4 упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлении (гнвп)
|
Скачать 0.83 Mb.
|
|
4 УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП) Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:
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
4.1 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;
4.1.2 "Жесткое закрытие" скважины В зарубежной практике, в случае раннего обнаружения проявления (Vо = 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);
4.1.3 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. 4.2 Исследование параметров НГВП После закрытия скважины и стабилизации давлений в бурильной колонне и кольцевом пространстве регистрируют через 10-15 минут следующую устьевую информацию о флюидопроявлении: 1. Время возникновения НГВП 2. По показаниям манометров на устье скважины регистрируют установившееся давление в трубах бурильной колонны Ри (бт) и кольцевом пространстве Ри. кп (Рис. 4.1).  Миграция газа в буровом растворе без расширения Рисунок 4.1- Характер изменения давлений в трубах и кольцевом пространстве после закрытия скважины при НГВП 3. Вес бурового инструмента на крюке. 4. Параметры бурового раствора. 5. Рассчитывают давление проявляющего пласта Рпл. = Ри (б к) + ρg H, (4.1) где ρ – плотность буровой промывочной жидкости 6. По расходомеру в приемной емкости определяют объем (V0) поступившего пластового флюида. 7. Определяют вид поступившего флюида визуально и по формуле  (4.2)  где - высота столба поступившего пластового флюида, м; S – площадь кольцевого пространства скважины, м2. если: ρ = 10-360 кг/м3 – газ; ρ = 360 - 700 кг/м3 – газоконденсат; ρ = 700-1080 кг/м3 – газированная нефть; ρ = 1080-1200 кг/м3 – пластовая вода. 8. Определяют плотность жидкости глушения  (4.3) 9. Определяют максимально допустимые давления при глушении скважины   Р  = maх (4.4)где Ропр - давление опрессовки обсадных труб; Ргр – давление гидроразрыва наименее прочных горных пород; H* - глубина залегания наименее прочных горных пород. 4.3 Оценка давления поглощения (гидроразрыва) горных пород В практике бурения после разбуривания башмака обсадной колонны проводят работы по оценке давления поглощения горных пород с целью определения максимально допустимого увеличения плотности промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины. Знание давления поглощения обязательно для успешной ликвидации НГВП или открытого фонтана. В тех случаях, когда давление нагнетания ограничивается предварительно установленным его значением, подтверждается способность горной формации выдерживать заданное давление. Такая процедура носит название ограниченного испытания горных пород на прочность методом опрессовки. В прочных горных породах ограниченное испытание часто вполне достаточно для выполнения требований дальнейшей проводки скважины. В скважинах подлежащих ликвидации, давление в целях накопления данных может доводиться до величины гидравлического разрыва. Если предполагается встреча с горными породами малой прочности ниже башмака обсадной колонны, то рекомендуется проводить повторные испытания в открытом стволе скважины. Обычно испытания проводят под башмаком кондуктора и промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не должна подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в скважине. Порядок проведения испытания следующий. 1. После схватывания цементного камня разбуривают цементный стакан в обсадных трубах, башмак и цемент, а затем горную породу на 10-15 метров ниже башмака обсадной колонны. 2. Скважину промывают и обеспечивают выравнивание параметров бурового раствора. 3. Поднимают долото в башмак обсадной колонны. Необходимо убедиться, что скважина полностью заполнена буровым раствором. 4. Подсоединяют цементировочные агрегаты к опрессовочной головке и опрессовывают нагнетательную линию. 5. Вызывают циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования при полностью открытом штуцере. Подачу цементировочных агрегатов следует создавать в пределах 40-80 л/мин. 6. Скважину закрывают, используя превентор и штуцер. 7. Прокачивать цементировочным агрегатом внутрь бурильной колонны буровой раствор, увеличивая давление в скважине до половины расчетного максимального значения. При этом на устье регистрируют повышение давления по мере увеличения объема закачиваемого раствора. 8. Продолжают закачивание бурового раствора порциями по 0,04 м3 . Каждый раз с последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для стабилизации давления в скважине. 9. По полученным данным строят график изменения давлений в скважине после каждой закачанной в неё порции (рис. 4.2). Точка отклонения (А) от прямолинейной зависимости соответствует давлению начала поглощения (РА). Прекращают закачивание при получении на графике 2-3 точек стабильного поглощения. Продолжение закачивания (точка В) приведет к достижению максимального давления (РВ), при котором происходит гидроразрыв горной породы. Происходит резкое падение давления нагнетания. 10. Останавливают насос и делают выдержку в течение 5- 10 минут. 11. Осуществляют плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание давления через штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с закаченной, определяют объем жидкости, поглощенный пластом. 4.4 Методы ликвидации газонефтепроявлений Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию  Рисунок 4.2 – Типовая диаграмма испытания горной породы на прочность методом опрессовки: 1- давление нагнетания; 2- статическое давление А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта; ВС- распространение трещин в породе; СD- падение давления после прекращения закачки находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, ПВО и ствола скважины, а также от характера и интенсивности самого проявления. Существует несколько способов глушения скважин. 4.4.1 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:
• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе. Недостатки метода: • 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 4.4.2 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 ρгл = ρпр+Риз.т./9,81×Н (4.5) где ρпр – исходный вес бурового раствора, кг/м3; Риз.т – избыточное давление в трубах МПа; Н – глубина по вертикали, м. 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 Vк=(πDв2/4)×L (4.6) где Dв – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м. Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле Vк.п.= [π(Dc2-Dн.к.2)/4]×L (4.7) где Dc – диаметр скважины, мм; Dн.к. – наружный диметр колонны, мм. Число ходов насоса рассчитывают по формуле N=V/Q (4.8) где Q – подача насоса, л/с. Время прокачивания раствора по формуле T=N/n (4.9) 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 Pн=Pпр+Pиз.т. (4.10) где Рпр – 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. Pк= Pпр×( ρгл/ ρпр) (4.11) 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. 4.4.3 Порядок выполнения работы 1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов. Для этого предлагается заполнить таблицу 1. 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 (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. 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. 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 (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. 14. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового раствора плотностью ρгл. необходимо остановить операцию по глушению скважины плавным снижением числа ходов плунжера, поддерживая при этом давление в затрубном пространстве постоянным. После остановки насосов и закрытия дросселя давление в бурильных трубах и затрубном пространстве должно быть равно нулю. 15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов. |
||||||||||||||
Похожие:
 |
На проведение профилактической работы по предупреждению возникновения... Братского газоконденсатного лицензионного участка, а также поддержание в рабочем состоянии специального оборудования, приспособлений,... |
 |
Приказ от 30. 06. 2003 г. №265 Москва Об утверждении Инструкции по... Утвердить прилагаемую Инструкцию по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях |
|
Инструкция о мероприятиях по предупреждению и ликвидации болезней,... С утверждением настоящей Инструкции утрачивает силу "Инструкция о мероприятиях по предупреждению и ликвидации заразных болезней пчел",... |
|
Документация о запросе цен на проведение профилактических работ по... Оао «нк «Роснефть» в Иркутской области на разведочных скважинах №74, №75 Даниловского, №11 Могдинского, поисково – оценочных скважин... |
|
09. 01. 2017 года план работы комиссии по предупреждению и ликвидации... Мероприятия, проводимые под руководством председателя комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению... |
|
1 Орган управления гочс является постоянно действующим органом управления... Он специально уполномочен решать задачи го, задачи по предупреждению и ликвидации чс в организации |
|
Решение Комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций... О предупреждении и устранении технологических нарушений (аварий) на объектах и системах жилищно-коммунального хозяйства и ликвидации... |
|
Методические рекомендации по планированию действий по предупреждению... Заместитель министра Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий |
|
Методические рекомендации по планированию действий по предупреждению... Заместитель министра Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий |
|
"Инструкция о мероприятиях по предупреждению и ликвидации заболеваний животных гельминтозами" Инструкция о мероприятиях по предупреждению и ликвидации заболеваний животных гельминтозами |
|
План действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций... План действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера дошкольного образовательного... |
|
Заседания комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций... |
|
Утверждено Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности Правительства нао |
|
Информационный обзор материалов интернета В костроме пройдет заседание комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций 2 |
|
Н. И. Куклин «15» января 2016 года Республики Марий Эл по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности |
|
Рабочая программа и учебный план Директор департамента по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций Ростовской области |