Нгвп что это – Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и способы ликвидации

расшифровка, прямые и косвенные признаки

Газонефтяная промышленность — один из самых серьезных и ответственных видов деятельности. ЧП в данной сфере, по сути, должны оговариваться только в теории. На этом фоне как рядовым работникам и руководителям, так и получающим образование для занятости в отрасли, связанной с бурением скважин, важно знать расшифровку ГНВП, а также признаки, причины, способы устранения этого явления. Начнем с общей характеристики.

Расшифровка ГНВП

Буквосочетание ГНВП означает газовые, нефтяные и водопроявления. Это одновременное проникновение газа и нефтяного флюида как вовнутрь скважины через колонны, так и в заколонный внешний участок.

Зная расшифровку ГНВП, мы имеем перед собой довольно серьезную проблему, которая может возникнуть при бурении. Она требует незамедлительного устранения. Наиболее часто газонефтеводопроявления обнаруживаются при высоком пластовом давлении из-за чрезмерного углубления забоя, а также из-за неверных действий бурильщиков или ремонтников.

Причины явления

Допуск ГНВП (расшифровка — газонефтеводопроявления) на производстве очень нежелателен. Вот основные причины возникновения данной проблемы:

• Изначально неверное планирование работ. Это и привело к ошибочным действиям при создании давления рабочего раствора во время капремонта. Внешнее давление продавило соединительный шов колонн, что и привело к ГНВП.
• Причина может быть и внутри скважины — это поглощение жидкости.
• Во время простоя снизилась плотность рабочей жидкости из-за проникновения сквозь стенки газа или воды.
• Спуско-подземные работы были спланированы некорректно — в результате они привели к снижению в колонне уровня жидкости.
• Между циклами работ не был соблюден правильный временной интервал. Одна из главных причин — не производилась промывка в течение 1,5 суток.
• Нарушен ряд правил по проведению работ в шахте — по эксплуатации, освоению, а также устранению ЧП.
• Ведется освоение пластов, характеризующихся высоким содержанием воды и газов, растворенных в ней.
• Развитие в стволе скважины процессов поглощения жидкости.

Признаки ГНВП

Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений принято разделять на две категории:

• Ранние. Характерны при поступлении нефтяного флюида в ствол скважины. Внутри себя подразделяются на прямые и косвенные признаки ГНВП.
• Поздние. Характерны для момента выхода пластового флюида уже на поверхность.

Рассмотрим категории более детально.

Ранние признаки: прямые

Итак, начнем с прямых признаков ГНВП:

• Увеличение объема (значит, флюид уже начал поступать в скважину).
• Повышение скорости (увеличение расхода) выходящих потоков промывочной жидкости, когда подача насосов остается неизменной.
• Уменьшение при подъеме колонны труб доливаемой жидкости против расчетного объема.
• Несоответствие указанного выше объема объему поднятых инструментов.
• Увеличение промывочной жидкости, которая поступает в приемную емкости при спуске труб, по сравнению с расчетными показателями.
• Промывочная жидкость продолжает движение по желобной системе при остановке циркуляции.

Ранние признаки: косвенные

Итак, косвенные признаки ГНВП:

• Механическая скорость бурения увеличилась. Это говорит о возникновении депрессии, уменьшении противодавления на пласт или же входе в легко поддающиеся бурению породы.
• На насосах (стояке) упало давление. Может говорить о выходе большого объема легкого флюида в кольцевое пространство или образовании сифона. Еще это признак нарушения герметичности колонны, неполадки в работе насосов.
• Вес бурильной колонны увеличился. Может быть признаком снижения плотности промывочной жидкости из-за поступления пластового флюида в скважину. А также это проявление уменьшения трения колонны о стены скважины.

На косвенные признаки обращают внимание только при наличии прямых, ведь они говорят только о возможном ГНВП среди причин других проблем. При проявлении их (косвенных признаков) контроль за скважиной усиливается. Это нужно для выявления уже прямых признаков ГНВП.

Поздние признаки

И теперь уже поздние признаки возникшей проблемы:

• На выходе циркуляции падает плотность промывочной жидкости.
• Наблюдается ее кипение, появление характерного запаха.
• Газокаротажная станция показывает увеличение содержания газа.
• При теплообмене с пластом на выходе наблюдается повышение температуры промывочной жидкости.

