Признаки гнвп при спо

ГНВП: расшифровка, прямые и косвенные признаки

Признаки гнвп при спо

Газонефтяная промышленность – один из самых серьезных и ответственных видов деятельности. ЧП в данной сфере, по сути, должны оговариваться только в теории.

На этом фоне как рядовым работникам и руководителям, так и получающим образование для занятости в отрасли, связанной с бурением скважин, важно знать расшифровку ГНВП, а также признаки, причины, способы устранения этого явления. Начнем с общей характеристики.

Расшифровка ГНВП

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

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

Причины явления

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

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

Признаки ГНВП

Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений принято разделять на две категории:

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

Рассмотрим категории более детально.

Ранние признаки: прямые

Итак, начнем с прямых признаков ГНВП:

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

Ранние признаки: косвенные

Итак, косвенные признаки ГНВП:

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

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

И теперь уже поздние признаки возникшей проблемы:

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

Действия при обнаружении проблемы

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

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

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

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

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

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

Методы устранения ГНВП

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

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

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

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

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

2-стадийное растянутое глушение. После выявления ГНВП флюид вымывается тем же раствором. Затем его (раствора) плотность изменяется до необходимой.

Способ в основном применяется в случае отсутствия подходящих емкостей для приготовления требуемого объема рабочей жидкости.

Метод получил свое название из-за того, что процесс вымывания флюидов при нем несколько более растянут во времени, чем при обычном двухстадийном глушении.

Обучение и подготовка персонала

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

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

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

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

Источник: https://FB.ru/article/373868/gnvp-rasshifrovka-pryamyie-i-kosvennyie-priznaki

Признаки обнаружения ГНВП — Студопедия

Признаки гнвп при спо

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.

Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

6-1. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ: ( напрямую показывают о ГНВП)

1. Увеличение объема (уровня) ПЖ в приемных емкостях.

2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.

3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.

5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины!!!

11-1 Б. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ: (Может быть признаком как ГНВП так и аварийной ситуации на скважине)

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке. (Давление падает)

2. Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).

3. Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.

4. Увеличение крутящего момента на роторе.

5. Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.

2. Увеличение вязкости ПЖ.

3. Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра).

4. Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

3-1. ГНВП при спуске инструмента, -причинами является:

– увеличение скорости спуска;

(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)

– увеличение диаметра инструмента;

– уменьшение диаметра скважины;

– увеличение вязкости раствора;

Мероприятия:

1. Ограничение скорости спуска инструмента.

2. Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3. Проработка сужений, сальников призабойной зоны.

5-1. ГНВП при подьёме инструмента.

1. –не контролируемый долив, или подъем без долива;

2. –подъем инструмента с сифоном;

3. –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

4. – осложнённый ствол скважины;

5. – большие значения СНС.

Мероприятия:

1 – Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).

2 – Контроль за параметрами промывочной жидкости.

3 – Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

4 – Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.

5 – Ограничение скорости подъема.(согласно ГТН)

4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, причиной может быть:

а)- повышение плотности бурового раствора;

б)- понижение плотности бурового раствора;

в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.

Р А С С М О Т Р И М эти причины.

а). – Повышение плотности бур. р-ра может привести к проявлениям, вследствии увеличения давления на пласты, с их гидроразрывом, поглощением р-ра и снижением уровня столба жидкости в скважине. Плотность р-ра повышается вследствии:

– насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;

– загрязнения р-ра шламом;

– приготовления р-ра завышенной плотности.

б). – Снижение плотности р-ра происходит при:

– разгазировании р-ра газом из пласта;

– разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;

– вспенивании р-ра при хим. обработке;

– выпадении утяжелителя в осадок.

в). – Увеличение гидравлических сопротивлений происходит при:

– сужении ствола скважины; -образовании толстой глинистой корки и сальников на стенках скв-ны;

– увеличения вязкости и СНС р-ра; -высокой скорости потока;

– и большой глубины скважины.

При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня раствора в скважине.

7-1.ГНВП при креплении скважины, -причинами является:

а).- вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в

ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ.!!!)

