Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений

Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений.

Главные предпосылки появления ГНВП в процессе строительства скважины. Воздействие скорости спуска-подъемных операций на проявление пласта в скважине. Предварительные работы к вскрытию напорного горизонта. Ликвидация открытых газонефтяных фонтанов.

Выслать свою неплохую работу в базу познаний просто. Используйте форму, расположенную ниже.

Студенты, аспиранты, юные ученые, использующие базу познаний в собственной учебе и работе, будут для вас очень признательны.

Расположено на http://www.allbest.ru.

Предупреждение и ликвидация ГНВП.

Часть 1. Главные предпосылки появления ГНВП в процессе строительства скважин.

Практика строительства скважин показала что неведение этих процессов и неумение ими управлять нередко приводит к переходу обыденного водопроявления в открытый фонтан, а это один из самых сложных видов трагедии в бурении. Это бедствие требующие большущих средств и долгого времени по ликвидации. Открытый фонтан это утраты 10-ов тыщ тонн нефти, газа-конденсата, сотки тыщ кубометров газа в день.

Это понижение пластовой энергии и возможной способности утраты месторождения в целом. Это утраты других видов энергоэлементов: пара, термальных вод либо целых пластовых пород. Это не изредка людские жертвы, экологическая трагедия, загрязнение атмосферы, водоёмов полей почв. За одни день пылающий фонтан выбрасывает в атмосферу тонны товаров сгорания рассеивающихся на 10-ки а время от времени и на сотки км.

Это моральный, физический и вещественный вред, дискомфорт для района деяния фонтана. На прилегающей местности часто образуются взрывоопасные участки и скопления сероводорода и углекислого газа.

В итоге деяния фонтана буровая вышка, буровое оборудование и привышечные сооружения приходят в полную непригодность, а скважина подлежит ликвидации.

Главные предпосылки проявления пласта скважины.

Понижения давления на продуктивный пласт.

Дефицитность изученности района.

Понижение плотности промывочной воды.

Пустоты наполнение пластовым флюидом.

Зависание фильтрации либо контракция.

Поглощение и гидроразрыв пласта зоны с аномально высочайшим пластовым давлением.

Поршневание, снижение давления под долотом.

Искусственные зоны АВПД.

ГНВП в скважину может появиться в хоть какое время при бурильный работах,довольно что бы давлении столба воды на забое стало меньше пластового давления . большая часть ГНВП происходит с утра,в районах с нормальными критериями бурения и пластовым давлением.Этому содействует ослабление внимания к тем соответствующим признакам ,которые обычно предшествуют началу трагедии.Все обилие обстоятельств вызывающих ГНВП в скважину с вероятным появлением открытого фонтана,можно подразделить на:

геологические и организационно технологические.

К геологическим относятся проявления и открытые фонтаны произошедшие в следствии:

1.Вскрытия пустот заполненных газом либо напорных горизонтов на отметках,существенно выше чем это предвидено проэктом. Происходит это из-за недостаточной изученности района разбуривания,при выпучивании глубинных отложений при тектонических нарушениях и перетоков газа в выше лежащие пласты.

2.Вскрытие зон чертовского поглощения и зон со слабенькими прочностными чертами из-за чего происходит гидроразрыв с следующим поглощением. Наличие в разрезе зон с аномально высочайшим пластовым давлением не предусмотренным проектом.

Организационно технологические предпосылки:

1.Бурения на промывочной воды с плотностью ниже проектной. В следствии, недостаточной дегозации установки жидкостных ванн при ликвидации прихватов бурильного инструмента.

2.Бурени на растворе с вязкостью больше проектной, из-за чего возникаю эффекты зависания и фильтрации раствора, возрастает способность раствора копить внутри себя газ, усугубляется его дегозация, потому вязкость раствора в скважине поддерживают на мало допустимом уровне.

3.Гидроденамический эффект-возникающий при спуска-подъемных операциях на огромных скоростях, при больших значениях вязкости, статистическом напряжении сдвига раствора и при малом кольцевом зазоре меж инструментами и стеной скважины.

Как оказывают влияние скорости спуска-подъемных операций на проявление пласта в скважине?

При спуске труб в скважину скорость движения раствора захватываемого стенами трубы, ориентирована вниз, при этом у стен скважины она равна нулю, а у поверхности трубы равна скорости движения трубы. Этот процесс можно следить, если в процессе спуска бурильных труб происходит поглощение бурильного раствора, а в условии равновесия, стена скважины-пласт. При спуске бурильных труб, часть раствора у поверхности трубы, движется с той же скоростью с какой спускается буровая колонна, а раствор находящийся посреди кольцевого места и снутри бурильной колонны подымается вверх. Если разность скоростей перекрестного потока велика, то при торможении происходит сдвиг слоев и повышение гидравлического давлении на забой. При этом величина этого давления находится в прямой зависимости отдлинны колонны и может вызвать гидростатический разрыв пород и поглощение раствора с вероятным проявлением пласта либо другими последствиями. При подъеме бурильных труб происходит оборотное явление, и гидравлическое давление на забой миниатюризируется.

Величина поршневого эффекта в скважине при подъеме инструмента находится в зависимости от.

-скорости подъема инструмента.

-плотности раствора в скважине.

-величины зазора меж стенами скважины и инвентарем.

-наличие клапана противодавления в колонне труб.

-скорости отрыва долота от забоя.

Зависимо от этих величин меняется и скорость опорожнения скважины, что значительно оказывает влияние на величину давлении противостолба оставшейся воды в скважине на проявляющий пласт.

Предпосылки падения уровня воды:

-недолив скважины при подъеме из нее инструмента.

-гидроразрыв пласта с потерей части объёма воды.

Высочайший процент аварий связанных с фонтанированием происходит конкретно по этой причине. При остановке насосов, давление на забой понижается на величину равную гидравлическим сопротивлениям в кольцевом пространстве. Это понижение давления на забой может повлечь к поступлению флюида из напорного пласта в скважину, не считая того при подъеме инструмента из скважины, действующими правилами предусмотрен непрерывный процесс долива скважины, для сохранения расчетного объема, но замещение это может быть будет идти не за счет долива, а за счет поступления флюида из пласта. Сигнала такового неполного долива скважины при подъеме инструмента могут быть- нарастание раствора течи по желобам по мере уменьшения гидростатического давления, увеличении рабочей воды в рабочих приемных емкостях, сохранение объема емкости разлива, а это значит что бурильный раствор не поступает в скважину либо поступает но не в требуемом объеме. Долив скважины при вскрытии напорных горизонтов, должен осуществляться повсевременно с контролем раствора доливаемого раствора.

Искусственные зоны АВПД.

Искусственные зоны АВПД вероятны при перетоках пластовых флюидов из-за плохого крепления скважины либо же передвижения их в опорных стволах. Когда вытекающий газ выносит пластовые давления из нижележащих в выше лежащие горизонты.

Предпосылки поступления флюидов в скважину без понижения давления на газонасыщенный пласт.

-поступление газа со шламом.

Поступление флюида со шламом.

Поступление флюида из пласта в скважину вкупе с выбуренной породой может происходить если скорость глиназации стен скважины меньше чем скорость бурения. При разбуривании продуктивного пласта механическая скорость бурения должны быть ограничена.

Приток флюида в скважину происходит последующим образом: при соприкосновении промывочной воды с пористой средой, в разных по величине пористых каналах появляется различное капиллярное давление. За счет разложения капиллярных давлений, поток нефти из пласта в скважину и внедрение фильтрата из скважины в пласт, может послужить толчком к началу интенсификации проявления.

Диффузия газа в скважине- это перемещение газа под действием упада порциальных давлений, обусловленное разностью конденсации газа в пласте и в промывочной воды. Более обычное заглавие ГНВП вне площадей с большой сокрытой мощностью газо-конденсирующих пластов.

Осмос- это проникновение частичного растворителя в раствор через разделяющего их полупроницаемую перегородку. Перегородку через которую проходят молекулы растворителя, тогда как молекулы растворенного вещества через нее пройти не могут, в следствии этого с одной стороны перегородки создается так называемое осмотическое давление, которое находится в зависимости от концентрации растворенного вещества и абсолютной температуры. Осмотический переход в скважине может быть ориентирован как в пласт так и из пласта, он может содействовать поступлению воды в скважину либо препятствовать этому. При умении регулировать величену осмотического давления, можно производить бурение при несбалансированных давления.