Действия при обнаружении проблемы

Сразу после выявления проблемы персонал приступает к ее ликвидации. Это два пути:

1. Прекращение добычи нефти из скважины, где обнаружены ГНВП.
2. Если ведется интенсивная разработка пласта, то приостанавливаются работы и на соседних скважинах во избежание широкого распространения проблемы.

Первым делом вахта герметизирует устье, канал и ствол скважины, обязательно информирует о случавшемся руководство. Как только признаки газонефтеводопроявления установлены, к делу приступает спецбригада — работники, прошедшие профильное обучение, имеющие соответствующую квалификацию.

Ликвидация проводится при помощи специального оборудования: в условиях высокого давления спускаются трубы. Чтобы приостановить процессы ГНВП, в стволе создают оптимальный уровень выравнивающего давления. Оно может быть и равно пластовому, и превышать его.

При спуске оборудования в условиях ГНВП может возникнуть фонтанирование. Тогда бригада приступает к его глушению, опираясь на аварийные распорядки. Дополнительно привлекаются представители организации по технадзору.

При ГНВП скважина перекрывается баритовой пробкой. Она создает непроницаемый экран в пластах и позволяет установить сверху цементный мост. Если газонефтеводопроявление вскрывают при работе двух насосов, то предусматривается их работа либо из одной емкости, либо из двух, но с запорными устройствами между ними.

Методы устранения ГНВП

Как только истинная причина ГНВП установлена, необходимо выбрать один наиболее эффективный для нее способ устранения. Всего их четыре.

Глушение скважины в две стадии. Самое главное здесь: четкое разделение этапов работы на вымыв нефтяного флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины ГНВП, и на одновременное этому приготовление нового раствора, имеющего нужную плотность для глушения. Первая стадия — заглушка скважины. Вторая — замена рабочей жидкости.

Ступенчатое глушение. Эффективно, когда давление в колонне перед дросселем повышается относительно значения максимально допустимого для нее (колонны) или гидроразрыва уровня башмака. Сначала приоткрывается дроссель, чтобы снизить давление в колонне.

Из-за этого на глубине будет наблюдаться новое поступление воды и газа. Так как пик образовывающегося давления кратковременен, то следующий раз приоткрывают дроссель, одновременно промывая при этом скважину. Действия повторяют до полного исчезновения признаков ГНВП, нормализации пиковых показателей давления.

Ожидание утяжеления. Как только обнаруживается газонефтеводопроявление, персонал останавливает нефтедобычу, перекрывает скважину. После этого готовится раствор необходимой плотности. Обязательно поддерживается в стволе скважины давление, которое схоже с пластовым, для приостановления ГНВП и дальнейшего всплытия нефтяного флюида на поверхность.

2-стадийное растянутое глушение. После выявления ГНВП флюид вымывается тем же раствором. Затем его (раствора) плотность изменяется до необходимой. Способ в основном применяется в случае отсутствия подходящих емкостей для приготовления требуемого объема рабочей жидкости. Метод получил свое название из-за того, что процесс вымывания флюидов при нем несколько более растянут во времени, чем при обычном двухстадийном глушении.

Обучение и подготовка персонала

По Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (п. 97) мы можем установить, что раз в два года проходит проверка знаний по разделу «Контроль скважины. Управление работами при (читателю известна расшифровка) ГНВП». Удостоверение же дается на три года.

Сказанное касается работников, которые осуществляют как непосредственное проведение работ, так и управляют процессами по:

• бурению и освоению скважин;
• их ремонту и реставрации;
• ведению прострелочно-взрывных и геофизических работ на данных объектах.

Чем раньше обнаружены ГНВП, тем больше шансов на предотвращение осложнения проблемы — значительных простоев нефтедобычи, что ведет к крупным потерям уже финансового плана. Чтобы не допустить развития газонефтеводопроявлений, необходимо уделять должное внимание внешним датчикам объема, плотности и давления рабочей жидкости.

fb.ru

признаки и причины возникновения ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) [oil, gas and water shows] представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны [casings] внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство [annulus]. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления [formation pressure] вследствие значительного заглубления забоя [bottomhole deepening], а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте [maintenance] нефтескважин следующие:

1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора [active drilling mud pressure] во время выполнения капитального ремонта [workover]. В результате внешнее давление [external pressure] продавливает соединительные швы колонны [casing joints] и возникает ГНВП.
2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости [fluid loss] внутри скважины.
3. Снижение плотности [density] рабочей жидкости [drilling mud] во время простоев работы [downtime] из-за поступления через стенки воды или газа.
4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ [tripping] вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала [recommended time interval] между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена
   промывка [circulation] за время более полутора суток.
6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение [development], эксплуатация [operation] и устранение аварий [emergency response].
7. Освоение пластов [formations] с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
8. Возникновение процессов поглощения жидкости [fluid loss] в стволе скважины.

