скважине на флюидосодержащие пласты. При ремонте скважин их подразделяют на две категории: - с пластовым давлением выше гидростатического или условиями, сохраняющими возможность возникновения ГНВП при пластовых давлениях ниже гидростатического; - с горно-геологическими условиями, исключающими самопроизвольное поступление пластового флюида к устью скважины. В скважинах первого типа обязательно требуется произвести глушение перед началом ремонтных работ. В скважинах второго типа не требуется предварительного их глушения, однако, перечень таких объектов ( месторождения или их участки) согласовывается с органами Госгортехнадзора РФ. Технология ведения ремонтных работ на скважинах первого типа включает в себя три основных этапа: - предварительный этап подготовки скважины к ремонту; - собственно проведение ремонтных работ; - заключительный этап перевода скважины из ремонта в эксплуатацию. Предварительный этап включает в себя следующие фонтаноопасные работы и операции: - глушение (фактор фонтаноопасности – неправильный выбор плотности жидкости глушения, режимов проведения операции и др.) - демонтаж фонтанной арматуры (фактор фонтаноопасности – разгерметизация скважины); - монтаж ПВО (фактор фонтаноопасности- работы проводятся с открытым устьем); - опрессовку ПВО на максимально ожидаемое давление (фактор фонтаноопасности – возможность поглощения); - снятие устьевой подвески НКТ ( фактор – работа с открытым устьем); - при необходимости срыв пакера ( фактор – гидродинамические колебания давления в стволе скважины); Этап проведения ремонтных работ ( в зависимости от их характера) включает в себя следующие основные фонтаноопасные работы и операции: - извлечение подземного оборудования (основные факторы – падение уровня бурового раствора в скважине, снижение гидродинамической составляющей давления в скважине); - спуск подземного оборудования (основной фактор – возможность поглощения ); - обуривание забойного оборудования ( основные факторы- поступление флюида при промывке, колебания гидродинамического давления в скважине при промывке); - прострелочно- взрывные работы ( основной фактор- колебания гидродинамического давления); - гидроразрыв пластов ( фактор – возможность катастрофического поглощения); - кислотные и другие обработки ( фактор- снижение давление столба жидкости вследствие закачки в скважину объема жидкости с пониженной плотностью); - установка и разбуривание цементных мостов ( фактор- возможность поглощения); Заключительный этап ремонтных работ включает в себя следующие основные фонтаноопасные работы и операции: - демонтаж ПВО ( фактор – работа с открытым устьем); - монтаж фонтанной арматуры ( фактор работа с открытым устьем); - опрессовка фонтанной арматуры и обвязки устья на максимально ожидаемое давление (фактор – возможность поглощения); - вызов притока и опробование скважины ( фактор – технология проведения работ). При проведении всех перечисленных работ, представляющих повышенную угрозу возникновения ГНВП и переход в открытое фонтанирование, основными причинами потери управляемости скважины являются снижение давления на флюидосодержащие пласты ниже пластового ( недолив при подъеме, неправильный выбор плотности глушения, повышенные скорости подъема скважинных приборов и оборудования). 2. Физические основы и причины возникновения ГНВП, выбросов и открытых фонтанов. 2.1. Возникновение и развитие ГНВП, условия их перехода в открытые фонтаны. При возникновении ГНВП происходит нарушение равновесного состояния между флюидосодержащим пластом и скважиной. Это означает, что в интервале их контакта возникли условия, при которых происходит поступление флюида из пласта в скважину. Поступление флюида может происходить: - при возникновении разности давлений (перепада давления) в пласте и в скважине (интервале залегания этого пласта); - в результате механического извлечения флюида из породы (разрушение порового пространства пласта); - в результате массобмена между скважиной и пластом. Снижение давления в скважине до величин меньше пластового может происходить: - по причине несовершенства технологических процессов; - вследствие неполноты и недостоверности информации о характеристиках флюидосодержащих пластов; - из-за нарушения правил и приемов безопасного ведения работ. Под несовершенством технологических процессов, с позиции возникновения ГНВП, понимаются такие особенности проведения отдельных технологических процессов и операций, предусмотренных строительством скважины, которые приводят к неизбежным колебаниям давления в скважине и не могут быть полностью