Предупреждение ГНВП

1. Предупреждение ГНВП

2.

В большинстве случаев первичное
управление скважиной будет сохраняться,
если соблюдаются элементарные правила
бурения. Соблюдение ряда этих правил
предполагает наличие, использование и
хорошую работу некоторых типов
оборудования на буровой.

3.

По степени опасности
возникновения
газонефтеводопроявлений
скважины подразделяются на
категории:

4. Первая категория:

- газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
- нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3;
- нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в
скважину через нарушения колонны или в результате заколонных
перетоков;
- нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим
гидростатическое более чем на 10 % ;
- нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года
с пластовым давлением превышающим гидростатическое более
чем на 10 %;
- нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в
зоне газоносности;
- нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные
между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с
мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также
находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров
и ближе.

5. Вторая категория :

• нефтяные скважины, в которых пластовое
давление превышает гидростатическое не
более чем на 10 % и газовый фактор
более 100 м3/м3, но менее 200 м3/м3;
нагнетательные скважины со сроком
ввода под закачку более года с пластовым
давлением превышающим гидростатическое
более чем на 10 %.

6. Третья категория :

• нефтяные скважины, в которых давление
равно или ниже гидростатического и
газовый фактор менее 100 м3/м3;
• нагнетательные скважины, расположенные
вне контура газоносности, пластовое
давление которых превышает
гидростатическое не более чем на 10 %.

7. Проявление пластового флюида

• При бурении и отборе керна – на забое
скважины.
• При СПО или других специальных операциях
– не обязательно на забое скважины.

8. Приборы и системы раннего обнаружения проявлений

устройство для долива скважины;
уровнемеры в приемной и доливной емкостях;
устройство для определения объема промывочной жидкости в
циркуляционной системе;
расходомер промывочной жидкости на входе в скважину;
расходомер промывочной жидкости на выходе из скважины;
газометр, регистрирующий содержание газа в промывочной
жидкости;
газоанализатор;
плотномер промывочной жидкости на входе в скважину;
плотномер промывочной жидкости на выходе из скважины;
моментомер роторный;
устройство для измерения механической скорости бурения;
индикатор веса;
указатель уровня раствора в скважине;
прибор, подающий звуковой и световой сигнал при увеличении
объема промывочной жидкости в приемных емкостях.

9. При бурении

• Следить за изменением всех индикаторов порового
давления, имеющихся на буровой.
• Контролировать изменение расхода на входе и выходе
из скважины и изменение уровня в емкостях при
циркуляции. Убедиться, что различные измерительные
средства работают нормально и что системы
сигнализации хорошо настроены.
• Контролировать давление нагнетания и
производительность насосов.
• Управлять траекторией скважины, чтобы не допустить
пересечений с добывающими скважинами.
• При разведочном бурении избегать перенасыщения
кольцевого пространства шламом.

10. При бурении

• В практике, как за рубежом, так и в буровых
организациях после разбуривания башмака
обсадной колонны проводятся работы по
определению давления начала поглощения
пород под башмаком.
• Этим определяется максимально допустимое
увеличение плотности промывочной жидкости
при дальнейшем ведении буровых работ
• При бурении первой скважины на
месторождении аналогичные исследования
необходимо проводить для каждого вновь
вскрытого продуктивного пласта.

11. При бурении

• После каждого спуска инструмента для бурения, расширения
ствола или проработки необходимо включить буровые насосы и
зафиксировать давление на манометре.
• При установившейся циркуляции промывочной жидкости по
циркуляционной системе регулируют датчики уровнемеров в
приемных емкостях так, чтобы их указатели показывали об
увеличении объема на 1 м3.
• Если в процессе бурения датчики уровнемеров подают сигнал
на пульт бурильщика, необходимо поднять ведущую трубу над
ротором, одновременно выключив буровые насосы, и
определить наличие движения промывочной жидкости из
скважины по желобам. При движении жидкости из скважины
герметизируют устье.

12. Спуско-подъёмные операции

• Половина всех проявлений – при проведении
СПО.
• Причина – ошибки персонала.

13. Необходимые меры предосторожности можно разделить на :

Спуско-подъёмные операции
Необходимые меры предосторожности
можно разделить на :
• предупредительные меры до СПО.
• предупредительные меры во время СПО.

14.

Спуско-подъёмные операции
Предупредительные меры до СПО
• Наличие такой плотности бурового раствора, чтобы
учитывался эффект “минимального поршневания”.
• Циркуляция в течение не менее одного цикла
• Содержание газа с забоя должно быть уменьшено
(максимум 5%).
• Убедиться в том, что до и на протяжении СПО
оборудование для измерения уровня раствора в
приемной емкости функционирует нормально и что
системы сигнализации правильно настроены.
• Убедиться, что скважина заполнена раствором и
проверить путем прямого наблюдения, что его
уровень остается стабильным при статических
условиях.

15.

Спуско-подъёмные операции
Предупредительные меры во время СПО
• Для каждой трубы убеждаются, что объем бурового
раствора на входе и на выходе скважины равен объему
колонны труб, входящей и выходящей из скважины.
• Если возникнет необходимость в перекачке бурового
раствора для заполнения или опорожнения доливной
емкости, СПО прекращают.
• Скорость подъема колонны труб должна соответствовать
условиям скважины (зазор между стенкой скважины и
компоновкой нижней части бурильной колонны, реология
раствора) с целью уменьшения риска свабирования.

16.

Спуско-подъёмные операции
Предупредительные меры во время СПО
• При подъеме наблюдение за скважиной в статическом
состоянии должно проводиться до башмака последней
обсадной колонны и до выхода КНБК.
• Для ограничения свабирования в осложненных зонах
открытого ствола рекомендуется осуществлять
циркуляцию во время подъема при прохождении КНБК
в этих зонах.
• Если предполагается поступление пластового флюида
в скважину во время подъема, следует остановить СПО
и провести наблюдение за скважиной.

17. Спуско-подъёмные операции

Время нахождения колонны труб вне скважины
должно быть сведено к минимуму.
При спуске, если буровой раствор включает в себя
значительную часть гелеобразных компонентов,
необходимо предусмотреть осуществление
циркуляции с равномерными интервалами или
вращать колонну труб, чтобы ограничить
избыточные давления.
Когда колонна труб оснащена клапаном, не
забывать о заполнении ее в процессе спуска.

18. При специальных операциях

• Кроме обычных мер предосторожности, и в
зависимости от текущих операций в буровой следует
предусмотреть:
- переводник для обеспечения соединения с бурильной
колонной,
- оборудование для обеспечения циркуляции,
- предохранительные клапаны для перекрытия
внутренней полости колонны труб в скважине,
- кабельное соединение для операций каротажа и
спуска приборов на тросе.

19. При длительных простоях

• С целью предотвращения снижения давления во время длительных
простоев (до 1 месяца) скважина должна быть заполнена
качественной промывочной жидкостью с плотностью на 15%
превышающей градиент пластового давления. Бурильные или
насосно-компрессорные трубы должны быть спущены на
максимально возможную глубину и установлена периодичность
промывок.
• При простоях скважин сроком три месяца и более выше каждого
продуктивного горизонта, а также в башмаке обсадной колонны
устанавливают цементные мосты мощностью по 25-50 м, а в
скважинах, содержащих агрессивные компоненты, - не менее 50 м.
• Наличие давления в скважине проверяют не реже 1 раза в три
месяца. В скважинах, содержащих агрессивные компоненты:
сероводород, углекислоту, аммиак, сернистый газ, оксид или диоксид
азота и т.п., цементные мосты устанавливаются из тампонажных
смесей, наименее подверженных их агрессивному влиянию.

20. При отсутствии труб в скважине

• Необходимо осуществлять непрерывный контроль за состоянием и
поведением скважины, когда в ней отсутствует инструмент
• При отсутствии колонны труб в скважине превентор с глухими
плашками должен находиться в закрытом состоянии. В этом случае
линия дросселирования до манометра должна быть в открытом виде,
чтобы можно было контролировать давление в скважине,
одновременно необходимо вести наблюдение и за скважиной.
• Однако все это не освобождает бурильщика от ответственности за
поддержание максимального уровня жидкости в скважине.
• Периодически превентор необходимо открывать и доливать
промывочную жидкость в скважину.

21. При поглощении промывочной жидкости

• При поглощении с падением уровня жидкости постоянно доливают
скважину промывочной жидкостью (в т.ч. и облегченной) или водой и
контролируют уровень в кольцевом пространстве, добиваясь
подъема уровня жидкости до устья.
• К подъему колонны труб выше башмака обсадной колонны
приступают только после заполнения скважины до устья
промывочной жидкостью.
• Особенно тщательно ведут контроль состояния скважины по объему
доливаемой промывочной жидкости, сопоставляя его с объемом
поднимаемого металла труб и пленки от промывочной жидкости на
них.
• Подъем немедленно прекращают, если не будет долито в скважину
0,3-0,5 м3 промывочной жидкости против контрольной величины.

22. Особые случаи поглощений

• Одновременное наличие поглощений
бурового раствора и притока пластового
флюида представляет ситуацию, как правило,
трудно разрешимую.

23. Следует:

• Принять необходимые меры, чтобы
исключить поглощения.
• Регистрировать изменение объема
поглощения.

24. Подготовка бригад

• Поддерживание первичного управления
скважиной является главной задачей
всего персонала на буровой.
• Каждый член бригады должен знать
ожидаемые опасности и получать
информацию, соответствующую его
обязанностям.

25.

• Члены бригады должны убедиться, что
оборудование, необходимое для соблюдения
мер предосторожности, имеется на буровой,
находится в рабочем состоянии и используется
в надлежащем режиме.
• Любые отклонения от нормы должны
отмечаться и как можно быстрее исправляться
(в некоторых обстоятельствах необходимо
прекратить работы до восстановления рабочего
состояния оборудования).

26.

• Лишь часть индикаторов, контролируется
бурильщиком. Если буровая оснащена
станцией геолого-технологического контроля,
прочие параметры отслеживаются
газокаротажником. Наличие надежной связи
между членами буровой бригады, участковым
геологом и техником по буровым растворам
имеет первостепенное значение для удачного
завершения буровых работ.

27.

• Буровая бригада, геолог и техник по буровым
растворам должны быть особенно
бдительными в ходе особых операций.
Персонал сервисных компаний не всегда
осознает опасности, и обычные методы
управления скважиной не всегда могут
использоваться (часто скважина оказывается
в состоянии недостаточной безопасности).

28. На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план

ликвидации аварий, содержащий:
• виды возможных аварий
• распределение обязанностей между работниками
• список должностных лиц и учреждений, которые должны
быть немедленно извещены об аварии;
• списки инструментов, средств индивидуальной защиты,
материалов
• способы оповещения об аварии
• режим работы вентиляции
• необходимость и последовательность выключения
электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов,
перекрытия источников поступления вредных и
пожароопасных веществ;
• первоочередные действия производственного персонала