Гравитационное взаимодействие 2-ух разных жидкостей в единой гидродинамической системе, состоит из ствола скважины и трещинок с раскрытостью более 1мм. Направление которых близко к вертикальному, может привести к замещению флюида пласта промывочной жидкостью. Утяжеление промывочной воды для ликвидации проявления такового типа напротив наращивает интенсивность проявления. О существовании замещения пласта промывочной жидкостью, свидетельствуют последующие причины: при долговременной остановке загазирования промывочной воды добивается величины, которую нереально разъяснить диффузией, в то же время ее нельзя разъяснить и инфузионной работа пласта.Рабочих(бригад буровых по освоению скважины)Раз в год на местах в учебных классах.1.

В последствии по этим каналам вероятна миграция пластовых флюидов, что приводит межколонным проявления.

Часть 2. Предупреждение и преждевременное обнаружение ГНВП.

Всякий открытый фонтан проходит в собственном развитии две главные фазы:

1.Установление и усиление ГНВП.

2.Переход ГНВП в открытый фонтан.

При строительстве скважин одной из главных задач, в разделяй их без аварийной проводки, является предупреждение пластовых флюидов в скважину.

Предупреждение поступления пластового флюида. Под этим термином предполагается ограничение его притока ниже достигаемого ниже допустимого придела и удаление его из скважины при всех работах. Для выполнения этой задачки нужно выполнить ряд требований предъявляемых:

- разработка ведения бурильных работ.

- оборудования и схема обвязывания устья скважины.

- обучения персонала компаний бурения.

- вскрытию продуктивных горизонтов.

Требования предъявляемые к технологии ведению бурильных работ. С целью предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину, при проведении главных технологических операций не допускается понижения забойного давления ниже пластового.Бурения скважин с частичным либо полным поглощением буревого раствора и вероятным флюидопроявлением проводится по утвержденному специальному плану согласованного с заказчикам, проектировщиком и противофантанной службой. При установки ванн, гидростатическое давление столба бурового раствора и воды ванны, нефть - вод- кислота должно превосходить пластовое.P кислоты Р забоя.

Зачем нужно проводить промывку скважин перед подъемом инструмента. Для вымыва забойной пачки, удалению легких пачек жидкостей, воды для установки разных ванн, выравнивания характеристик бурового раствора и т.д. Современные регламентируемый долив скважины, при подъеме бурильного инструмента с контролем и записью в журнальчик, доброкачественную дигазацию бурового раствора, записью в журнальчик его плотность, до и после дигазации. Контроль и хим обработку буревого раствора для регулирования реологических параметров, также для понижения сального образования с целью уменьшения гидроденамических давлений и недопущения поршневания при подъеме бурильной колонны.

Подъем бурильной трубы при наличие сифона поршневания воспрещается, при их возникновении подъем следует закончить. Провести промывку с вращением и расхаживанием бурильной колонны. К подъему бурильной колонны и скважины в какой вышло поглощение бурильного раствора при вероятном ГНВП, разрешается приступать только после наполнения скважины до устья и при отсутствии прилива. При всем этом стоит очень кропотливо смотреть за объемом доливаемого и вытесняемого раствора приспуска подъемных- подъемных операциях. Число свеч поднимаемых без долива, определяется проектом, либо скважина заливается до устья после каждой свечки.

Процесс строительства скважины обеспечивается средствами контроля всех технологических характеристик .

Требования предъявляемые к конструкции скважины, обсадным колоннам, конструкции скважин, выбор обсадных труб, разработка спуска и цементирования колон, высота подъема цемента, оборудования устья. Должны соответствовать требованиям правил безопасности нефтяной и газовой индустрии. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колон на крепкость проводится с учетом мало ожидаемых и испыточных нагрузок внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, также осевых нагрузок на трубы, на стадиях строительства и эксплуатации скважины.

Обсадная колона должна:

Обеспечивать плотность скважины в случаях ГНВП, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления нужного для их ликвидации.

Выдерживать давления гидростатического столба бурового раствора очень плотным.

Выдерживать наибольшие сминающие нагрузки в случае открытого фонтанирования либо поглощения с падением уровня бурового раствора.

Тип резьбового соединения обсадных труб должен соответствовать ожидаемому давлению флюида. Величины вращающего момента и захода мипиля в муфту при свинчивании обсадных труб, также гирметизирующии смазки и технологии их внедрения, должны соответствовать советам поставщика труб либо особым инструкциям для данного размера типа труб.Через определённые промежутки времени (5-10 мин) держать под контролем величину уровня в приёмной ёмкости.Индикатором начала перелива может служить сигнал об отклонении положения лопатки измерителя расхода на выходе.При обнаружении того факта, что повышение объёма приёмной ёмкости не превосходит допустимое и если перелив закончился, то это свидетельствует о попадании в зону предупреждения ГНВП. При начавшемся ГНВП воспрещается приступать к спуску обсадных колон. Тесты обсадных колон и межпластового места на плотность проводится опресовкой в согласовании с аннотацией по испытанию скважин на плотность. В процессе бурения промежная колона в согласовании с проектом проверяется на износ, для определения её остаточной прочности. Повторной опресовки остевой части обсадных колон вместе с противовыбросовым оборудованием, проводится по разработанным у утвержденным на буровых предприятиях регламентом. Конструкция устья скважины, колонных головок и противовыбросового оборудования, должны обеспечивать сохранность приустьевой части от истирания и повреждения.

Требования предъявляемые к оборудованию и схемам обвязки устья скважины.

Буровые предприятия , руководствуясь техническим проектом строительства скважины, создают выбор привышечной установки, монифольдов, линий дросселирования и глушения станций гидроуправления, блока дросселирования, дегазационной и трапнофакельной установки, зависимо от определенных критерий и коррозионной активности среды для выполнения последующих технический операций:

-герметизации устья скважины при спущенных бурильных трудах и без их;

-вымывка флюида скважины по принятой технологии.

-подвески колонны бурильных труб на плашках привентера после закрытия.

-монтаж дополнительного оборудования на случай открытого фонтанирования.

-перерезывания бурильной колонны.

-контроля за состоянием скважины во время глушения.

-расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата.

-спуска либо подъема части либо всей бурильной колонны при герметивно закрытом устье.

При всем этом схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается бурильным предприятием на базе действующего ГОСТ эталона и согласовывается заказчиком, противофонтанной службой и органами ОГ Гортехнадзора и утверждается в установленном порядке:

Установка противовыбросового оборудования и его следующей эксплуатации.

должны осуществляться в серьезном согласовании с аннотацией. Правила безопасности в нефтяной и газовой индустрии и другими нормативными документами.

Требования предъявляемые к обучению персонала компаний бурения.

Управление бурильного предприятия должно обеспечить плановое обучение инженерно технических работников, которое должно проводиться в особых учебных центрах имеющих соответствующею лицензию. Обучение членов буровой бригады по ликвидации ГНВП, проводится согласно типовой аннотации по предприятию и первичным действиям в акты по ликвидации ГНВП. Обучение проводится в специально оборудованных классах с отработкой практических действий по управлению скважиной на тренажерах и действующих буровых.

Непременно проведение учебной тревоги-«выброс». Периодичность о длительность противофонтанной подготовки персонала компаний должна быть более обозначенной в таблице.

Спецы, главный инженер, главный технолог, технолог РИТЦ и ЦИСТ, спецы по растворам, креплению и освоению скважин.

Каждые три года в особых учебных центрах.

Начальника буровых по бурению и по освоению скважин.

Каждые три года в особых учебных классах.