исключены при их реализации. Характерными примерами тому могут служить спуско - подъемные операции или операции по установке различных жидкостных ванн. Подобное несовершенство можно отметить и для других технологических процессов строительства и ремонта скважин.: - углубление скважин – неизбежное поступление пластового флюида с выбуренной породой при разбуривании продуктивных пластов (результат – снижение плотности бурового раствора); - испытание скважин в процессе бурения или освоение скважины – искусственное снижения давления в скважине, предусмотренное технологией проведения процесса; - цементирование скважины - использование цементных растворов повышенной ( по сравнению с буровым раствором) плотностью, что может привести, например, к поглощению цементного раствора с последующим проявлением; - простой скважины без промывки – снижение плотности бурового раствора вследствие поступления флюида из пласта (как правило, газообразного) или изменение (снижение) гидростатического давления бурового раствора, находящегося в неподвижном состоянии; - глушение скважин перед проведением ремонтных работ – использование утяжеленных жидкостей, которое может привести к возникновению поглощения с последующим проявлением; - проведение ремонтных работ на устье скважины – преднамеренное устранение ПВО и запорных устройств для их замены или ремонта, что увеличивает опасность получения неуправляемого проявления пластового флюида вплоть до открытого фонтанирования. Неполнота и недостоверность информации о характеристиках флюидосодержащих пластов обуславливается объективными причинами, среди которых являются: - труднодоступность объектов исследования (флюидосодержащих пластов); - отсутствие надежных методов исследования и средств измерения физико-химических характеристик флюидосодержащих пластов в естественных условиях; - изменение характеристик флюидосодержащих пластов во времени (особенно на интенсивно разрабатываемых площадях). Приемы безопасного ведения работ регламентируют действия исполнителей, применение технических средств, используемых для проведения технологических операций, и средств контроля, а также реализацию мер предупредительного и профилактического характера, с целью обеспечения выполнения правил безопасного ведения работ. Приемы безопасного ведения работ базируются на знании механизмов возникновения и развития аварийных ситуаций и опыте работ с учетом конкретных геолого- технических условий бурения или эксплуатации скважин. Нарушение правил и приемов безопасного ведения работ с позиций возникновения ГНВП приводит к нарушению баланса между технологическими воздействиями и действием природных факторов, в результате чего создаются условия возникновения аварийной ситуации. Поступление пластового флюида в скважину может быть охарактеризовано двояко: - как осложнение, то есть нарушение непрерывности технологического процесса сооружения скважины при соблюдении технического процесса и правил безаварийного ведения буровых работ, вызванное горно- геологическими условиями проходимых пород; - как авария, то есть нарушение непрерывности технологического процесса сооружения скважины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных техническим проектом. ГНВП, квалифицируемое на ранней стадии его возникновения как осложнение, со временем может перейти в выброс и далее развиться в открытый фонтан, если не будут предприняты своевременные целенаправленные и квалифицированные действия по предотвращению этого развития. Переход ГНВП из стадии осложнения в аварию происходит поэтапно. Каждый из этапов характеризуется интенсивностью поступления флюида в ствол скважины и внешними признаками поведения скважины: - поступление незначительных количеств пластового флюида в ствол скважины, приводящее к снижению плотности бурового раствора (или высоты столба бурового раствора) в стволе скважины (разгазирование) и создающее отрицательный перепад давления на флюидосодержащие пласты. - неуправляемое (неконтролируемое) поступление пластового флюида, создающее угрозу выброса, то есть ГНВП. - интенсивное увеличение расхода бурового раствора из скважины, способное разрушить систему устьевой обвязки скважины, то есть выброс; - вытеснение бурового раствора пластовым флюидом и его неуправляемое поступление на дневную поверхность, то есть открытое фонтанирование. ГНВП – поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при строительстве и ремонте, создающее опасность выброса бурового раствора (промывочной жидкости) и открытого фонтанирования. Распределение количества ОФ, происшедших при бурении в зависимости от проводимых в скважине операций.
2.2 Причины возникновения и характеристики открытых фонтанов. Под открытым фонтаном понимается неуправляемое (неконтролируемое) истечение пластовых флюидов на дневную поверхность через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, разрушения, негерметичности запорного оборудования, в том числе, элементов его управления, ошибочных (неквалифицированных) действий исполнителей работ или через каналы, образовавшиеся непосредственно в земной толще вследствие грифонообразования. Основными причинами возникновения открытых фонтанов, как результата развития ГНВП, являются: - несоответствие конструкции скважин и противовыбросового оборудования геологическим условиям проводки; - плохой контроль за состоянием и неправильная эксплуатация ПВО; - отсутствие специальных технических средств и устройств, используемых для герметизации устья скважины; - плохое исполнение и несвоевременная реализация действий по ликвидации ГНВП; - нарушение целостности элементов конструкции скважины, изолирующих ствол от пород, составляющих разрез скважины; -низкое качество цементирования обсадных колонн. Классификация открытых фонтанов. По составу выбрасываемого флюида (газовые, нефтяные , водяные). Если фонтан представляет смесь флюидов, то он классифицируется по компонентному составу: газонефтяной, газоконденсатный, водонефтяной и т.д. По дебетам
Состояние устья скважины: - фонтан с доступным (сохранившемся) устьем; - фонтан с недоступным устьем ( кратером на устье); Состояние ствола скважины: - целостность обсадных колонн; - величина предельно допустимых нагрузок (давление) под «башмаком» последней обсадной колонны; - величина предельно допустимых нагрузок (давление) в открытом стволе скважины над проявляющим пластом. По характеру действия струи: непрерывные и пульсирующие. По состоянию струи: горящие и негорящие фонтаны. По конфигурации струи: компактные, распыленные и комбинированные. По содержанию примесей в струе: фонтаны содержащие опасные и токсичные вещества и не содержащие таковых. По степени сложности работ при ликвидации ОФ: неосложненные, осложненные и особо сложные. К неосложненым относятся все категории фонтанов, у которых имеется база для ликвидации фонтана – неповрежденная обсадная колонна и доступное устье. К осложненным относятся фонтаны с негерметичной обсадной колонной и доступным устьем. К особо сложным относятся фонтаны с недоступным устьем. Одиночные и групповые. 2.3. Причины изменения давления на пласты. Возникновение в процессе строительства и капитального ремонта скважины отрицательных перепадов давления на флюидосодержащие пласты , то есть ситуации, при которой Рскв – Рпл < 0 ( репрессия), является главной причиной поступления пластового флюида в ствол скважины. Гидростатическое давление столба бурового раствора: Ргс = ρ · g · H · 10-6 (МПа) Гидростатическое давление столба бурового раствора не зависит от конфигурации скважины и формы ее ствола, а является функцией только плотности бурового раствора и высоты его столба в скважине. Гидростатическое давление для оценки возможности проявления пласта (сравнение с пластовым) необходимо рассчитывать по кровле пласта. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении бурового раствора по затрубному пространству скважины. Считается, что при установившейся циркуляции в скважине давление, которое показывает манометр на стояке насосов, является суммарными потерями давления при движении бурового раствора в трубах и затрубном пространстве. Гидравлические потери в затрубном пространстве определяются как разность между показаниями манометра на стояке и гидравлическими потерями в трубах. Гидравлические потери в трубах определяются по формуле. Обычно гидравлические сопротивления в затрубном пространстве составляют 1/5 от общих гидравлических потерь. Гидродинамическое давление, возникающее при движении колонн труб (бурильных и обсадных) или иных средств, по стволу скважины. При движении колонны труб в скважине происходит перемещение (переток) жидкости из кольцевого пространства в ствол скважины, имеющей круглое сечение (при движении колонны труб вверх) и наоборот, из ствола скважины в кольцевое пространство (при движении колонны труб вниз). В обоих случаях в зоне перетока жидкостей (нижний торец колонны труб) возникает гидродинамическое давление: - отрицательное, то есть уменьшающее гидростатическое давление в этой зоне, при движении колонны труб вверх; - положительное, то есть увеличение гидростатического давления в этой зоне, при движении колонны труб