При подъеме бурильной колонны скважина начала проявлять какие действия необходимо предпринять

Обновлено: 07.07.2024

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) - регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

газопроявление,
нефтеводопроявление,
газонефтеводопроявление.

Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП - проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения.

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.
возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ, вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более 1,5 суток.
нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
освоение пластов с высоким содержанием газа, растворенного в жидкости, и воды.
возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя,
при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин.

При ГВНП требуются квалифицированные действия бригад КРС.
В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:

недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
некачественное цементирование обсадных колонн
отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины
неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

газовые скважины в независимости от величины пластового давления
нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности
нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе

нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м 3 , но менее 200 м/м 3
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м 3
нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Прямые признаки в процессе углубления:

Косвенные признаки в процессе углубления:

Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:

Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

Действия при появлении признаков ГНВП:
- прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
- выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
- информировать о ситуации АУП
- устранение ГНВП силами бригады 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
- одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
- при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
- для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП:
- 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 - стадийное глушение скважины.
Метод заключается в 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 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 - провести замену рабочей жидкости.

- 2 - стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

- 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 ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)

Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:

• снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;

• нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;

• недостаточная обученность специалистов и производственного персонала действиям по предотвращению и ликвидации нефтегазопроявлений и фонтанов.

При проявлении признаков газонефтеводопроявлений, либо уже совершившегося поступления пластового флюида на устье скважины следует придерживаться «Регламента по практическим действиям буровой бригады при возникновении ГНВП на скважине» и других инструкций, положений по предупреждению и ликвидации данного вида осложнений. Общий порядок действий буровой бригады в этом случае следующий: закрыть скважину; исследовать характер и степень ГНВП; оценить параметры, необходимые для управления скважиной; выбрать способ глушения скважины; приступить и осуществить ликвидацию аварии; расследовать причины аварии, ее последствия; по результатам работ провести обучение персонала для предупреждения повторного осложнения.

Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан

• прекратить углубление скважины и остановить вращение ротора (при турбинном бурении снизить производительность буровых насосов или отключить один насос);

• установить замок бурильной трубы над столом ротора в пределах 0,5-1,2 м (напротив ключа АКБ для удобства в работе);

• остановить насос в последнюю очередь, чтоб сохранить влияние перепадов давления в затрубном пространстве и не допустить осложнения при подъеме компоновки бурильного инструмента;

• закрыть обратный клапан.

Закрытие скважины

Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике бурения известны методы «жесткого» и «мягкого» закрытия скважины при флюидопроявлении.

4.1.1 "Мягкое закрытие " скважины

Для реализации этого метода, рабочая гидравлически-механическая задвижка на устье должна быть закрыта, штуцер (правый) должен быть на 50 % открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты. Это нормальное положение задвижек на штуцерной батарее при всех операциях, выполняемых на скважине.

Порядок работ при "мягком закрытии" скважины:

• открыть гидравлическо - механическую задвижку на линии дросселирования (боковая задвижка на крестовине ПВД);

• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор) и задвижку прямого сброса. Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

• постепенно закрыть штуцер;

• закрыть механическую задвижку после штуцера;

• оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Р_из._т, Р_из._к через каждую минуту.

4.1.2 "Жесткое закрытие" скважины

В зарубежной практике, в случае раннего обнаружения проявления (V_о= 50÷500л),используется метод быстрой герметизации устья скважины. Для реализации этого метода штуцер (правый) должен быть закрыт, задвижки после штуцера на вертикальный дегазатор открыты. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты.

Порядок работ при "жестком закрытии" скважины:

• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор). Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

• открыть гидравлическо - механическую задвижку на линии дросселирования (главная боковая задвижка на крестовине);

• оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут, независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Р_из._т, Р_из._к через каждую минуту.

Рекомендации к выбору способа закрытия скважины

Преимущества «мягкого» закрытия скважины: - снижен эффект гидравлического удара в скважине.

Недостатки «мягкого» закрытия скважины: более сложный способ выполнения закрытия скважины; образуется больший приток пластового флюида в скважину.

Преимущества «жесткого» закрытия скважины: простая и быстрая процедура закрытия скважины; образуется меньший приток пластового флюида в скважину.

Недостатки «жесткого» закрытия скважины: возникает опасность гидравлического удара, опасного для оборудования и горных пород.

Метод бурильщика

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

• Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.

• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны.

• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.

• Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл - вымыв газовой пачки, второй цикл -непосредственно глушение скважины (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 – График глушения методом Бурильщика

Необходимые расчеты для реализации методов ликвидации ГНВП при составлении иста глушения скважины (Приложение 1)

1 Расчет веса бурового раствора для глушения скважины производиться по формуле

2 Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства, количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до поверхности»

Объем колонны рассчитывают по формуле

где D_в – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м.

Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле

где D_c – диаметр скважины, мм;

D_н.к. – наружный диметр колонны, мм.

Число ходов насоса рассчитывают по формуле

где Q – подача насоса, л/с.

Время прокачивания раствора по формуле

где n – число ходов насоса в минуту.

3 Расчет ожидаемого начального давления циркуляции (ICP).

Величину ICP необходимо для оценки величины давления в циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется по формуле

где Р_пр – давление насосов.

4 Расчет конечного давления в циркуляционной системе (FCP).

Во время замещения предыдущего бурового раствора на утяжеленный буровой раствор в бурильной колонне, давление циркуляции на стояке необходимо понижать, принимая во внимание повышение гидростатического давления в бурильной колонне. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.

5. Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне в сравнении с количеством ходов поршня насоса.

После определения начального и конечного давления необходима составить таблицу понижения давления циркуляции по отношению к числу ходов насоса и график глушения скважины. Это позволит без помех заглушить скважину и выявить любые возможные нарушения.

Порядок выполнения работы

Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной линии.

Таблица 1 – Гидравлические сопротивления при циркуляции

2. После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения. При увеличении механической скорости в 2 и более раза прекратить углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. кп}).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Определить плотность жидкости глушения

7. Определить начальное, и конечное давление циркуляции для удаления пластового флюида из скважины.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.3.

После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (участок 0-1). При этом давление кольцевом пространстве будет расти (участок а-b).

9. Вести циркуляцию с поддержанием постоянной производительности насосов и постоянным давлением в нагнетательной линии до полного удаления флюида из скважины. Постоянство давления регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования (участок 1–2). Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса не меняется. Готовится жидкость глушения требуемой плотности в объеме равном 1,2 – 1,5 объема скважины.

10. Определить момент подхода газа к устью скважины (точка b). Открыть задвижку на штуцерной батарее для вывода пачки газа через дроссель на факельное устройство (участок b-с). Флюид считается удаленным, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным Pкп = Р и (бт) + S.

11. После удаления флюида из скважины записать установившееся давление (Р кп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует III зоне на графике глушения (рисунок 4.3).

12. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве

постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой раствор в бурильные трубы при постоянном установившемся давлении в кольцевом пространстве Ркп. (участок с-d). Давление в

Рисунок 4.3 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0 - 4) и кольцевом пространстве (а – е) при глушении скважины двухстадийным способом (способ Бурильщика)

I – газовая пачка поднялась к устью; II – удаление пачки газа из скважины; III – период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкость глушения; IV- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; V – заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения

бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2-3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены утяжеленным раствором (Р кон. = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.

15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов.

Метод ожидания и утяжеления

Условия применения

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора (рисунок 4.4).

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину,

Рисунок 4.4 – График глушения методом ожидания и утяжеления

немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов.

Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

• долото должно быть у забоя;

• не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

• максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве (MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

• возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени. Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе). Таким образом, всегда должно быть в наличии некоторое количество тяжелого раствора; кроме того, вместимость системы перемешивания раствора и растворных емкостей должна быть достаточно для утяжеления раствора в процессе циркуляции.