Потому что безизбежно в этом варианта перелива на устье не наблюдается, не наблюдается так же и понижение уровня в скважине, объем воды остается прежним, а плотность ее понижается иувеличение интенсивности замещения вырастает с повышением плотности промывочной воды.Контракция системы, жесткое вещество-жидкость, проявляется в уменьшении суммарного объема смешиваемых веществ, явление контракции в аква среде присуще многим веществам, в том числе и глинам, а изменение суммарного объема смешиваемого раствора в скважине ведет к изменению забойного давления, что негативно оказывает влияние на поведенческий нрав продуктивных пластов.Седиментация: появляется во время структуро-образования модифицированного раствора за колонной в процессе крепления скважины. В этот период могут создаваться каналы в цементном камне, заполненными жидкостью, на которой был затворен цементный раствор.

Раз в год на местах.

2. Каждые три года в особых учебных центрах.

Допуск бурильной бригады без обучении воспрещается!

Часть три Предупреждение и ликвидация ГНВП.

Предварительные работы к вскрытию напорного горизонта.

После спуска и цементирования промежной колонны, устье скважины нужно оборудовать противовыбросовым оборудованием, согласно утверждённой схеме. Сразу провести профилактический ремонт бурового оборудования, проверить солосность вышки с устьем скважины и по мере надобности отцентрировать, составить соответственный акт, провести дополнительный инструктаж под роспись и тренировочные занятия по планам ликвидации различных аварий со всеми рабочими и инженерно-техническими работниками, осуществляющими бурение скважин в том числе и по оказанию доврачебной помощи и по необходимости по использованию противогазов и других средств персональной защиты.

Перед вскрытием газонефтеводоносных пластов более, чем за 100 метров на буровой нужно иметь неизменный припас бурового раствора в количестве равном объёму скважины, также припас хим.реагентов в том числе нейтрализующих сероводород, утяжелителя и других материалов, в количествах нужных для изготовления раствора в объёме скважины.

На скважинах со сложным геологическим строением и при бурении на море за 100 метров до предполагаемого вскрытия напорного пласта установить станцию геолого-технологического контроля (ГТК) с целью уточнения реперов, пластовых давлений и давлений гидроразрыва , также обнаружения ГНВП. Найти маршруты для выхода работников из небезопасной зоны при аварийных ситуациях, связанных с ГНВП. Обеспечить меж буровой и станцией геолого-технологического контроля (ГТК), управлением предприятия и военизированной частью круглосуточную и бесперебойную радиотелефонную связь. Создать и утвердить регламент штатного вымыва пачки флюида, при обнаружении его поступления в количествах, не превосходящих допустимый объём неуправляемого потока и следующего доведения характеристик бурового раствора до проектных при выполнении разных технологических операций: бурение, промывка, спуско-подъёмные операции и т.д. Довести до сведения буровой бригады последующую информацию:

Допустимый объём поступления пластового флюида.

Давление на стояке при восстановлении циркуляции.

При обнаружении ГНВП буровая вахта приступает к выполнению собственных обязательств, согласно плану первоочередных действий при ГНВП. Зачем бурильщик подаёт звуковой сигнал - выброс. По мере надобности вся смена вахты приводит изолирующие противогазы в боевую готовность, останавливается ротор, если ГНВП началось в процессе бурения. Подымается инструмент довыходы муфты верхней трубы на уровень эливатора либо АКП.

Давление опрессовки обсадной колонны либо допустимое давление с учётом прочности обсадной колонны.

Давление гидроразрыва менее крепких пород у ботинка обсадной колонны.

Расстояние от стола ротора до плашей верхнего превентора.

До начала вскрытия напорного пласта провести контрольные замеры и составить тарировочные таблицы - по доливу скважины при подъёме инструмента, по объёму вытесненного бурового раствора при спуске инструмента. При оперативном управлении строительством скважин персоналу буровой бригады и инженерно-технической службы, с целью предупреждения ГНВП нужно в буровом акте, сначала смены инспектировать работоспособность противовыбросового оборудования, средств дегазации, припас раствора, хим.реагентов, утяжелителя. Повышенное внимание уделять проверке работоспособности и положению задвижек на блоках дрессилирования и глушения. На основании инфы, получаемой со станции ГТК и результатов геофизических исследовательских работ, также по результатам проведённых опрессовок проводить проверочный расчёт по уточнению допустимого и предельного объёмов неуправляемого притока флюида в скважину. Об уменьшении допустимого и предельного объёма неуправляемого притока сказать управлению бурового предприятия, дежурному станции ГТК и буровому мастеру. О появлении несопоставимых критерий бурения сказать управлению бурового предприятия, с целью принятия им решения об изменении предстоящего регламента буровых работ, а дежурному станции ГТК и руководителю буровых работ сказать о недопустимости вскрытия флюидосодержащего горизонта до принятия решения. Буровому мастеру либо бурильщику - руководителю вахты буровой бригады при обнаружении притока флюида в области предупреждения ГНВП загерметизировать устье скважины, оповестить управление и выполнить вымыв флюида, в согласовании с утверждённым регламентом.

Преждевременное обнаружение ГНВП.

Обнаружение притока пластового флюида полностью обеспечивается средствами контроля за процессом строительства скважин и находится в зависимости от точности измерительных средств, которые определяют нижнюю границу объёма притока флюида для зоны предупреждения ГНВП.

На поступление пластового флюида в скважину указывают прямые признаки ГНВП:

Повышение объёма (уровня) бурового раствора в приёмной ёмкости.

Увеличение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при неизменной подаче буровых насосов.

Уменьшение против расчётного объёма бурового раствора, доливаемого в затрубное место скважины при подъёме инструмента.

Повышение против расчётного объёма бурового раствора в приёмной ёмкости при спуске бурильной колонны.

Увеличение газосодержания в буровом растворе и понижение его плотности.

Перелив скважины при остановленных насосах.

Косвенные признаки, предупреждающие о способности появления ГНВП:

Изменение давления на буровых насосах.

Повышение механической скорости проходки.

Изменение характеристик бурового раствора.

Повышение вращающего момента на роторе.

С целью своевременного обнаружения ГНВП в процессе бурения нужно повсевременно держать под контролем объём (уровень) бурового раствора в приёмной ёмкости, газосодержание бурового раствора, плотность и другие характеристики бурового раствора, скорость выходящего потока, механическую скорость проходки, вращающий момент на роторе.

Порядок и метод организации контроля по обнаружению неуправляемого притока, определению его объёма, принятию решения о появлении ГНВП и необходимости его ликвидации находится в зависимости от вида технологических операций и работ на буровой.

При бурении, проработке забойной либо промежной промывке осуществляется непрерывный контроль, что позволяет выявить признаки притока флюида в скважину.

Для своевременного обнаружения ГНВП по контролю уровня (объёма) бурового раствора нужно:

Изолировать приёмную ёмкость, через которую ведётся циркуляция.

Где пластовое давление, [МПа]плотность бурового раствора в скважине, [кг/м3]H - глубина залегания пласта, [м]

При наличии станции ГТК скопленный лишний объём на выходе из скважины, другими словами сумму произведений дифференциального расхода на время.

При отсутствии станции ГТК момент времени, когда расход на выходе из скважины возрости более, чем на 10 %.

Для своевременного обнаружения притока по изменению газосодержания нужно:

Установить величину фонового содержания газа до вскрытия флюидосодержащего горизонта.

Зафиксировать момент превышения газосодержания на 0,5 % выше фонового.

При обнаружении того факта, что объём притока флюида не превосходит допустимого нужно приостановить циркуляцию и следить за выходом раствора из скважины. Повсевременно держать под контролем количество спущенных свеч и объём вытесненного из скважины бурового раствора, сопоставляя его с тарировочной таблицей. При увеличении объёма в приёмной ёмкости по сопоставлению с таблицей на 1м3 принять меры по ликвидации ГНВП.

При обычное без циркуляции признаком неуправляемого притока в скважину и ГНВП является перелив и повышение объёма бурового раствора в приёмной ёмкости.

Для своевременного обнаружения неуправляемого притока нужно:

Зафиксировать величину уровня в изолированной приёмной ёмкости через три минут после выключения насосов либо сначала простоя.

При спуске обсадной колоны следует часто заполнять её буровым веществом и следить за количеством раствора, вытесненного из за трубного места, также часто замерять его плотность и вязкость. Плотность компанирующего раствора должна быть больше либо ровна плотности промывочной воды, которой заполнена скважина. Внедрения компанирующего раствора наименьшей плотности недопустима.

В случае, если перелив длится либо скопленный объём больше допустимого - это свидетельствует о попадании в зону ликвидации ГНВП.

При прекращении циркуляции бурового раствора проявления распознают по продолжающемуся незатухающему движению бурового раствора в желобной системе, движение со снижающейся скоростью во времени под воздействием сжимаемости и вязкой упругости бурового раствора. При появлении ситуации, когда уровень в скважине свалился ниже устья, нужно доливать в скважину до устья буровым веществом, в том числе облегчённым либо водой и держать под контролем движение бурового раствора в желобной системе. Наличие перелива значит приток флюида в скважину в зоне ликвидации ГНВП - в данном случае приступают к ликвидации начавшегося проявления.

Ликвидация ГНВП в процессе строительства скважин.

Строительство скважин - процесс многогранный и всегда обоснован возможностью появления целой серии различного рода осложнений и аварий. А в критериях сверх высочайшей энергии пластов нужно уметь управлять их воздействием на забой и весь процесс проводки скважины. Управление пластовыми давлениями соединяют внутри себя два главные группы мероприятий:

Прогноз сверх больших пластовых давлений, как база проектирования и уточнение конструкции скважины и оптимизации режима бурения и других процессов.

Гибкое регулирование забойного давления на вскрываемые пласты на всём открытом стволе скважины, как во время бурения, так и в процессе проведения других работ.

А для удачного проведения работ, для предупреждения появления выбросов и фонтанов нужно иметь чёткое представление о способностях технологий и оборудования, применяемых для этих целей.

Способы ликвидации ГНВП:

В российскей практике строительства скважин употребляют в главном два способа ликвидации ГНВП:

Способ уравновешенного пластового давления.

Способ ступенчатого глушения скважин.

При ликвидации проявления способом уравновешенного пластового давления, забойное давление поддерживается несколько выше пластового в протяжении всего процесса. При соблюдении обозначенного условия поступление флюидов из пласта немедля закончится, прямо до полной ликвидации проявления. Для воплощения этого способа есть четыре метода:

Метод «непрерывного глушения скважин». Вероятны два вида его реализации: А) Вымыв флюида, поступившего в скважину и ликвидацию проявления ведут сразу с постепенным утяжелением закачиваемого раствора до плотности, обеспечивающей превышение забойного давления над пластовым. B) Процесс вымыва и глушения начинают вести сходу на растворе нужной плотности, способном обеспечивать превышение забойного давления над пластовым. При всем этом методе в скважине появляются более низкие давления. Метод сравнимо неопасен, вкупе с тем отсутствие на скважинах требуемого припаса утяжелителя и средств резвого изготовления раствора - сдерживает обширное его применение.

Метод «ожидания и утяжеления». После обнаружения проявления, скважину герметизируют и приступают к изготовлению раствора нужной плотности и требуемого объёма. Этот метод очень небезопасен, потому что всплывающий газ создаёт на устье скважины лишнее давление, что может привести к разрушению устьевого оборудования, обсадных колонн либо к гидроразрыву менее крепких пластов. Не считая того скважина остаётся на некий период без циркуляции и вероятен прихват буровых труб.

Метод «двухстадийного процесса ликвидации ГНВП». На первой стадии делается вывод пластового флюида из скважины веществом с теми же параметрами, при которых получено проявление скважины. Сразу с выводом флюида приступают к подготовке нужного объёма раствора с плотностью, требуемой для глушения скважин. Потом проводят вторую стадию - стадию глушения скважины утяжелённым веществом. Этот метод относительно неопасен, но при его осуществлении создаются самые большие давления в скважине и не нужно оставление скважины без промывки в период утяжеления раствора.

Метод «двухстадийный растянутый». На первой стадии противодавлением ведут вывод пластового флюида, поступившего в скважину веществом той же плотности, при которой получено проявление, после вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции наращивают плотность циркулирующего раствора до требуемой величины и проводят глушения проявляющего пласта. Этот метод обладает недочетами всех трёх прошлых, потому применяется изредка.

Наибольшее распространение на практике получили 1-ый и 3-ий методы ликвидации ГНВП.

Способ ступенчатого глушения скважин. Он применяется, когда после герметизации устья скважины либо в процессе ликвидации ГНВП обнаруживаем, что давление в затрубном пространстве растёт до очень допустимых пределов прочности устьевого оборудования и обсадных колонн либо угрожает гидроразрывом пород. Когда запорное устройство - дроссель на выходе приоткрывают и давление в затрубном пространстве понижается, но сразу происходит нарушение равновесия в скважине, другими словами забойное давление становится меньше пластового и флюид из пласта начинает поступать в скважину. Но потому что пик давления в затрубном пространстве краткосрочный, газ стремительно стравливается из скважины. И через некое время можно прикрыть дроссель и промывать скважину до последующего пика давления, которое обычно бывает слабее и т.д. до того времени пока не станет вероятным управлять скважиной, другими словами пока в скважине не наступит условие равновесия меж пластовым и забойным давлениями. Таким макаром способ ступенчатого глушения скважин на самом деле дела является способом подготовки её к глушению способом уравновешенного пластового давления.

Применение на практике.

Периодичность долива скважины при подъёме инструмента.Допустимая скорость спуска труб.Объём вытесняемого раствора при спуске через 5 свеч.g - ускорение свободного падения.За начальную величину допустимого давления берётся меньшее из этих 2-ух.Через 5-10 минут после герметизации скважины регится и записывается в рабочую карту по управлению скважиной при ГНВП:Давление в бурильных трубах - Оно должно быть обозначено в проекте на бурение скважины либо устанавливается опытным путём в процессе углубления скважин.H - глубина залегания менее крепких пород.плотность раствора в затрубном пространстве, [кг/м3] Давления в затрубном пространстве не должно превосходить 80% давления последней опрессовки обсадной колонны:

Допустимое давление в затрубном пространстве, обеспечивающее недопущение гидравлического разрыва пород и обсадной скважинной части ствола определяется, как разность меж давлением гидроразрыва и давлением столба воды скважины:

Где давление разрыва менее крепких пород , [МПа]. При достижении давления в трубах восемь МПа закрывают шаровой кран. Во время герметизации устья скважины о случившемся докладывается ответственному инженерно-техническому работнику. Он обязан иметь допуск к проведению работ по ликвидации ГНВП. Исходя из обстановки на буровой он воспринимает решения по вопросам ликвидации начавшегося проявления , зачем нужно перепроверить давления возникшие в скважине.

Останавливаются насосы, с пульта бурильщика раскрывается гидравлическая задвижка на блок дросселирования и запирается универсальнымтревентором. Запирается задвижка на отводе трапно-факельной установки блока дросселирования. Вахта держит под контролем рост давления в трубном и затрубномпространствах, при всем этом бурильщик занимает место у пульта управления дросселем, держит под контролем и фиксирует давление в скважине с записью в журнальчике.

Давление в затрубном пространстве -

Объём притока в приёмной ёмкости - VO.

Плотность промывочной воды до проявления -

Пластовое давление будет равно сумме давления столба воды и лишнего давления в трубах.

Установить контроль за начальным уровнем бурового раствора после возобновления циркуляции.Перераспределение объёмов бурового раствора в приёмных ёмкостях, переключение насосов, введение добавок в буровой раствор могут проводиться только с разрешения бурильщика с корректировкой положения начального уровня.Для своевременного обнаружения притока по контролю за конфигурацией расхода на выходе нужно определять:

Дальше рассчитывается плотность бурового раствора, нужного для ликвидации проявления по последующим соотношениям:

Где плотность бурового раствора (нижняя граница)

P (Па) - давление в кровле на глубине Н, (м).

коэффициент, учитывающий вероятные конфигурации суммарного давления столба бурового раствора.

коэффициент аномальности пластового давления по отношению к гидростатическому для одна тыща кг/м3.

A - коэффициент, учитывающий колебания суммарного давления бурового раствора от воздействия гидродинамического при спуско-подъёмных операциях.

В согласовании с правилами безопасности этот коэффициент равен.

d - поперечник скважины.

- малое превышение гидростатического раствора над пластовым (репрессия)