б).- недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;

в).- отсутствие промежуточных промывок;

г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;

д). – нарушение технологий приготовлений и закачки;

е). – ошибки при расчетах которые могут привести к перетокам из затрубного в трубную и наоборот.

Следует учитывать объемы и удельные веса:

а) жидкости глушения;

б) буферной жидкости;

в) цементного раствора;

г) продавочной жидкости.

М Е Р О П Р И Я Т И Я: -заключаются в недопущении (или устраненении) причин.

Источник: https://studopedia.ru/2_53066_priznaki-obnaruzheniya-gnvp.html

Как осуществляется управление давлением на второй стадии контроля?

Признаки гнвп при спо

+ Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО

– Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ

– Путем установки цементных или баритовых пробок

В результате чего могут возникнуть осложнения при НГВП?

– В результате прихватов

– В результате кавернообразования

+ Поступления в скважину флюида в объеме, превышающем предельное значение

Является ли буровой раствор с пузырьками газа в нем надежным индикатором ГНВП?

– Является

+ Не является

18. Определить тип превентора:

+ Кольцевой

– Плашечный

Что необходимо выполнить при ликвидации ГНВП во время СПО?

+ Осуществить спуск бурильной колонны до забоя

– Осуществить подъем бурильной колонны

Какое устройство препятствует измерению давления в бурильных трубах при закрытии скважины?

+ Обратный клапан

– Насадки долота

– Дроссель

Что является причиной большинства выбросов?

– Аномально-высокие пластовые давления

+ Отсутствие реакции или неправильные действия людей в таких ситуациях

– Отказы оборудования противовыбросовых превенторов

– Потеря циркуляции

Какой способ закрытия скважины при ГНВП обычно применяется в зарубежной практике бурения?

– «Мягкое закрытие» скважины

+ «Жесткое закрытие» скважины

Какова длина линий глушения и дросселирования для газовых скважин?

– Не менее 150 м

+ Не менее 100 м

– Не менее 200 м

Какие признаки ГНВП при СПО являются явными (прямыми)?      

+ Уменьшение объема доливаемой в скважину БПЖ при подъеме колонны труб; увеличение объема доливаемой в скважину БПЖ при спуске колонны труб

– Увеличение количества глинистого шлама; уменьшение плотности глинистого шлама

– Увеличение веса на крюке; увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора

Из чего в основном состоит природный газ?

+ Из метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.

– Из углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов

– Из азота и кислорода

Что называется фонтаном?

– Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом

– Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине

– Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту

+ Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту

– Проявление пластового флюида вне устья скважины

27. На сколько процентов в соответствие с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» гидростатическое давление должно превышать пластовое?

– Независимо от глубины скважины на1 0-15%, но не более 1,5 МПа

– Для скважин с глубиной до 1200м на 4-7%, но не более 1,5 МПа

– Для скважин с глубиной до 2500м на 5-10% ‚ но не более 2,5 МПа

– Для скважин с глубиной свыше 2500м на 10-15%, но не более 3,5 МПа

+ Для скважин с глубиной до 1200м на 10%, но не более 1,5 МПа

При каком способе глушения наблюдаются наименьшие давления, возникающие в скважине?

+ Способ ожидания и утяжеления

– Способ бурильщика

– Способ непрерывного глушения

Почему все известные методы глушения разработаны из условия поддержания постоянным забойного давления?

– Для своевременного изменения подачи бурового насоса

– Для экологической безопасности

+ Чтобы исключить поступление в скважину нового объема флюида

Какой процесс изменения состояния газа обычно используется при решении задач газопроявления?

– Изохорный (V = const)

– Изобарный (Р = const)

+ Изотермический (Т = const)

– Адиабатный (без теплообмена с окружающей средой)

– Политропный (обобщающий процесс)

Какой самый ранний явный признак ГНВП?

– Механическая скорость бурения

– Повышение уровня жидкости в мерных емкостях

+ Увеличение скорости потока жидкости (при неизменной подаче насосов) в желобе

Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в

Зарубежной практике бурения?

+ Способ ожидания и утяжеления

– Способ двухстадийный

– Способ двухстадийный, растянутый во времени

– Способ непрерывного глушения

Как обозначается кольцевой превентор?

+ ППГ-350х35

– ПУГ-230х35

– ПВ-350х35

Где расположен вспомогательный пульт управления превенторами?

+ На буровой

– Вне буровой

Источник: https://cyberpedia.su/20x4a3.html

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

Признаки гнвп при спо

Осложнения и аварии при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин

Классификация аварий по характеру и причинам возникновений.

По характеру возникновения аварии классифицируются на следующие виды:

· с колонной бурильных труб (оставление в скважине бурильных колонн или их частей из-за поломок в теле или в соединительных элементах бурильных, ведущих и утяжеленных труб; падение в скважину элементов бурильных колонн; нередки случаи аварий с колоннами бурильных труб как следствие ликвидации аварий других видов, например, прихватов);

· в результате прихвата бурильной колонны (это аварии, при которых полностью теряется возможность спуска или подъема бурильной колонны; вызываются прилипанием бурильных труб к стенкам скважины, заклиниванием породоразрушающего инструмента, колонковых или бурильных труб, возникновением сальников в скважине, обвалами и осыпаниями стенок скважин, прижогами бурового инструмента, затяжкой бурильной колонны);

· с обсадными трубами (разъединение по резьбовым или сварным соединениям спускаемых или уже спущенных обсадных труб; разрыв труб по телу; падение обсадных труб в скважину; смятие и протирание обсадных труб; прихваты обсадных колонн при спуске и подъеме; отвинчивание и обрыв башмаков);

· с буровыми коронками и долотами (прижоги или оставление в скважине коронок, долот);

· при скважинных работах (обрыв и оставление в скважине различных скважинных приборов, троса или каротажного кабеля);

· падение посторонних предметов в скважину;

· оставление керна в скважине.

По причинам возникновенияаварии разделяют на две группы (это разделение обусловливает оплату труда буровой бригады за время ликвидации аварии):

· происшедшие по вине буровой бригады;

· аварии, не зависящие от буровой бригады.

Поглощение технологических жидкостей при строительстве скважин, виды по интенсивности, причины возникновения и меры профилактики и борьбы с поглощениями.

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Различают поглощения малой интенсивности (до 15 м3/ч), средней (до 60 м3/ч) и высокой интенсивности.

Классификация зон поглощения в зависимости от величины коэффициента поглощающей способности Kп.с.

Kп.с. 1-3 3-5 5-15 15-25 >25
Классификация зон поглощения I II III IV V VI
Поглощение Частичное Полное Интенсивное Интенсивное Катастрофическое Катастрофическое

Причиной возникновения поглощений могут быть как геологические факторы (трещины, пустоты, каверны), так и технологические факторы (гидравлический разрыв пород).

Среди существующих методов предупреждения и ликвидации поглощений используются следующие: снижение гидростатического и гидродинамического давления на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта специальными тампонажными растворами.

В случаях катастрофических поглощений используется бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском буровой колонны. В этом случае разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью.

Для борьбы с поглощениями широко применяют пакеры, которые герметизируют или разобщают затрубное пространство при задавливании тампонирующих смесей в поглощающий интервал.

Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в нее бурильную колонну или через отвод превентора.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации поглощений является применение наполнителей, которые или добавляют в циркулирующий буровой раствор, или проводят разовую закачку в зону поглощения порции специальной жидкости с наполнителем. Применяют наполнители волокнистые (обрезки нитей и др.) и зернистые (керамзит и др.).

Физико-химическая кольматация наряду с предупреждением поглощений при бурении снижает вероятность прихвата бурильной и обсадной колонны и обеспечивает нормальные условия цементирования обсадной колонны.

Если ни один из способов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения нормального процесса бурения скважину закрепляют обсадными трубами с цементированием затрубного пространства.

Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и способы ликвидации.

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:

· ошибки в определении плотности бурового раствора при проектировании скважин;

· недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других факторов;

· недолив скважины при спуско-подъемных операциях;

· поглощение жидкости, находящейся в скважине;

· снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

· длительные простои скважины без промывки;

· некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты;

· снижение забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завышенных скоростях подъема бурильных труб;

· уменьшение плотности бурового раствора в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

Признаки ГНВП: прямые и косвенные.

Прямые признаки ГНВП:

· увеличение уровня бурового раствора в приемной емкости;

· увеличение скорости потока бурового раствора на выходе из скважины;

· уменьшение по сравнению с расчетным объема доливаемого бурового раствора при подъеме инструмента при СПО;

· увеличение по сравнению с расчетным объема вытесняемого бурового раствора при спуске инструмента во время СПО;

· движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

Косвенные признаки ГНВП:

· увеличение механической скорости бурения;

· падение давления на стояке (насосах);

· увеличение крутящего момента СВП;

· увеличение веса бурильной колонны.

Меры профилактики:

· оперативный контроль за объемами бурового раствора в активных емкостях;

· оперативный контроль за доливаемым (вытесняемым) объемом бурового раствора во время СПО;

· ограничение скорости спуска (подъема) инструмента во время СПО для предотвращения поршневания (свабирования);

· промывка до полного выравнивания параметров бурового раствора (не менее одного цикла);

· соблюдение регламента промежуточных промывок.

Источник: https://megaobuchalka.ru/9/1570.html

Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения гнвп при строительстве скважин меры профилакт

Признаки гнвп при спо

Посреди имеющихся способов предупреждения и ликвидации поглощений употребляются последующие: понижение гидростатического и гидродинамического давления на стены скважины, изоляция всасывающего пласта особыми тампонажными смесями.

В случаях чертовских поглощений употребляется бурение без выхода бурового раствора с следующим спуском буровой колонны. В данном случае разбуриваемый шлам подымается с забоя и уходит в каналы поглощения совместно с промывочной жидкостью.

Для борьбы с поглощениями обширно используют пакеры , которые герметизируют либо разобщают затрубное место при задавливании тампонирующих консистенций в всасывающий интервал.

По нраву появления трагедии классифицируются на последующие виды:

· с колонной бурильных труб (оставление в скважине бурильных колонн либо их частей из-за поломок в теле либо в соединительных элементах бурильных, ведущих и утяжеленных труб; падение в скважину частей бурильных колонн; нередки случаи аварий с колоннами бурильных труб как следствие ликвидации аварий других видов, к примеру, прихватов);

· в итоге прихвата бурильной колонны (это трагедии, при которых вполне пропадает возможность спуска либо подъема бурильной колонны; вызываются прилипанием бурильных труб к стенам скважины, заклиниванием породоразрушающего инструмента, колонковых либо бурильных труб, появлением сальников в скважине, обвалами и осыпаниями стен скважин, прижогами бурового инструмента, затяжкой бурильной колонны);

· с обсадными трубами (разъединение по резьбовым либо сварным соединениям спускаемых либо уже спущенных обсадных труб; разрыв труб по телу; падение обсадных труб в скважину; смятие и протирание обсадных труб; прихваты обсадных колонн при спуске и подъеме; отвинчивание и обрыв башмаков);

· с буровыми коронками и долотами (прижоги либо оставление в скважине коронок, долот);

· при скважинных работах (обрыв и оставление в скважине разных скважинных устройств, троса либо каротажного кабеля);

· падение сторонних предметов в скважину;

· оставление керна в скважине.

По причинам появления трагедии делят на две группы (это разделение обусловливает оплату труда буровой бригады за время ликвидации трагедии):

· происшедшие по вине буровой бригады;

· трагедии, не зависящие от буровой бригады.

Поглощение технологических жидкостей при строительстве скважин, виды по интенсивности, предпосылки появления и меры профилактики и борьбы с поглощениями.

Поглощение буровых смесей является одним из часто встречающихся видов осложнений при бурении скважин. Различают поглощения малой интенсивности (до пятнадцать м три /ч), средней (до шестьдесят м три /ч) и высочайшей интенсивности.

Систематизация зон поглощения зависимо от величины коэффициента всасывающей возможности K п.с.

Предпосылкой появления поглощений могут быть как геологические причины (трещинкы, пустоты, каверны), так и технологические причины (гидравлический разрыв пород).

Предпосылки и признаки (прямые и косвенные) появления ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и методы ликвидации.Отягощения и трагедии при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин.Систематизация аварий по нраву и причинам появлений.

· понижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном местах;· долгие простои скважины без промывки;· плохое крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты;· понижение забойного давления в итоге проявления эффектов поршневания при подъеме инструмента с сальником, также при завышенных скоростях подъема бурильных труб;

Если ни один из методов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения обычного процесса бурения скважину закрепляют обсадными трубами с цементированием затрубного места.

Предпосылки и признаки (прямые и косвенные) появления ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и методы ликвидации.

Основными причинами появления газонефтеводопроявлений являются:

· ошибки в определении плотности бурового раствора при проектировании скважин;

· недостающий оперативный контроль за текущими переменами пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других причин;

· недолив скважины при спуско-подъемных операциях;

· поглощение воды, находящейся в скважине;

Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в нее бурильную колонну либо через отвод превентора.

Одним из более действенных методов ликвидации поглощений является применение заполнителей , которые либо добавляют в циркулирующий буровой раствор, либо проводят разовую закачку в зону поглощения порции специальной воды с наполнителем. Используют наполнители волокнистые (обрезки нитей и др.

) и зернистые (керамзит и др.).Физико-химическая кольматация вместе с предупреждением поглощений при бурении понижает возможность прихвата бурильной и обсадной колонны и обеспечивает обычные условия цементирования обсадной колонны.

· уменьшение плотности бурового раствора в скважине при долгих остановках за счет поступления газа из пласта.

Признаки ГНВП: прямые и косвенные.

Прямые признаки ГНВП:

· повышение уровня бурового раствора в приемной емкости;

· ускорение потока бурового раствора на выходе из скважины;

· уменьшение по сопоставлению с расчетным объема доливаемого бурового раствора при подъеме инструмента при СПО;

· повышение по сопоставлению с расчетным объема вытесняемого бурового раствора при спуске инструмента во время СПО;

· движение промывочной воды по желобной системе при остановленной циркуляции.

Косвенные признаки ГНВП:

· повышение механической скорости бурения;

· падение давления на стояке (насосах);

· повышение вращающего момента СВП;

· повышение веса бурильной колонны.

· оперативный контроль за объемами бурового раствора в активных емкостях;

· оперативный контроль за доливаемым (вытесняемым) объемом бурового раствора во время СПО;

· ограничение скорости спуска (подъема) инструмента во время СПО для предотвращения поршневания (свабирования);

· промывка до полного выравнивания характеристик бурового раствора (более 1-го цикла);

· соблюдение регламента промежных промывок.

“,”author”:”Автор: SUPERBROKER”,”date_published”:”2020-07-27T09:06:00.000Z”,”lead_image_url”:”https://lh3.googleusercontent.com/proxy/LI3qWk9VfgN724J3aFPG454jcgBmbMZ7depgRuyxEGJ4L1XWxJDp0m-VZ7mb1HORixVMQf6EzMGJklq_embQG6K33vGJ1mUNNxp8EgVfM=w1200-h630-p-k-no-nu”,”dek”:null,”next_page_url”:null,”url”:”http://ognvp.blogspot.com/2018/09/blog-post_142.html”,”domain”:”ognvp.blogspot.com”,”excerpt”:”Посреди имеющихся способов предупреждения и ликвидации поглощений употребляются последующие: понижение гидростатического и гидродинамическог…”,”word_count”:727,”direction”:”ltr”,”total_pages”:1,”rendered_pages”:1}

Источник: http://ognvp.blogspot.com/2018/09/blog-post_142.html

Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

Признаки гнвп при спо

ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.

ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения.

Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

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

Действия при ГНВП

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

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению.

К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

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

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

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

Методы устранения газонефтеводопроявления

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

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

Заключение

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

: Причины проявления ГНВП

Источник: http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/gazoneftevodoproyavleniya-priznaki-i-prichiny-vozniknoveniya-gnvp/

Поделиться:
Нет комментариев

    Добавить комментарий

    Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.