реферат ГНВП. Конспект лекций по курсу Контроль скважины. Управление скважиной при гнвп

• Название: Конспект лекций по курсу Контроль скважины. Управление скважиной при гнвп
• Анкор: реферат ГНВП
• Дата: 05.10.2022
• Размер: 455 Kb.
• Имя файла: реферат ГНВП.doc
• Тип: Конспект; #715164
• страница: 3 из 5

4. Предупреждение, обнаружение и ликвидация ГНВП.

1. 
   Определение и основные понятия о ГНВП.
   

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве и ремонте, создающее опасность выброса бурового раствора (промывочной жидкости) и открытого фонтанирования.

Область предупреждения ГНВП – накопление в стволе скважины объема пластового флюида в пределах от некоторого минимального объема V_min , определяемого возможностями средств контроля, до допустимого значения [V].

Область ликвидации ГНВП – поступление пластового флюида в ствол скважины в объеме, превышающем допустимое значение [V] и до некоторого предельного значения V_пред .

Допустимый объем [V] – объем притока пластового флюида в ствол скважины, который определяется из условий обеспечения контролируемости скважины и реализации мероприятий по ликвидации ГНВП без осложнений.

Допустимый объем флюида определяется первоначально в техническом проекте на строительство скважины, а затем корректируется инженерной службой предприятия при планировании конкретных работ. При этом величина [V] должна быть не более: 0,5 м³ – при подъеме труб; 1,0 м³ – при бурении и прочих операциях.

Предупреждение ГНВП –предотвращение или ограничение притока пластового флюида в объеме, не превышающим допустимого значения [V], и его удаления из скважины при выполнении любых работ при ее строительстве и ремонте.

Предельный объем V_пред - предельно допустимый объем притока пластового флюида в забойных условиях, при котором ни одно из «опасных сечений» в скважине не будет испытывать перегрузок, превышающих максимально допустимые значения, при его удалении из скважины стандартными методами управления скважиной.

В качестве «опасных сечений», согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», в скважине следует принимать:

- устье скважины;

- стык секций обсадных колонн;

- цементное кольцо башмака обсадной колонны;

- подошву интервала не обсаженного участка ствола скважины с минимальным градиентом гидроразрыва (при наличии пластов с одинаковыми градиентами – выбирается вышележащий пласт).

2. 
   Комплекс оперативных технологических мероприятий по предупреждению ГНВП при строительстве и капитальном ремонте скважин.
   

В основе предупреждения ГНВП при бурении и капитальном ремонте скважин лежат оперативные технологические мероприятия, направленные на обеспечение нормальных условий в системе «скважина-пласт», то есть устойчивого равновесия в системе «скважина-пласт», при котором в статическом и динамическом состояниях скважины отсутствуют условия для неуправляемого поступления флюида из пласта или поглощения бурового раствора в любом сечении скважины.

Комплекс оперативных мероприятий по предупреждению ГНВП направлен на выполнение технологических, технических и организационных требований, обеспечивающих контроль состояния скважины.

Контроль состояния скважины с позиций недопущения ГНВП должен включать три стадии (уровня) защиты:

- первый уровень защиты – предотвращение притока пластового флюида в ствол скважины за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.

- второй уровень защиты – предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.

- третий уровень защиты ( защита от открытого выброса) – ликвидация ГНВП стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

Обеспечение первой и второй линий защиты в процессе выполнения основных технологических операций предусматривает оперативный контроль состояния скважины, который проводится с целью своевременного обнаружения разладки технологического процесса и корректировки режимно-технологических параметров, не допуская при этом снижения забойного давления в скважине ниже пластового.

Основанием для проведения оперативных технологических мероприятий являются решения инженерно-технологической службы предприятия по корректировке и изменению режимно-технологических параметров. Контроль за качеством реализации выбранных мероприятий предусматривается с целью оценки их эффективности и исключения неправильных действий ИТР при проведении технологических операций.

В ходе выполнения оперативных технологических мероприятий должны строго соблюдаться требования нормативных технических документов и установленный порядок проведения штатных технологических операций в соответствии с утвержденными регламентами.

3. 
   Признаки ГНВП.
   

Поступление пластовых флюидов в ствол скважины определенным образом отражается на гидравлических циркулирующего потока и свойствах бурового раствора, выходящего из скважины. Возникающие при этом на поверхности сигналы различают на прямые и косвенные признаки ГНВП, так как они обладают различной значимостью и информативностью.

Признаки, которые однозначно указывают на поступление пластового флюида в ствол скважины, называют прямыми признаками.

Признаки, которые предупреждают о возможности возникновения ГНВП, так как они могут возникать не только в результате поступления пластового флюида, но и по другим причинам, называют косвенными.

Прямые признаки:

1. 
   повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при постоянной подаче буровых насосов.
   
2. 
   увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости.
   
3. 
   повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности.
   
4. 
   уменьшение против расчетного объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство при подъеме бурильного инструмента.
   
5. 
   увеличение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильного инструмента.
   
6. 
   перелив скважины при остановленных насосах.
   

Косвенные признаки:

1. 
   увеличение механической скорости проходки.
   
2. 
   изменение давление на буровых насосах.
   
3. 
   увеличение крутящего момента на роторе.
   
4. 
   изменение параметров бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача, СНС, рН, состав фильтрата, температура выходящего потока).
   
   4. 
      Комплекс мероприятий по организации раннего обнаружения ГНВП. Первоочередные действия персонала при обнаружении ГНВП.
      

Под обнаружением ГНВП на ранней стадии возникновения следует понимать установление факта притока пластового флюида в ствол скважины в объеме, не превышающим допустимого значения.

Косвенные признаки являются основой оперативного контроля по обнаружению притока пластового флюида в интервалах возможного возникновения ГНВП, так как допустимое значение объема притока флюида зависит от наличия или отсутствия косвенных признаков.

Обнаружение ГНВП по прямым признакам без предварительного обнаружения косвенных признаков указывает на плохую организацию оперативного технологического контроля за состоянием скважины.

С целью своевременного обнаружения ГНВП в процессе бурения и ремонта необходимо постоянно контролировать следующие параметры:

- объем (уровень) бурового раствора в приемной емкости;

- газосодержание бурового раствора;

- плотность и другие свойства бурового раствора;

- скорость выходящего потока;

- механическую скорость проходки и давление в нагнетательной линии;

- крутящий момент на роторе;

- фоновое газосодержание легких углеводородов – С1-С4;

- объем доливаемого раствора при подъеме;

- объем вытесняемого бурового раствора при спуске.

Факт обнаружения ГНВП на ранней стадии возникновения может быть четко установлен по следующим сочетаниям признаков:

При бурении, проработке, забойной или промежуточной промывке.

1. 
   появление одного или комплекса косвенных признаков, сочетание которых может быть разным для различных регионов;
   
2. 
   увеличение расхода на выходе из скважины не более чем на 10%;
   
3. 
   увеличение газосодержания бурового раствора на 0,5 % выше ранее установленной фоновой величины;
   
4. 
   накопление избыточного объема в изолированной приемной емкости не более 0,5 м³.
   
5. 
   продолжающееся незатухающее движение бурового раствора в желобной системе после выключения насосов.
   

При подъеме бурильного инструмента такими сочетаниями признаков являются:

1. 
   уменьшение, в пределах до 0,5 м³, объема долитого в скважину раствора по сравнению с тарировочной таблицей после подъема числа свечей, определенного регламентом;
   
2. 
   перелив бурового раствора из скважины;
   
3. 
   увеличение объема бурового раствора в изолированной приемной емкости.
   

При спуске бурильного инструмента такими сочетаниями признаков являются:

1. 
   перелив бурового раствора из скважины между спусками свечей бурильных труб;
   
2. 
   увеличение, в пределах до 1м³, объема вытесненного из скважины бурового раствора в изолированной приемной емкости по сравнению с тарировочной таблицей после спуска числа свечей, определенного регламентом.
   

При простоях без циркуляции:

1. 
   перелив бурового раствора из скважины через 3 минуты после выключения насосов или начале простоя;
   
2. 
   увеличение объема бурового раствора в изолированной приемной емкости при контрольной проверке уровня (через 5-10 минут).
   

Первоочередные действия буровой вахты при ГНВП.

При появлении прямых признаков ГНВП буровая вахта обязана немедленно загерметизировать устье скважины согласно «оперативной части» ПЛВА, зарегистрировать избыточные давления в трубах и затрубном пространстве, доложить эти данные буровому мастеру или начальнику смены РИТС (или ЦИТС). Одновременно оповещается дежурный военизированной части.

Действия буровой вахты по герметизации устья скважины при ГНВП зависят от вида выполняемой технологической операции (бурение, промывка, СПО и др.), но, в целом, выполняются в следующей последовательности:

- останавливается вращение ротора;

- приподнимается инструмент до выхода замка бурильной трубы выше ротора на 0,5 м;

- останавливается циркуляция;

- открывается гидроприводная задвижка на линии дросселирования;

- закрывается ПУГ или верхний плашечный превентор (если в схеме обвязки отсутствует ПУГ, а также при недостаточном весе спущенных труб);

- на блоке дросселирования закрывается задвижка перед регулируемым дросселем;

- устанавливается наблюдение за давлением в бурильных трубах и затрубном пространстве с записью в журнале через каждые 10 минут;

- при росте давления в затрубном пространстве до допустимого значения, установленного техническим проектом, необходимо приступить к управлению скважиной объемным методом;

- при росте давления в трубах до величин, опасных для обвязки буровых насосов, закрывается шаровой кран.
Через 5-10 минут после герметизации скважины необходимо зарегистрировать и записать в рабочую карту по управлению скважиной при ГНВП следующие исходные данные:

- Избыточное давление в бурильной трубах, Риз.т;

- избыточное давление в затрубном пространстве, Риз.к;

- объем притока в приемной емкости, V0;

- плотность бурового раствора до проявления ρн.

4. 
   Ликвидация ГНВП. Стандартные методы: 2-стадийный (бурильщика), ожидания и утяжеления.
   

После герметизации устья скважины, регистрации исходных данных, анализа процессов происходящих в скважине и выбора метода ликвидации ГНВП необходимо произвести следующие предварительные расчеты:

1 Расчет пластового давления:

P_п = P_г.т. + P _из.т = ρн · g · H + P _из.т ( СИ)

P_п = 0,1 · γ · H + P _из.т ( атм.)
2 Расчет плотности бурового раствора для глушения скважины:

ρ_к= Рпл. + ΔР (СИ) ρ_к= 10,2 (Рпл. + ΔР) (атм.)

0,00981 Н Н

Величина ΔР выбирается исходя из «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и составляет:

10% - для скважин глубиной до 1200 м ( интервалов 0 – 1200м);

5% - для интервалов от 1200 до проектной глубины.

3 Выбор подачи буровых насосов для проведения операции по глушению:

Подача буровых насосов при глушении скважины выбирается равной ½ от подачи буровых насосов при бурении.

4 Определение потерь давления при подачи насосов для глушения скважины:

- раствором начальной плотности: Рг.с = Рг.с₀ ·( Qн/Qн₀)²

где : Qн и Рг.с – выбранная подача насосов и полученные гидравлические сопротивления:

Qн₀ и Рг.с₀ – значения подачи насосов и гидравлических сопротивлений при бурении.


Метод «бурильщика» ( 2-х стадийный )
Характерной особенностью метода бурильщика является разделение технологических операции по ликвидации ГНВП на две стадии: стадию вымыва флюида и стадию глушения.

Метод бурильщика позволяет избежать сложных вычислений и использовать реальные данные давлений в скважине в процессе ликвидации ГНВП. Его проведения осуществляется без длительного пребывания скважины без промывки, что исключает всплытие пачки пластового флюида и возможности возникновения прихватов под действием перепада давлений в пластах с малым пластовым давлением.

Недостатком метода является то ,что при его реализации возникают наибольшие давления в обсадной колонне в процессе глушения, что особенно опасно для стыков секций ОК, башмака и т.д.
Вымыв флюида буровым раствором начальной плотности.

В процессе вымыва флюида плотность бурового раствора не изменяется, бурильная колонна и затрубное пространство скважины заполняются буровым раствором начальной плотности. Следовательно, не изменяется гидростатическое давление столба бурового раствора в трубном пространстве, тогда о величине забойного давления можно точно судить по давлению в бурильных трубах.

Необходимое давление в бурильных трубах, обеспечивающее превышение забойного давления над пластовым, устанавливается эмпирическим путем одновременно с восстановлением циркуляции в следующем порядке.

С выходом насоса на режим, обеспечивающий выбранную для глушения подачу, давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы его значение превышало зарегистрированное избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к на величину (0,5 ÷ 1,0 МПа)

Рш = Риз.к + (0,5 ÷ 1,0) МПа
Установившееся при этом давление в бурильных трубах является начальным давлением циркуляции. Зарегистрированное его значение должно быть проверено на соответствие с расчетным значением

Рн = Риз.т + Рг.с + (0,5 ÷ 1,0 )МПа
В процессе вымыва флюида давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное начальное давление циркуляции сохранялось постоянным до полного удаления флюида из скважины.

Флюид считается вымытым, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным Рш = Риз.т + (0,5 ÷ 1,0) МПа, тогда циркуляцию останавливают и вновь закрывают скважину. Признаком окончания стадии вымыва флюида является равенство давлений в трубном и затрубном пространстве: Риз.т = Риз.к.

Если равновесия не наблюдается, то в ствол скважины поступила дополнительная пачка флюида или флюид поступал в течении всего процесса промывки. В этом случае необходимо промыть скважину заново, увеличив давление циркуляции в бурильных трубах.
Закачка в скважину бурового раствора с необходимой для глушения плотностью.
После увеличения плотности бурового раствора в приемных емкостях до необходимого значения циркуляция возобновляется.

При закачке утяжеленного бурового раствора в бурильные трубы гидростатическое давление столба в трубном пространстве постоянно увеличивается, в то время как плотность бурового раствора в затрубном пространстве постоянна, что обуславливает необходимость поддерживать постоянное давление на дросселе. Тогда при постоянстве давления на дросселе можно обеспечить постоянство давления на забое скважины.

Технологическая операция по восстановлению циркуляции имеет такой же характер, что и в первом цикле циркуляции, за исключение величины давления на дросселе, значение которого должно превышать на (0,5 ÷ 1,0 )МПа давление в закрытой скважине после вымыва флюида.

Рш = Риз.к + (0,5 ÷ 1,0) МПа

Давление на дросселе сохраняется постоянным до тех пор, пока бурильная колонна не заполнится утяжеленным буровым раствором. При этом давление циркуляции в бурильных трубах снижается.

С выходом утяжеленного бурового раствора в затрубное пространство положение меняется. Теперь раствор постоянной плотности находится уже в бурильной колонне, и , следовательно, целесообразно вести контроль и поддерживать постоянное давление в бурильных трубах.

Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, регистрируют установившееся при этом давление в бурильных трубах, которое является конечным давлением циркуляции. Зарегистрированное значение должно быть проверено на соответствие с расчетным значением:

Рк = Ргс· ρ_к/ ρ_н

После выхода утяжеленного бурового раствора в затрубное пространство давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное конечное давление циркуляции сохранялось постоянным до полного заполнения скважины утяжеленным буровым раствором.

С выходом утяжеленного бурового раствора циркуляция останавливается и скважина закрывается. В закрытой скважине давление в бурильных трубах и затрубном пространстве должны быть равны нулю.

Если проверка скважины на избыточное давление показывает, что спустя 10 – 30 минут, показания манометров не равны нулю, то необходимо возобновить циркуляцию. Причина может состоять в неоднородности бурового раствора по стволу скважины, либо в дополнительном притоке флюида в ствол скважины.