вниз. Отметим, что гидродинамические давления прямо пропорционально зависят от вязкости и структурно-механических свойств бурового раствора и скорости движения колонны труб. 4. Потери давления из-за поршневания при движении колонн труб. Эффект поршневания связан с затруднением перетока бурового раствора из кольцевого пространства под долото вследствие уменьшения проходного сечения кольцевого пространства, причиной которого может быть зашламление ствола скважины или сальникообразование. Уменьшение действия поршневания при перемещении колонны труб достигается за счет повышения качества очистки ствола скважины от выбуренной породы и регулированием свойств бурового раствора. 5. Потери давления вследствие «зависания» бурового раствора на бурильных и обсадных трубах, а также на стенках скважины при простоях. Буровой раствор представляет собой жидкость, имеющую определенные структурно-механические свойства. Это означает, что буровой раствор в скважине может образовывать механическую структуру в совокупности со стенками скважины или обсадной колонны. Эта структура способна воспринимать на себя часть гидростатического давления столба бурового раствора, если по какой то причине (контракция, отфильтровывание воды, уход раствора в пласт)происходит уменьшение объема бурового раствора в каком либо интервале затрубного пространства скважины. Для уменьшения этого эффекта рекомендуется: сокращение времени пребывания скважины без циркуляции; снижение показателей статического напряжения сдвига бурового раствора СНС1 и СНС10. 6. Снижение давления на стенки скважины в результате поглощения бурового раствора. Поглощением в бурении следует считать непредусмотренное технологией строительства скважины переток бурового раствора из скважины в пласт в объеме, превышающем естественную убыль объема бурового раствора в результате фильтрации или иных физико-химических процессов. Поглощение буровых растворов пластами происходит при возникновении определенных условий: наличие по разрезу пластов с достаточно высокой проницаемостью; превышение давления в скважине выше пластового в зоне залегания проницаемых пород. Проницаемость пород может быть либо естественного происхождения , либо создана искусственно (гидроразрыв). 2.4. Основные закономерности изменения давления в затрубном и трубном пространстве при поступлении и движении флюида по стволу скважины. Как гидравлический объект, скважина со спущенной в нее колонной бурильных труб представляет собой два сообщающихся сосуда, имеющих сложную геометрическую форму. Один из сосудов – внутреннее пространство бурильной колонны (трубное пространство), другой кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенкой скважины или обсадной колонной (затрубное пространство). При поступлении в ствол скважины газовой пачки в размере, характеризующем ситуацию как ГНВП необходимо загерметизировать устье скважины. После герметизации устья скважины в результате роста давления происходит выравнивание давлений в скважине (в интервале проявления) и в проявляющем пласте. Как следствие приток флюида в ствол скважины прекращается (через 5- 10 минут). В этот момент времени считается, что в системе скважина – пласт наступает неустойчивое равновесие, характеризующееся равенством давлений в скважине (в данном случае на забое) и в проявляющем пласте. Газ, находящийся в стволе скважины, со временем начинает перемещаться вверх по стволу. Это явление называется миграцией газа. Процесс миграции обусловлен разностью плотностей бурового раствора, заполняющего затрубное пространство скважины и флюида (газа), поступившего в скважину. В практических расчетах скорость миграции газа принимается 300 м/ч. Фактическую скорость миграции газа можно определить по изменению избыточных давлений на устье скважины за промежуток времени. При всплытии жидких флюидов избыточные давления на устье скважины не изменяются. При всплытии газовой пачки в загерметизированной скважине наблюдается следующая картина: - объем газовой пачки в процессе миграции не изменяется. - давление в газовой пачке не изменяется, поскольку нет изменения ее объема, и остается равным пластовому. - скорость миграции постоянна в течение всего процесса всплытия. - давления на забое по мере продвижения газовой пачки от забоя к устью увеличивается от пластового до приблизительно 2х пластовых. - избыточное давление в затрубном пространстве увеличивается в процессе миграции и имеет максимальное значение при достижении головы газовой пачки устья скважины (равно пластовому). - избыточное давление в трубах увеличивается в процессе миграции и имеет максимальное значение при достижении головы газовой пачки устья скважины (Риз.т= Рпл - ρ · g · Hф · 10-6 (МПа)). - избыточные давления в трубах и затрубном пространстве увеличиваются одинаково, то есть величина прироста давления за один и тот же промежуток времени в трубах и затрубном пространстве одна и таже. - давление в скважине ниже «хвоста» газовой пачки в трубах и затрубном пространстве одинаково (по свойствам сообщающихся сосудов). В открытой скважине отсутствуют избыточные давления на устье и нет ограничения для расширения газа, поступившего в скважину. Это при водит к тому, что в интервале проявляющего пласта не может установиться равновесие и прекратится приток флюида из пласта. Газ поступая в скважину выталкивает часть раствора, занимая определенное пространство. При этом занимаемый им объем по мере продвижения газа вверх по стволу скважины увеличивается, по сравнению с первоначально поступившим из пласта, за счет расширения газа. Таким образом, уменьшение объема бурового раствора в скважине происходит по двум причинам: поступление новых порций флюида и расширение газа. Уменьшение объема бурового раствора приводит к снижению гидростатического давления на проявляющий пласт. Это, в свою очередь, вызывает более интенсивное поступление газа из пласта. Плотность флюида и его объем поступления влияют на величину избыточного давления в затрубном пространстве: - при одинаковом объеме поступления флюида, чем больше его плотность, тем меньше избыточное давление. - при одинаковой плотности флюида, чем больше объем его поступления, тем больше величина избыточного давления. 2.5. Классификация геологических причин возникновения и развития ГНВП. В качестве геологических причин возникновения ГНВП следует считать отсутствие, недостаточность или недостоверность информации о флюидосодержащих пластах и пластах склонных к поглощениям и гидроразрывам в составе: - реперы флюидосодержащих пластов; - реперы интервалов (зон) искусственного АВПД; - реперы пластов, склонных к поглощениям или гидроразрыву («слабых» пластов); - пластовое давление; - давление начала поглощения; - давление гидроразрыва; - наличие тектонических нарушений по разрезу скважины; - трещеноватость пород; - пористость пород; - проницаемость пород; - состав пластового флюида; - физико-химические характеристики флюида (плотность, вязкость, газовый фактор; минерализация, присутствие агрессивных компонентов). 2.6. Классификация технологических причин возникновения и развития ГНВП. Технологическими причинами возникновения ГНВП принято считать несоответствие инженерно-технологических решений данным геолого-техническим условиям бурения, в результате реализации которых сформировались условия поступления пластового флюида в скважину. При классификации причин возникновения ГНВП как «технологические причины» важно, чтобы было установлено, что ГНВП произошло в результате нарушения технологии проведения того или иного процесса (методы, способы, техническое обеспечение, режимно-технологические параметры). Причем нарушенные или невыполненные параметры были доведены до исполнителя в качестве инструктивных, регламентирующих или директивных указаний и выполнены им в полной мере. В качестве наиболее характерных примеров технологических причин возникновения ГНВП можно привести следующие: - вскрытие напорных горизонтов на буровом растворе с плотностью, не соответствующей проекту. При этом проектные данные известны исполнителю и не было указаний по их корректировке. - отклонение от проектной конструкции скважины, то есть недопуск обсадной колонны до проектной глубины, из-за недостаточной подготовки ствола скважины перед спуском. - перетоки в гидравлическом канале ствола скважины («сифон») из-за разности плотностей жидкостей в трубах и затрубном пространстве, которые произошли из-за невыполнения требований инструкции и регламента по очистке ствола скважины от выбуренной породы перед остановкой циркуляции. - снижение плотности бурового раствора из-за излишнего поступления пластового флюида с выбуренной породой при бурении скважин в трещиновото-кавернозных отложениях. При этом не выполнены требования технологии о проведении мероприятий по дегазации бурового раствора. - снижение гидростатического давления столба бурового раствора из-за падения его уровня в скважине в результате поглощения. Поглощение произошло, потому что поглощающий горизонт разбуривали на завышенной плотности бурового раствора по сравнению с указанной в проекте. - снижение плотности бурового раствора после проведения его химической обработки. При этом был неправильно указан регламент проведения обработки (ввод реагентов по циклу циркуляции). - снижение плотности бурового раствора в результате длительной остановки скважин, которая была предусмотрена технологическим регламентом. - снижение плотности бурового раствора при производстве аварийных или ремонтных работ, связанных с установкой жидкостных ванн (плотность жидкости ниже плотности бурового раствора), без компенсации противодавления на пласты. - отсутствие в компоновке бурильной колонны при вскрытии газовых пластов КШЦ или обратных клапанов. При этом производство работ было разрешено в установленном порядке. - отсутствие станции геолого- технической информации (ГТИ) при вскрытии пластов с высоким содержанием сероводорода и (или) АВПД. При этом производство работ было разрешено в установленном порядке. - использование бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью (плотность жидкости глушения была рассчитана неправильно). - некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтенасыщенные напорные горизонты, которое произошло из-за неправильно выбранной технологии крепления или неверно определенных режимно-технологических параметров (компонентный состав тампонажной смеси, объем смеси, срок ожидания затвердевания цемента). - наличие эффекта поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником. При этом не были выполнены мероприятия по предотвращению сальникообразования, очистки скважины перед подъемом. - проведение подъема бурильного инструмента с завышенной скоростью. При этом скорость подъема находилась в пределах, указанных в технологическом регламенте. - снижение гидростатического давления столба бурового раствора из-за падения его уровня в скважине из-за неверного расчета объема или периодичности долива бурового раствора в скважину при проведении технологических операций, связанных с извлечением инструмента, находящегося в скважине. 2.6. Классификация технических и организационных причин возникновения и развития ГНВП. Техническими причинами возникновения ГНВП принято считать выход из строя или потерю работоспособности технических средств или контрольно-измерительной аппаратуры, что в результате привело к формированию условия поступления пластового флюида в скважину. При этом выход из строя или потеря работоспособности технических средств или контрольно-измерительной аппаратуры могут быть классифицированы в качестве причины возникновения ГНВП только в том случае, если они произошли в интервале межремонтного периода, или гарантийного срока эксплуатации. Причем график проведения плановых и профилактических проверок исполнялся в указанные сроки. При проверках работоспособность и надежность технических средств и контрольно-измерительной аппаратуры соответствовали техническим условиям эксплуатации. В качестве наиболее характерных примеров технических причин возникновения ГНВП и открытых фонтанов можно привести следующие: - выход из строя дегазатора бурового раствора при бурении интервалов, содержащих газонасыщенные пласты. - выход из строя или потеря работоспособности во время бурения элементов циркуляционной системы, выполняющих функции очистки бурового раствора от выбуренной породы (вибросита, гидроциклоны, пескоотделители, илоотделители). - выход из строя датчика уровня в доливной емкости системы долива бурового раствора во время проведения операций по извлечению бурильной колонны или иного инструмента из скважины. - выход из строя системы гидравлического управления превенторами. - разрушение герметизирующих элементов превенторов. - выход из строя КШЦ или обратного клапана. - разрушение обратного клапана бурильной или обсадной колонн во время спуска в скважину. - нарушение герметичности обсадной колонны из-за ее износа - нарушение герметичности бурильной колонны из-за неправильной сборки или вследствие брака соединительных элементов. - разрушение или несрабатывание пакера при проведении процесса испытания. - разрыв бурового шланга при проведении процесса ликвидации ГНВП. - слом бурильной колонны в процессе проведения расхаживания при ликвидации прихвата. - выход из строя или потеря работоспособности манометров на блоках дросселирования или глушения при проведении операций по глушению скважин. - выход из строя или потеря работоспособности станции геолого-технической информации (ГТИ) при вскрытии пластов с высоким содержанием сероводорода и (или) АВПД. - выход из строя или потеря работоспособности расходомеров на входе и выходе из скважины в процессе бурения интервалов, содержащих газонасыщенные