• По срокам реализации он короче, чем метод Бурильщика;

• Давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

• Давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

• Требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции.

• Требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метода стравливания давления.

• Отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора.

• Большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки.

• Проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины.

Порядок выполнения работы

2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине. Строится график изменения давления в бурильной колонне при вымывании пачки газа.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.

7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком.

10. Продолжить циркуляцию бурового раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III, IV) при постоянных значениях производительности насосов и плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором.

11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

Порядок выполнения работы

1. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

2. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. кп}).

3. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

4. Определить вид поступившего в скважину флюида.

5. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине.

7. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной

Рисунок 4.5- Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения скважины»

I - заполнение бурильных труб жидкостью глушения; II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины жидкостью глушения

обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

8. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора в бурильные трубы строят график снижения давления нагнетания от значения Рн до значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.

10. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

Первый этап.

В случае проявления, когда устье уже герметизировано, пластовый флюид будет иметь некоторый объем, высоту и давление.

Флюиду предоставляется возможность двигаться без расширения до тех пор, пока давление в верхней части не увеличится на величину S, равную 1 МПа, считающуюся запасом на противодавление. Увеличиваем Р_из.к на 1 МПа. Это значение принимается как запас рабочего давления на противодавление". Затем вычисляется количество раствора, которое следует выпустить через штуцер, чтобы уменьшить давление в скважине.

Контролируя давление, выпускается часть раствором через штуцер в мерник. Объем выпускаемого раствора должен соответствовать расчетной высоте H_v. Этот объем рассчитывается по уравнению:

На этом этапе очень важно строго контролировать объем выпускаемого раствора, регулируя отверстие штуцера, чтобы поддерживалось постоянное значение Р_из.к.+S.

Как только расчетный объем раствора выпущен, необходимо закрыть штуцер. Повторять операцию до тех пор, пока газ не окажется у поверхности. На данном этапе газ не следует выпускать, необходимо помнить, что в этот момент надо быстро закрыть штуцер. При этом P_из.к достигает максимального значения.

Порядок расчетов до момента подъема газа до устья при заполнении бланка объемного метода глушения (Приложение2):

• Выбрать диапазон рабочего давления Р_р.д. и величину безопасного предела Р_п (от 0,1 до 1 МПа);

• Найти величину гидростатического давления на один метр кольцевого пространства по формуле

• Найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле

• Дать возможность увеличению давления в кольцевом пространстве на величину Р_п+ Р_р.д., без выпуска раствора из скважины;

• Приоткрыть штуцер и выпустить расчетный объем раствора.

Второй этап вытеснения газа раствором.

Рассчитать, на сколько может уменьшится P_из.к, чтобы это снижение компенсировалось гидростатическим давлением столба закаченного раствора. Допустим, что был закачан объем V_p. Преобразуем V_p в H_v (высота гидростатического столба).

Продолжается до полного вытеснения газа. Во время нагнетания не должно быть превышено значение MAASP. He должно также чрезмерно снижаться P_из.к. В конце этого этапа скважина заполнена раствором и находится под контролем, но не заглушена.

Третий этап: возобновление циркуляции, спуск колонны под давлением.

Для того, чтобы заменить первоначальный раствор раствором для глушения скважины необходимо в скважину спустить инструмент. Скважина находится под давлением, поэтому спуск проводится под давлением.

Обоснование числа баллонов

Зная "полезный объем емкости и объем V₃, как указано выше число емкостей будет

В приведенном примере для стандартных емкостей на 11 галлонов минимальное количество баллонов Nб составит

Nб = 120/5 = 24 баллона

Примечание:Стандарт АНИ RP16E требует, чтобы в случае аварии с емкостью или распределителем потери были не больше 2.5% от общего объема системы.

УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)

Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:

• снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;

• нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;

Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан

• закрыть обратный клапан.

Закрытие скважины

4.1.1 "Мягкое закрытие " скважины

Порядок работ при "мягком закрытии" скважины:

• постепенно закрыть штуцер;

• закрыть механическую задвижку после штуцера;

4.1.2 "Жесткое закрытие" скважины

Порядок работ при "жестком закрытии" скважины:

Рекомендации к выбору способа закрытия скважины

Преимущества «мягкого» закрытия скважины: - снижен эффект гидравлического удара в скважине.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Подъем бурильной колонны производится для замены породо-разрушающего инструмента или для других целей. В верхний конец бурильной свечи ввинчивают наголовник и стопорят его. Подъем ведут до тех пор, пока стык труб не окажется на 100 - 150 мм выше трубодержателя. Затем закрепляют колонну в трубодержателе и отвинчивают свечу гладкозахватными ключами. Отвинченную свечу аккуратно устанавливают в подсвечнике. При развинчивании резьбовых соединений запрещается обстукивать молотком муфтовые концы труб. При подъеме через трубодержатель колонкового набора на переходнике бурильных труб повисают плашки трубодержателя. Необходимо следить за количеством поднятых бурильных свечей, чтобы извлечь плашки трубодержателя перед выходом колонкового набора. На гладкоствольной бурильной колонне весьма слабо видны стыки труб, особенно при применении антивибрационных смазок. Поэтому при подъеме необходимо следить за колонной и ориентироваться по высоте поднятия свечи. Рекомендуется красить муфтовые концы труб яркой краской. [5]

Подъем бурильной колонны по частям - один из распространен lux методов ликвидации прихватов. Перевозка и монтаж комплекта бурильных труб с левой резьбой требует значительных затрат времени и средств и особенно затруднительны в поисковом и развадочт ном бурении. Поэтому разработка устройств для отвинчивания прихваченных бурилышх труб при помощи инструмента с правой резьбой является актуальной задачей. [6]

Подъем бурильной колонны должен сопровождаться непрерывным заполнением скважины качественным буровым раствором, параметры которого полностью должны отвечать свойствам раствора перед подъемом труб. [7]

Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. [8]

Подъем бурильной колонны СВП практически ничем не отличается от подъема бурильной колонны крюкоблоком с ручным элеватором. При необходимости колонна может проворачиваться. Для этого необходимо соединить ствол вертлюга с бурильной колонной. [9]

После подъема бурильной колонны из скважины отвинчивается долото, вынимается-гнездо для установки автономного прибора, и он извлекается на УБТ, проходя через нижнее отверстие. Если УБТ не может быть поднято достаточно высоко, чтобы можно было извлечь автономный прибор, то тогда она отводится в сторону так, чтобы прибор мог пройти мимо роторного стола. [10]

Началом подъема бурильной колонны следует считать момент подачи бурильщиком управляющего воздействия на включение электродвигателя или оперативной муфты. Движение крюка начинается с некоторым запаздыванием to, обусловленным временем нарастания момента двигателя или муфты, величиной люфта в системе ведомый вал двигателя ( муфты) - бурильная колонна и моментом трогания. Если момент привода достигнет значения Мс раньше, чем произойдет выбор люфтов в системе, момент приложится к нагрузке ударно. [11]

Процесс подъема бурильной колонны из скважины представляет собой на диаграмме картину, обратную спуску. С каждой свечой масса на крюке уменьшается. Но так как при подъеме от ротора до балкона верхового рабочего масса бурильной колонны остается постоянной, а подъем длится некоторое время, то этот период будет на диаграмме обозначаться небольшой площадкой, параллельной окружности и соответствующей массе бурильной колонны в данный момент. Поэтому на индикаторной диаграмме при подъеме каждой свечи будут зафиксированы две линии, соединенные на конце площадочкой. [13]

Преимуществом подъема бурильной колонны СВП является возможность подачи элеватора системой отклонения штропов непосредственно к верховому рабочему. Кроме того, наличие в СВП системы разгрузки резьбы предотвращает повышенный износ резьбы. [14]

К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива. [15]

Читайте также: