Исследование параметров НГВП

УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)

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

• снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;

• нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;

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

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

  Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан

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

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

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

• закрыть обратный клапан.

Закрытие скважины

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

4.1.1 "Мягкое закрытие " скважины

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

Порядок работ при "мягком закрытии" скважины:

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

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

• постепенно закрыть штуцер;

• закрыть механическую задвижку после штуцера;

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

4.1.2 "Жесткое закрытие" скважины

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.

Исследование параметров НГВП

После закрытия скважины и стабилизации давлений в бурильной колонне и кольцевом пространстве регистрируют через 10-15 минут следующую устьевую информацию о флюидопроявлении:

 1. Время возникновения НГВП

 2. По показаниям манометров на устье скважины регистрируют установившееся давление в трубах бурильной колонны Ри (бт) и кольцевом пространстве Ри. кп (Рис. 4.1).

Рисунок 4.1- Характер изменения давлений в трубах и кольцевом

                  пространстве после закрытия скважины при НГВП

3. Вес бурового инструмента на крюке.

4. Параметры бурового раствора.

5. Рассчитывают давление проявляющего пласта

Рпл. = Ри (б к) + ρg H,                                                                      (4.1)

где ρ – плотность буровой промывочной жидкости

6. По расходомеру в приемной емкости определяют объем (V₀) поступившего пластового флюида.

7. Определяют вид поступившего флюида

визуально и по формуле

                                                                                                   (4.2)

где                - высота столба поступившего пластового флюида, м;

                        S – площадь кольцевого пространства скважины, м².

          если: ρ = 10-360 кг/м³         – газ;

      ρ = 360 - 700 кг/м³          – газоконденсат;

      ρ = 700-1080 кг/м³          – газированная нефть;

      ρ = 1080-1200 кг/м³        – пластовая вода.

8. Определяют плотность жидкости глушения

                                                                                                   (4.3)

9. Определяют максимально допустимые давления при глушении скважины