гыгыгы. Моряхин С.Е. КФ-19-02 Мероприятия по предупреждению ГНВП. Реферат по дисциплине Экологическая безопасность на тему Мероприятия по предупреждению гн

• Название: Реферат по дисциплине Экологическая безопасность на тему Мероприятия по предупреждению гн
• Анкор: гыгыгы
• Дата: 02.06.2022
• Размер: 45.98 Kb.
• Имя файла: Моряхин С.Е. КФ-19-02 Мероприятия по предупреждению ГНВП .docx
• Тип: Реферат; #563744
• страница: 5 из 5

ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП НА РАННЕЙ СТАДИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ

ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Контроль за поступлением пластового флюида в ствол скважины в процессе бурения осуществляют по увеличению объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости, повышению скорости выходящего потока, газосодержания в буровом растворе (прямые признаки), по росту механической скорости проходки, изменению давления на стояке и параметров бурового раствора (косвенные признаки).

Увеличение объема притока пластового флюида в ствол скважины не должно превышать допустимую величину Vдоп, которую устанавливают равной 1/2 Vnp, но не более 1.5 м³.

Для своевременного обнаружения притока пластового флюида:

• 
  изолируют приемную емкость, через которую ведется циркуляция, от других;
  
• 
  устанавливают исходный уровень бурового раствора после возобновления циркуляции;
  
• 
  корректируют положение исходного уровня на объем введенных добавок при обработке и утяжелении бурового раствора, интенсивного выпадения осадков или потерь раствора при его очистке;
  
• 
  переключают насосы, приемные емкости, перераспределяют объемы бурового раствора только с ведома бурильщика;
  
• 
  останавливают процесс бурения для выполнения указанных работ, если бурение ведут в отложениях, содержащих сероводород.
  

Повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины на 10 % и более при неизменной подаче буровых насосов надежно фиксируется индикатором потока, устанавливаемым в открытом желобе, и свидетельствует о проявлении большой интенсивности.

Результаты измерения расхода (скорости) потока на выходе необходимо сопоставлять с результатами измерений уровня в приемной емкости.

При увеличении в буровом растворе содержания газа выше 5 % принимать меры по его дегазации и выявлять причины его поступления (работа пласта, выделение из выбуренной породы и т.д.).

Буровой раствор во время бурения и промывки должен контролироваться прибором для определения содержания газа, а при бурении разведочных скважин в предполагаемых продуктивных зонах - станцией геолого-технического контроля (ГТИ).

Появление или увеличение в буровом растворе газа, обнаруженного на выходе его на поверхность, т.е. в тот момент, когда пластовый флюид прошел всю скважину, нельзя считать ранним. Но выход газированного бурового раствора, не сопровождаемый увеличением уровня в приемных емкостях и скорости выходящего раствора, указывает на разбуривание пласта низкой проницаемости, но с давлением выше забойного.

Появление газированного раствора всегда требует усиления контроля за поведением скважины в процессе ее углубления.

При промывках после прекращения бурения проявление распознают по прямым признакам - увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях, повышение расхода жидкости на выходе из скважины, повышение газосодержания в растворе.

При прекращении промывки, например, при наращивании бурильной колонны, проявление обнаруживают визуально по продолжающемуся движению бурового раствора в желобной системе. Следует иметь в виду, что за счет сжимаемости и вязкоупругих свойств буровых растворов после остановки насосов, из скважины вытекает определенное количество жидкости, и это не является признаком проявления.

Если в процессе наращивания инструмента в призабойную зону скважины поступает газ, то он фиксируется на устье в виде пиковых увеличений газосодержания относительно фонового уровня с запаздыванием, равным времени выноса на поверхность забойной пачки. Наличие «газа наращивания» не требует немедленного утяжеления бурового раствора.

Во время промывок после спуска бурильной или обсадной колонны или длительной остановки циркуляции проявление распознают по снижению давления на буровых насосах (косвенные признаки), по увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях, по увеличению расхода (скорости) выходящего бурового раствора и повышению газосодержания в нем (прямые признаки).

Наличие газа только в забойной пачке, наблюдаемое после спуска бурильной колонны и промывки, как правило, не приводит к выбросу. Если подход газированной забойной пачки к устью скважины приводит к снижению давления в бурильных трубах и расплескиванию бурового раствора вокруг устья, то вымывать ее следует при закрытом устье через регулируемый дроссель.

Поступление пластовых флюидов (чаще всего газа) в скважину, не приводящее к переливу бурового раствора, практически не снижает забойного давления и не требует утяжеления бурового раствора.

Выход из скважины газированного раствора, сопровождающийся повышением уровня в приемных емкостях, требует повышения плотности бурового раствора и принятия мер по ликвидации начавшегося проявления.

Увеличение механической скорости проходки более чем вдвое, указывает на возможность поступления пластового флюида в ствол скважины или вскрытия зоны возможного поглощения с последующим проявлением.

При приближении к пласту, из которого флюид может поступить в скважину, механическую скорость проходки (механический каротаж) следует регистрировать по бурению полуметровых интервалов.

При увеличении механической скорости проходки Vмех. в малоизученной части разреза более чем вдвое, бурение следует прекратить и в течение одного цикла циркуляции промыть скважину, контролируя при этом изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях и давление на стояке.

Изменение давления на стояке. Поступление пластового флюида в буровой раствор изменяет гидродинамическую характеристику скважины, что отражается на показаниях манометров, установленных на нагнетательной линии насосов. В начальный момент проявления давление на буровых насосах может возрастать. При малой интенсивности флюидопроявления, это начальное увеличение может остаться незамеченным. В дальнейшем по мере развития проявления давление в нагнетательной линии будет уменьшаться. Наличие притока в скважину пластового флюида проверяют при остановленных насосах, по наблюдаемому переливу бурового раствора по желобной системе, а при закрытой скважине - по появлению и росту избыточного давления на стояке и в затрубном пространстве.

Изменение показателей бурового раствора. Поступление пластового флюида в буровой раствор приводит к изменению его показателей: плотности, водоотдачи вязкости статического и динамического напряжений, удельного сопротивления, концентрации хлоридов, температуры и др. Необходимо помнить, что причиной отклонения от заданных свойств бурового раствора могут являться и другие факторы.

Информация об изменении указанных показателей поступает с запаздыванием на время, требуемое для возвращения на поверхность бурового раствора,

По изменению одного или одновременно нескольких из показателей бурового раствора распознают проявление со слабой интенсивностью.

Список использованной литературы

1. Статья «Предупреждение газонефтеводопроявлений» [Электронный ресурс]. – URL https://cyberpedia.su/13xde85.html (дата обращения: 30.05.2022)

2. Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин [Электронный ресурс]. – URL: https://topuch.ru/instrukciya-preduprejdenie-i-likvidaciya-gazoneftevodoproyavle/index7.html (дата обращения: 30.05.2022)

3. Инструкция по предупреждению га30нефтев0д0пр0явлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности РД 08-254-98 [Электронный ресурс]. – URL: https://ohranatruda.ru/upload/iblock/99e/4294846730.pdf (дата обращения: 03.03.2022)