Что понимают под ранним обнаружением газонефтеводопроявлений

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Основные признаки газонефтеводопроявлений

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновениигазонефтеводопроявления.

· Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.

· Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.

· Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

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

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.

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

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.

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.

— 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.

Источник

Раннее обнаружение ГНВП.

— успешно, в короткий срок и при минимальных давлениях произвести ликвидацию ГНВП;

— иметь резерв времени на устранение неполадок в оборудовании и ошибочных действиях персонала;

— исключить нарушение правил охраны недр и окружающей среды;

обеспечить безопасность труда обслуживающего персонала.

Признаки обнаружения ГНВП.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

· Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на два вида: прямые и косвенные

1. Прямые признаки ГНВП:

· Увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемной емкости при циркуляции. Увеличение объёма свидетельствует о поступлении флюида в скважину.

· Повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов.

· Уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъме колонны труб. Несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента.

· Увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступи-вшей в приемную емкость при спуске колонны труб.

· Движение промывочной жидкости по желобной системе при останов-ленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

· Увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновение депрессии, вход влегко буримые породы.

· Падение давления на стояке (насосах):

а) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образо-вание сифона;

б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны.

· Увеличение веса бурильной колонны:

а) Снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках.

Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

· Запах, «кипение» промывочной жидкости;

· Падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

· Увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

· Увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

Причины перехода возникшего проявления в открытый фонтан.

Основной причиной является неподготовленность обслуживающего персонала (неправильные действия вахты и ИТР).

Неправильные действия ИТР – незнание происходящих процессов в скважине и неверная подача команд, неправильный выбор параметров глушения и стравливания.

Отсутствие подходов к узлам ПВО, его неподготовленность и неисправность.

Отсутствие газозащитных средств.

Несоответствие давления обсадных труб, давлению возникающему при проявлении.

Заниженная, ниже расчетной опрессовка обсадной колонны.

Отступления от проектной схемы обвязки ПВО, не позволяющие проводить работы по глушению и промывке.

Вскрытие пластов с АВПД не учтенные в ГТН.

Методы и способы ликвидации ГНВП.

Уравновешенного пластового давления

Метод уравновешенного пластового давления заключается в создании после герметизации устья скважины забойного давления равного или несколько больше пластового давления при этом поступление пластового флюида в скважину прекращается на протяжении всего процесса ликвидации ГНВП.

Метод включает 4 способа:

а) стадия вымыва пластового флюида;

б) стадия глушения, т.е. закачка утяжеленного раствора;

4. Двухстадийный растянутый – отличается от предыдущего тем, что вторая стадия выполняется с постепенным наращиванием плотности по всему циклу.

Если при постоянной подаче насоса поддерживать постоянное давление в бурильных трубах путем дросселирования, то на забое скважины на протяжении всего глушения будет поддерживаться постоянное забойное давление.

Понятие о ступенчатом методе.

V_о – объем раствора поступившего из скважины сверх имеющегося, приравнивается к объему пластового флюида поступившего в скважину из пласта.

V_пред. – объем раствора обеспечивающий превышение забойного давления над пластовым. Выбирается из п.2.7.3.3. ПБНГП.

Р_изб.к. –допустимое избыточное давление, на 20% ниже Р_опр.к.

Данный способ применяется когда V_о > V_пред. или Р_у > Р_изб.к. в этих случаях, чтобы не допустить порыва обсадной колонны или гидроразрыва слабого необсаженного пласта, снижают избыточное давление в колонне приоткрывая дроссель на блоке дросселирования при этом забойное давление несколько снижается, а в скважину может поступить дополнительный объем пластового флюида. Чтобы предотвратить это во время дросселирования необходимо увеличить подачу на максимально возможную величину. После падения давления в колонне, переходят к прежней подаче, а дроссель перекрывают до первоначального положения. Что будет видно по первоначальному давлению на насосе. Эта операция называется ступенью. В зависимости от сложности ситуации таких операций может быть несколько и при выполнении их производится умеренное утяжеление бурового раствора по всему циклу.

Жидкости для глушения скважин.

Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:

— минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;

— предотвращение отбразования стойкой водо-нефтяной эмульсии и набухания глин;

— легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;

— предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.

Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразные агенты.

Глинистые растворы при КПРС применяется редко т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим.реагенты.

Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы для КПРС, но имеют ряд существенных недостатков:

Пожароопасны, дорогостоящие, при отрицательных температурах необходим постоянный подогрев, не отвечают санитарным нормам.

Наряду с раствором хлористого кальция широко используются растворы натриевые, имеющие меньшую плотность.

Влияние соответствия фактических параметров раствора проектным на возникновение проявления.

Плотность, (ρ кг/м 3 ) раствора определяется согласно ПБНГП п. 2.7.3.3. таким образом, чтобы статическое давление превышало пластовое на определенную величину по интервалам.

Вязкость, ( Т сек.) свойство раствора образовывать пластичную структуру при движении.

При высоких значениях вязкости большая вероятность возникновения следующих осложнений:

— большие гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве;

Однако при малых значениях вязкости затруднен вынос шлама и возможно выпадение в осадок утяжелителя.

Технологически выбирается среднее значение.

СНС, ( О мг/см 2 ) это давление которое необходимо приложить к раствору для разрушения структуры при восстановлении циркуляции.

Замер производится через 1 и 10 минут. Первый замер характеризует скорость нарастания прочности структуры, второй – конечную прочность структуры.

Происходит зависание раствора, когда столб раствора не передает допустимое давление на забой.

Затруднена естественная дегазация раствора.

В пористых пластах образуется гель, который плотно закупоривает поры, вероятность проявления уменьшается, но затруднено последующее освоение пласта.

При малых значениях СНС происходит осаждение шлама и утяжелителя, что приводит к осложнениям. Таким образом, величина СНС выбирается исхода из конкретных геологических условий.

Водоотдача, (В см 3 /30мин.) это способность раствора отфильтровывать определенное количество несвязанной воды. Это показатель стабильности раствора. При больших значениях водоотдачи несвязанная вода изменяет другие параметры раствора. Гидрофильные пласты (впитывающие воду) теряют устойчивость, возникают каверны, осыпи, сужения. Возникает рыхлая, толстая корка, которая способствует сужению ствола скважины, прилипанию инструмента.

В каждом конкретном случае величина водоотдачи определяется поддержанием стабильности раствора.

Чем меньше водоотдача, тем качественнее раствор.

Дата добавления: 2015-11-10 ; просмотров: 11727 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Основные признаки газонефтеводопроявлений

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

Рекомендуемые файлы

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенноегазосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала

капитального и текущего ремонта скважин при возникновенииГНВП

При возникновении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор).

Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( 3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.

Раздел I. ГНВП в процессе разбуривания цементного моста,

промывке, СПО и других операциях

При наличии цементного моста в эксплуатационной колонне поступивший из пласта газ всплывает и накапливается под цементном мостом.Давление в этой газовой пачке может быть близким к пластовому, что при разбуривании моста может привести к выбросу. Поэтому до начала разбуривания моста необходимо проверить состояние ПВО, применять промывочную жидкость соответствующей плотности.

При возникновении ГНВП:

Бурильщик приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы и муфты первой трубы инструмента выше АПР (КМУ, гидроротора), дает команду остановить насос.

Вместе спомощник отворачивает ведущую трубу и укладывает на мостках (опускает в шурф), наворачивает на инструмент шаровой кран в открытом положении (КВД, обратный клапан), инструмент подвешивает на талевой системе, закрепляет тормоз лебедки, открывает задвижные крестовины, закрывает превентор.

Затем закрывает центральную задвижку (шаровой кран) и после этого затрубную задвижку на выпуклой линии.

Бурильщик после герметизации устья снимает показания манометров, руководит работой вахты, следит за скважиной и контролирует за давлениями, не допуская при этом его роста выше давления опрессовки колонны. При росте давления стравливает через задвижку и выкидную линию в специальную емкость. При наличии возможности закачивает в скважину промывочную жидкость соответствующей плотности.

Помощник бурильщика принимает участие в отвороте и укладке ведущей трубы на мостках, навороте шарового крана, снятии с устья АПР, закреплении арматуры.

Выполняет указания бурильщика, устанавливает двигатель агрегата, после герметизации скважины сообщает диспетчеру о ГНВП.

Если в качестве ПВО представлена представлена устьевая арматура (фонтанная арматура, АУШГН, АУЦН) бурильщик с помощниками наворачивает на инструмент монтажный патрубок, на крюк подвешивает монтажную легкость (кошку). Бурильщик приподнимает инструмент, снимает клиновую подвеску, зацепляют АПР (КМУ, гидроротор) легкостью и после отворота боктов крепления приподнимает инструмент с АПР.

Инструмент сажается на вспомогательный элеватор и отворачивает монтажный патрубок. Затем на инструмент наворачивает аварийная планшайба с патрубками и с КВД в открытом положении на верхнем патрубке, снимаютнижний элеватор, планшайбу сажают на колонный фланец, наворачивают прижимную гайку(закрепляют болты фонтанной арматуры), затем герметизируют устье – закрывают центральную задвижку (КВД) и после этого задвижку выкидной линии.

Раздел II. ГНВП при отсутствии в скважине колонны труб.

1.Бурильщик с помощниками спускает в скважину одну трубу ( при возможности несколько труб), наворачивает шаровой кран и герметизирует устье по разделу I.

2.При невозможности спуска труб производится герметизация спуском аварийной трубы

Раздел III. ГНВП с прихваченным инструментом

Бурильщик натягивает инструмент ( в наклонных и горизонтальных скважинах при малой натяжке) и производит отворот на возможно большей глубине. Приподнимает инструмент, при необходимости выбрасывет одну трубу и совместно с вахтой герметизирует устье согласно разделу I.

Раздел IV. ГНВП в случае полета в скважину оборванных

бурильных труб или НКТ.

Бурильщик с помощниками наворачивает на оставшиеся трубы шаровой кран и все последующие действия вахты по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

Раздел V. ГНВП при перфорации и геофизических работах.

Бурильщик совместно с начальником партии немедленно поднимает приборы из скважины и закрывает превентор при возможности произвести спуск максимального количества труб. При невозможности подъема прибор обрубает каротажный кабель.

Дальнейшие работы по герметизации скважины выполняется в порядке, приведенной в разделе I.

Раздел VI. ГНВП при подъеме пластоиспытателя.

Бурильщик совместно с начальником партии прекращает подъем ИП. Открывает ЦК, подвешивает инструмент на талевой системе, закрывает превентор и обратной промывкой вымывает нефть (поступивший из пласта флюид) из труб через ЦК и выкидную линию в емкость.

Выравнивает давление в трубах и затрубном пространстве и поднимает ИП.

В случае продолжения проявления через затрубной пространство герметизирует устье по разделу I, обратной промывкой закачивает утяжеленную промывочную жидкость и поднимает ИП

ИП – испытатель пласта

ВК – выпускной клапан

УК –уравнительный клапан

ЗПК – запорно-поворотный клапан

ПК – циркуляционный клапан

Раздел VII. ГНВП при спуске эксплутационной колонны.

Затем закрывает превентор, после этого шаровой кран и затрубную задвижку.

Раздел VIII. ГНВП с выделением сероводорода.

При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК необходимо:

При повышении концентрации Н2S воздухе, близкой к 0,5% объемных (7575мг/м³), допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо:

Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.

Раздел IX. Открытое фонтанирование при невозможности

загерметизировать устье скважины.

1. Бурильщик прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно сообщает диспетчеру об аварии, выводит из нее людей, отключает электроэнергию. Принимает меры к недопущению растекания нефти и пластовой воды за пределы скважины и при возможности организует устья водой.

2. Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.

3. Машинист останавливает ДВС, по возможности оказывает помощь к выводу находящегося на скважине транспорта из опасной зоны.

4. Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана выполняются силами ВОпо особому плану, разработанному штабом (штаб назначается по приказу АНК, особый план принимается на месте после оценки ситуации на объекте).

Раздел X. Воспламенившийся газонефтяной выброс

Источник

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенноегазосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала

капитального и текущего ремонта скважин при возникновенииГНВП

При возникновении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор).

Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( 3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.

Раздел I. ГНВП в процессе разбуривания цементного моста,

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник