• Тренажер Распознавания И Ликвидация Гнвп
• Тренажер Распознавания И Ликвидация Гнева

Поставка тренажера распознавания и ликвидации газонефтепроявлений с учетом.

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.

1. Смотреть видео Компьютерный тренажер «Распознавание и ликвидация газонефтеводопроявлений (ГНВП)» онлайн, скачать на мобильный. 0 0 Фаниль Ахмадеев 5 год.
2. 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.
3. Компьютерный тренажер 'Распознавание и ликвидация. Тренажёр «Распознавание.

Причины ГНВП Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:. 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-подьёмных 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 полутора суток. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий. Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды. Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.

Признаки ГНВП Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счёт изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания, на поверхности скважины образуются определённые признаки, свидетельствующие о существовании ГНВП. Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма. Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.

Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины. Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде. 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:. 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. 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. 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. 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.

Видео: Причины проявления ГНВП.

Тренажер Распознавания И Ликвидация Гнвп

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. 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. 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:. Простота применения;. Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.

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 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 ρ гл = ρ пр+Р из.т./9,81×Н(4.5) где ρ пр – исходный вес бурового раствора, кг/м 3; Р из.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 V к=(πD в 2/4)×L(4.6) где D в – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м. Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле V к.п.= π(D c 2-D н.к. 2)/4×L(4.7) где D c – диаметр скважины, мм; D н.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 P н=P пр+P из.т.(4.10) 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.

Тренажер Распознавания И Ликвидация Гнева

После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю. P к= P пр×( ρ гл/ ρ пр)(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. Порядок выполнения работы 1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР прок) 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 Показания 1 ого насоса Показания 2 ого насоса N - ходов N/2 - ходов N - ходов N/2 - ходов ΔР прок 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. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р и.бт) и обсадной колонне (Р.

Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора. Определить вид поступившего в скважину флюида. 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. 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).

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. 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. 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). 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. Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового раствора плотностью ρ гл.

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. 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. Преимущества метода:. 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. Недостатки метода:. 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 1.

Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР прок) в циркуляционной системе при рабочем режиме циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подаче буровых насосов. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р и.бт) и обсадной колонне (Р.

Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления. Определить вид поступившего в скважину флюида. 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. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I). 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.

Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком. 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. 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 Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР прок) в циркуляционной системе (давление прокачивания) при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р и.бт) и обсадной колонне (Р. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления. Определить вид поступившего в скважину флюида. 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. 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. 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. После заполнения бурильных труб утяжеленным раствором продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора ρ к до полного удаления газа из скважины (участок II, III). 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. 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: V p = H v×(πD 2/4) (объем с учетом бурильного инструмента или без него). 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 Р р/м=ρ рg/π(D c 2-D н.к.

2)/4 (4.12). Найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле H v=P р.д./ Р р/м (4.13). 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. Р цикл1=Р из.т+ Р п+ Р р.д. Второй этап вытеснения газа раствором.

Начать закачивание в скважину того же раствора, который использовался при начале проявления (ρ н). Нагнетание вести очень медленно через линию для глушения скважины. P из.к начинает повышаться. Дать ему возможность достичь значения MAASP, минуя запас на противодавление. В этот момент надо выключить насос. 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). Н v = V p /(πD 2/4), ∆Р = 9,81 ρ н H v Медленно выпускать газ до тех пор, пока P из.к не достигнет значения конечного P из.к - ∆PI. На этом этапе стравливают газ, раствор при этом не выпускается. 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 V 3, как указано выше число емкостей будет Nб = V т/V п 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;. 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. 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. 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.