Признаки ГНВП

Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи [oil production] за счёт изменения свойств промывочной жидкости [drilling mud properties], напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их

просачивания [seepage], на поверхности скважины [surface] образуются определённые признаки [signs], свидетельствующие о существовании ГНВП.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины [wellbore instability] или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа [gas bubbles], которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес [specific gravity] рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

1. Повышение количества промывочной жидкости в
   системе циркуляции [circulating system], проявляемое в увеличении её объёма.
2. Значительный рост скорости механического бурения установкой [rate of penetration (ROP)] при освоении месторождения [field development] за счёт снижения трения [friction].
3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента [running in hole (RIH)].
4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
6. Изменение давления на буровых насосах [mud pumps] вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде [dissolved].

Действия при ГНВП [well control]

При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта [oil reservoir].

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины [to seal wellhead, wellbore, and annulus], а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол

бурильные трубы [drillpipes] в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление [equalizing pressure] в стволе, равное или превышающее пластовое.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование [blowout], то принимаются меры по его глушению [killing] в соответствии с аварийным расписанием [emergency response plan]. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия [to shut in] скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка [barite plug], создающая непроницаемый экран [impermeable barrier] в пластах и позволяющая установить над ней

цементный мост [cement plug]. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами [stop valves] между двумя емкостями.

Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

1. Ступенчатое глушение скважины [stage killing method]. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва [fracturing] на уровне башмака [casing shoe]. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие [crack open] дросселя [choke] для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления [influx] воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности
   пика давления [pressure peak] производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
2. Двухстадийное глушение скважины [driller’s method] при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
3. Двухстадийное растянутое глушение скважины [concurrent method]. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости [mud mixing tank]. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
4. Ожидание утяжеления скважины [wait and weight method (W&W)]. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.

Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма [pressure, density, and volume sensors]

рабочей жидкости.

Оригинал статьи

blog.tran.su

признаки, причины, действия при ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
3. Снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена  промывка за время более полутора суток.
6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
7. Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
8. Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.

Признаки ГНВП

Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счёт изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания, на поверхности скважины образуются  определённые признаки, свидетельствующие о существовании ГНВП.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

1. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма.
2. Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения.
3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
6. Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.

Действия при ГНВП

При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

1. Ступенчатое глушение скважины. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
2. Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
3. Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении  газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
4. Ожидание утяжеления скважины. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.

Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости.

Видео: Причины проявления ГНВП

Читайте также:

snkoil.com

Газонефтеводопроявления (ГНВП) — Что такое газонефтеводопроявления (ГНВП)? Признаки ГНВП.

Газонефтеводопроявления (ГНВП) — это очень серьезный вид осложнения, который требует дорогостоящих и длительных ремонтных работ. В процессе бурения, особенно при вскрытии продуктивного горизонта, при определенных обстоятельствах может произойти значительное поступление пластового флюида в скважину или заколонное пространство. Довольно часто выброс флюида приводит к ГНВП, с последующим развитием грифонов, газовых либо нефтяных фонтанов, наносящих масштабный экономический ущерб. Чаще всего это происходит при бурении на газ, в зонах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

На многих месторождениях, особенно с АВПД, после цементирования обсадной колонны наблюдаются заколонные ГНВП. При этом происходит насыщение газом вышележащих пористых горизонтов.

При правильном подходе к установлению природы и причин ГНВП, а также проведением ряда профилактических и организационно-технических мероприятий, можно снизить, и даже свести к нулю масштабные затраты времени и средств на ликвидацию фонтанов и грифонов.

Наиболее характерные осложнения в процессе бурения скважин на газ и их эксплуатации, которые требуют незамедлительного ремонта:
— насыщение промывочной жидкости газом;
— межколонные газопроявления, которые связаны с негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн;
— межколонные или заколонные каналообразования, которые связаны с физическими или химическими процессами в кольцевом пространстве; поступление газа по ним;
— накопление газа в затрубном или межтрубном пространстве;
— межколонные перетоки; насыщение вышележащих пластов газом;
— грифонообразования.

Объяснение причин движения газа, определение природы газопроявлений, сведение результатов экспериментов и наблюдений в единую теорию, является очень сложной задачей. Однако в случае несвоевременного предпринятия мер по проведению ремонтных работ, либо устранению вышеописанных осложнений, они могут перерасти в открытые газовые или нефтяные фонтаны.

Признаки ГНВП

Поступление пластового флюида в скважину, определенно отражается на гидравлических характеристиках потока и свойствах промывочной жидкости, которая выходит из скважины.

В зависимости от времени поступления, интенсивности притока флюида, признаки и сигналы которые возникают на поверхности обладают различной информативностью и значимостью. Практикой установлены основные признаки ГНВП:
— увеличение уровня (объема) промывочной жидкости и циркуляционной системе;
— рост скорости потока промывочной жидкости на выходе из скважины;
— увеличение выше расчетного уровня (объема) промывочной жидкости в циркуляционной системе при спуске инструмента;
— рост механической скорости бурения;
— увеличение содержания газа в промывочной жидкости;
— изменение свойств промывочной жидкости;
— изменение давления на буровых насосах.

Вместе со шламом, или через стенки скважины, в промывочную жидкость постепенно, в виде мелких пузырьков, может проникать газ. Во время продолжительных перерывов промывочная жидкость очень сильно насыщается газом. Это объясняется тем, что пузырьки газа, которые находятся на забое скважины, ввиду нахождения под большим давлением сильно сжаты, отчего очень малы. При восстановлении циркуляции, промывочная жидкость с пузырьками газа поднимается вверх. С уменьшением глубины, уменьшается давление, и пузырьки газа увеличиваясь в размере становятся довольно крупными, и, занимая определенный объем значительно уменьшают удельный вес промывочной жидкости. С уменьшением удельного веса, уменьшается гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что приводит к выбросу.

Вода и нефть, которые постепенно просачиваются в скважину, тоже уменьшают удельный вес промывочной жидкости, что по аналогии с газом, также может привести к выбросу. Недолив скважины при подъеме инструмента, или потеря циркуляции проводят к понижению уровня в скважине, соответственно уменьшению гидростатического давления, в результате чего может возникнуть выброс.

В вышеуказанных случаях, необходимо произвести увеличение подачи буровых насосов, приостановить процесс бурения до особого распоряжения, и наряду с этим выполнить дегазацию промывочной жидкости.

Для предупреждения выброса, должно выполняться условие превышения гидростатического давления столба жидкости в скважине на 5-15% над пластовым. Это давление называется избыточным, и достигается утяжелением бурового раствора, посредством реагентов «утяжелителей». При этом необходимо обращать особое внимание на значение условной вязкости раствора, по возможности сохраняя его минимальным.

Однако, следует иметь ввиду, что для предупреждения выбросов нельзя ограничиваться только лишь утяжелением промывочной жидкости. Утяжеление раствора это весьма длительная операция, а выброс может начаться неожиданно, в чрезвычайно малый промежуток времени.

Устье скважины должно быть оборудовано специальным противовыбросовым оборудованием, которое позволяет предотвратить выброс немедленным закрытием скважины

www.ds63.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтегазоводопроявление

Cтраница 1

Нефтегазоводопроявления происходят при снижении гидростатического давления бурового раствора на пласт и аномально высоких пластовых давлениях, градиент которых иногда близок градиенту горного давления. Известно, что скорость перемещения пачки газа в системе циркуляции бурового раствора составляет от 0.036 до 0.765 м / с при суточном дебите от нескольких тысяч до 1 млн. м3 / сут и более, нефти от нескольких тонн до 2000 т / сут и более и воды ( рапы) от 5 м3 до 12.0 тыс. м3 / сут. Поэтому предупреждение таких осложнений является важнейшей проблемой, так как их ликвидация приводит к тяжелым материальным затратам.  [1]

Нефтегазоводопроявление является чем ( причиной аварий, следствием снижения давления на стенки скважины, наличия в крепи трещин и зазоров…  [2]

Нефтегазоводопроявления происходят в основном при снижении гидростатического давления бурового раствора на пласт и аномально высоких пла-стойых давлениях.  [3]

При наличии АВПД или нефтегазоводопроявлений необходимо, чтобы плотность нефти равнялась плотности бурового раствора, для чего в нее вводятся структурообразователи и утяжелители.  [4]

Существуют опасности от возникновения заколонных нефтегазоводопроявлении и фифонов. В профилактике нефтегазоводопроявлении важно знать пластовые ( поровые) давления в породах.  [5]

Во время бурения несколько индикаторов аномального давления помогают избежать серьезных нефтегазоводопроявлений. Каротажные устройства используются для измерения параметров бурения и помогают оценить эти индикаторы. Некоторые из них представляют собой простейшие газокаротажные приборы, в та время как более сложные устройства обеспечивают сбор, выборку данных и воспроизведение соответствующих параметров в графическом виде непосредственно в процессе бурения.  [6]

Перед вскрытием пластов с АВПД, а также при вскрытии и прохождении интервалов возможных нефтегазоводопроявлений и дальнейшем их бурении до спуска очередной колонны буровая вахта обязана проверить исправность ОП путем закрывания-открывания превенторов и задвижек с гидроуправлением перед каждым спуском и подъемом бурильного инструмента, но не реже одного раза в сутки.  [7]

Не допускается применение пластоиспытателей в скважинах, в которых имеются зоны осложнения ствола и нефтегазоводопроявления с изливом на устье скважины.  [8]

При углублении ствола с использованием газообразных агентов создаются благоприятные условия для обнаружения малейших признаков нефтегазоводопроявлений, которые обнаруживаются практически сразу после вскрытия продуктивных пластов, даже если пластовые давления очень низкие.  [9]

Скорость спуско-подъемных операций, необходимость промежуточных промывок определяются проектом на строительство скважины исходя из условий бурения ( наличие нефтегазоводопроявлений, обвалов, сужения ствола скважины и других условий) и корректируются в процессе бурения.  [10]

Современная технология цементирования во многих случаях не обеспечивает качественного разобщения пластов, что приводит к возникновению в скважинах нефтегазоводопроявлений, межпластовых перетоков флюидов и других аварий и осложнений. Практика показывает, что они являются следствием как невыполнения ряда известных рекомендаций, так и недостаточной изученности влияния природных и технологических факторов на формирование герметичного цементного кольца в заколонном пространстве.  [11]

К осложненным условиям установки цементного моста относят такое состояние в стволе скважины, когда отмечаются высокие температуры, поглощения или нефтегазоводопроявления, большая кавернозность ствола, высокие градиенты давления между разобщаемыми пластами.  [12]

К осложненным условиям установки цементного моста относят такое состояние в стволе скважины, когда отмечаются высокие температуры, поглощения или нефтегазоводопроявления, большие кавернозности ствола и высокие градиенты давления между разобщаемыми пластами.  [13]

Современные способы разобщения пластов во многих случаях осуществляются в осложненных условиях скважин и не обеспечивают качественного завершения работ, что приводит к возникновению нефтегазоводопроявлений, межпластовым перетокам флюидов, поглощению тампонажного раствора и другим осложнениям.  [14]

Наибольшая сложность, как правило, возникает из-за невозможности обеспечения требуемого технологического режима цементирования скважин вследствие частичного или полного поглощения тампонажного раствора и возникновения последующих осложнений ( межпластовые перетоки, нефтегазоводопроявления и другие), требующих проведения повторных изоляционных работ с затратой значительных средств и времени.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Назовите основное условие начала ГНВП

Стр 1 из 3Следующая ⇒

Назовите основное условие начала ГНВП

Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

 

Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).

Пластовое давление, P пл — кгс/см.². Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

Забойное давление, Рзаб — кгс/см.² Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr.ск+Риз.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;

— при ГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб₌Рпл.

Опишите первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

1 остановить двигатели внутреннего сгорания;

2 отключить силовые и осветительные линии электропи­тания;

3 отключить электроэнергию в загазованной зоне;

4 потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины;

5 прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование;

6 обесточить все производственные объекты (трансформа­торные будки, станки-качалки, газораспределительные пун­кты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне;

7 оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана;

8 прекратить движение на прилегающих к скважине подъ­ездных дорогах к территории, установить предупреждаю­щие знаки и посты охраны;

9 прекратить все работы в опасной зоне и немедленно уда­литься за ее пределы;

10 при возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевре­менному оповещению работников и населения.

11 Работа по ликвидации открытого фонтана должна про­водиться силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

12 Штаб несет полную ответственность за реализацию раз­работанных мероприятий.

 

Перечислите какие скважины относятся к 1-ой категории опасности

1 категория:

■ газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 м³/т и более;

■ нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатаци­онную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

■ нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление вы­ше гидростатического на 15% и более;

■ нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее — ПДК) в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне га­зоносности;

■ нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между со­бой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфо­рации до газового пласта менее 10м;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и соз­дающий загазованность, превышающую ПДК.

Опишите первоочередные действия персонала при невозможности герметизации устья скважины в случае обрыва полированного штока

· сообщить диспетчеру об аварии;

· остановить работу СК аварийной скважины и при необходимости соседние скважины;

· отключить ТП и при необходимости ЛЭП;

· закрыть движение транспорта и выставить знаки;

· провести КВС;

· загерметизировать устье, при необходимости с привлечением службы ВО.

Перечислите какие скважины относятся ко 2-ой категории опасности

2 категория:

■ нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м³/т;

■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.

Перечислите какие скважины относятся к 3-ей категории опасности

3 категория:

■скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

Опишите первоочередные действия персонала при порыве нефтесборного коллектора.

· сообщить диспетчеру;

· вывести людей из опасной зоны;

· остановить скважины и АГЗУ, работающие на поврежденный нефтепровод, закрыть задвижки на коллектор;

· закрыть движение транспорта и выставить знаки;

· принять меры к недопущению растекания нефти.

Назовите основное условие начала ГНВП

Рекомендуемые страницы:

lektsia.com

БНГС_лекции_шпоргалки / Ответы на вопросы по БНГС / 35

Вопрос №35

НГВП при бурении скважин. Причины и признаки НГВП.

Наиболее серьезен из видов осложнений, т.к. не ликвидированные НГВП может переходит в неуправляемый открытый фонтан, на ликвидацию которого тратится много времени и средств, иногда эти фонтаны возгораются в результате разрушаются БУ и гибнут люди.

Причины НГВП:

1)Когда гидростатическое давление + давление промывки меньше пластового давления;

2)во время стоянок, вызванных какими-л. причинами, т.е. когда нет циркуляции, исчезает гидродинамическая составляющая и из пласта на забой начинает поступать пластовый флюид. Если простои не долгие и объем поступившего флюида относительно не велик, то ликвидируется вызовом циркуляции в скважине, вымывом через кольцевое пространство и сбросом в канализационную систему или котлован;

3)Когда внезапно вскрывается пласты с аномально высоким давлением.

Классический случай непредвиденного НГВП в следующей ситуации: месторождение может быть много пластовым, т.е. может быть несколько продуктивных горизонтов (разработка ведется снизу вверх). Допустим буровики успешно прошли первый продуктивный горизонт, бурят дальше, затем при бурении вскрывается поглощающий горизонт, в результате, происходит поглощение промывочной жидкости, внезапное в больших объемах, запас бурового раствора в мерниках кончается, естественно бурение останавливается, при этом определяется какой-то статический уровень, т.е. появляется h_стат, а так как он появился, то гидростатическая составляющая будет уже не ρgH, а ρg(H-h_стат)<P_пл1 (меньше пластового давления первого продуктивного горизонта), и в этой ситуации начинает работать первый продуктивный горизонт, будет НГВП.

4)Попадание газа в БР, в результате чего происходит снижение его плотности и уменьшения давления на забой;

Признаки ГНВП:

1)увеличение объема БР из скважины при неизменной подаче, т.е. БН выдают 20л/с, а станция контроля выдает 25л/с;

2)увеличение скорости потока БР или расхода;

3)когда БИ поднимают из скважины, то через определенный интервал положено доливать в скважину БР, если уровень раствора в скважине больше чем долили это тоже признак прилива флюида в ствол скважины;

4)повышение газосодержания в БР;

5)повышение скорости механического бурения. Закономерность: месторождение сложено из ловушки – глинистые породы, как правило, и за долгое время газ в какой-то степени насыщает эти породы, и как только наблюдается увеличение газового фактора при достижении места предполагаемого вскрытия это говорит о том, что мы приближаемся к газовой шапке. Так же это может служить признаком углубления скважины в зону АВПД с постоянным нарастанием порового давления в проходимых глинистых породах, при непосредственной близости пластов-коллекторов с высоким давлением флюидов или внедрением долота в высоконапорную залежь;

6)изменение давления на буровых насосах, к.п. давление падает, но не всегда потому, что поступающий флюид в затрубное пространство имеет плотность меньшую чем БР.

studfiles.net