пласты. - авария с комплектом испытательных инструментов в процессе испытания пластов в открытом стволе скважины. -выход из строя насосов в момент проведения операций по глушению скважины. Организационными причинами возникновения ГНВП принято считать нарушения трудовой и технологической дисциплины, халатность, некомпетентность, неквалифицированные действия исполнителей и иные проявления «человеческого фактора», а также низкую организацию труда при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин, которые в конечном итоге приводят к формированию условия поступления пластового флюида в скважину. В качестве наиболее характерных примеров организационных причин возникновения ГНВП и открытых фонтанов можно привести следующие: - несвоевременное фиксирование косвенных признаков и непринятие мер по предупреждению возможного ГНВП. - неправильно проведенная химическая обработка бурового раствора (одномоментное введение в буровой раствор жидких химических реагентов). - превышение заданной скорости подъема колонны бурильных труб при наличии в открытом стволе скважины газонасыщенного пласта. - неравномерное распределение плотности бурового раствора по циклу циркуляции (наличие облегченных пачек, различающихся по плотности более чем на 0,05 г/см3). - отсутствие шарового крана в компоновке бурильной колонны при вскрытии газового пласта с коэффициентом аномальности 1,5. - занижение продолжительности промывки скважины перед подъемом бурильного инструмента для смены долота. - длительный простой скважины без промывки при вскрытом продуктивном горизонте. - игнорирование появления прямых признаков возникновения ГНВП (движение бурового раствора по желобной системе при неработающих насосах). - продолжение работ по подъему колонны бурильных труб при зафиксированном выходе из строя уровнемера в доливной емкости. - допуск к работам по вскрытию продуктивного газового горизонта без проверки состояния противовыбросового оборудования. - допуск к работам по вскрытию продуктивного газового горизонта без проверки знаний рабочих бригады и инженерно-технических работников в области предупреждения, обнаружения и ликвидации ГНВП. - отсутствие контроля по проведению профилактических мероприятий по предупреждению ГНВП и других осложнений и аварий. - проведение работ по вскрытию продуктивного газового горизонта без запаса бурового раствора необходимого количества и качества. - комплектование буровых вахт работниками, не имеющими соответствующий допуск на производство работ по бурению, ремонту или эксплуатации скважин. - повреждение обсадной колонны в результате превышения указанной в технологическом регламенте скорости спуска. - превышение указанной подачи тампонажного раствора при цементировании. - уменьшение указанного срока ожидания затвердевания цемента. - разработка технологических планов проведения работ по ликвидации аварий в скважине инженерно-техническими работниками, не имеющими достаточной квалификации и опыта планирования и проведения подобных работ. - отсутствие станции геолого-технологической информации при вскрытии продуктивного горизонта или бурении разведочных скважин. - неиспользование или игнорирование данных ГТК и геофизических исследований. - игнорирование признаков изменения геологической обстановки в скважине (анализ шлама, изменение скорости проходки, нагрузки на долото и т.д.). - неправильные действия персонала буровой вахты при появлении прямых признаков ГНВП или иных осложнений при бурении. - невыполнение регламентов и инструкций по проверке технологического и противовыбросового оборудования или их элементов. - несвоевременная замена элементов ПВО в процессе его эксплуатации. - несоблюдение графика работы буровых вахт или отдельных работников буровой бригады (длительный период работы без отдыха, работа только в ночную смену и т. п.). - не обученность членов буровой вахты первоочередным действиям во время ГНВП, - отсутствие инструктивно определенной информации на буровой (объем и периодичность долива, скорости спуска бурильной и обсадной колонн, допустимых объемов притока и т.д.). - отсутствие проведения регулярных учебно-тренировочных занятий по усвоению действий при ГНВП с членами каждой вахты ( в том числе с привлечением работников военизированных частей). -отсутствие или недостаточность контроля за параметрами бурового раствора. - невыполнение или несвоевременное исполнение предписаний работников контролирующих и инспекционных служб по устранению недостатков и нарушений по технологии ведения работ при бурении, ремонте или эксплуатации скважин. 3. |