Контроль скважины: управление скважиной при ГНВП

1.

«Контроль скважины. Управление
скважиной при ГНВП»
Допуск А, В, С, И, Р

2.

ВВЕДЕНИЕ В КУРС
ОХРАНА ТРУДА. РАСПИСАНИЕ.
ЭКЗАМЕН.

3.

ФОТО/ВИДЕО СЪЕМКА ЗАПРЕЩЕНА!
Будьте добры, переведите
Ваши мобильные телефоны в БЕЗЗВУЧНЫЙ
режим на время лекций!

4.

ОБРАТИТЕ ВНИМАНИЕ!
Лица с признаками алкогольного или
наркотического опьянения не допускаются к
прохождению обучения.

5.

Распорядок дня
Начало учебы – 9:00
Обед – 12:00 – 14:00
Окончание учебного дня – 17:00
В выходные и праздничные дни обучение не
проводится.

6.

Продолжительность учебы
Допуск «А» – 6 дней (пом. бурильщика, машинист, слесарь,
оператор ПКС и т.д.)
Допуск «В» – 7 дней (бурильшик)
Допуск «С» – 8 дней (мастер, супервайзер, начальник, геолог,
инженер и т.д.)
Допуск «И» – 6 дней (оператор по исследованию, добычи)
Допуск «Р» – 7 дней (мастер по добыче/исследованию,
начальник промыла и т.д.)

7.

Промежуточный экзамен «В» и «С»

8.

Экзамен
Экзамен на ПК в виде тестовых
заданий

9.

Экзамен на ПК
1.80 минут
2.50 вопросов
3.70 % - минимальный проходной
балл
4.Менее 70 % - пересдача
5.Нельзя
пользоваться

10.

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И
ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
ГНВП И ОФ

11.

ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПРИЧИНЫ ГНВП

12.

ГНВП
– состояние скважины, характеризующееся поступлением пластового
флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при
строительстве и ремонте скважин.
Пластовый флюид
– смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов,
находящихся в пластовых условиях газовой и жидкой фазе (пластовый
газ, пластовая нефть, пластовая вода и выпавший в пласте конденсат).
Перелив
– истечение жидкости через трубы или КП при отсутствии циркуляции
в скважине.

13.

Выброс
– аварийное состояние скважины, характеризующееся интенсивным
движением промывочной жидкости из скважины в результате
вытеснения последней флюидом, поступившим из пласта в ствол
скважины.
Фонтан (открытый фонтан)
– аварийное состояние скважины, характеризующееся
неконтролирумым истечением пластового флюида через
трубное, затрубное или оба пространства, через
негерметичности в обсадной колонне или
противовыбросовом оборудовании, а также в результате
грифонообразования при отсутствии возможности
герметизации устья.

14.

Область предупреждения ГНВП
накопление в стволе скважины пластового флюида в пределах от некоторого минимального объема,
определяемого возможностями средств контроля, до допустимого значения
Предупреждение ГНВП
недопущение или ограничение поступления пластового флюида в ствол скважины в
пределах допустимого объема и его удаление из скважины без нарушения непрерывности
технологического процесса
Область ликвидации ГНВП
поступление пластового флюида в ствол скважины в объеме, превышающем допустимое значение и до
некоторого предельного значения
Ликвидация ГНВП
удаление из скважины пластового флюида, поступившего в скважину в объеме более
допустимого, но менее предельного

15.

Допустимый объем притока
объем притока пластового флюида в ствол скважины, который определяется из
условий обеспечения контролируемости скважины и реализации мероприятий по
ликвидации ГНВП без осложнений (стандартные методы ликвидации)
Предельный объем притока
предельно допустимый объем притока пластового флюида в забойных условиях, при
котором ни одно из «опасных сечений» в скважине не будет испытывать перегрузок,
превышающих максимально допустимые значения, при его удаления из скважины
стандартными методами управления скважиной.

16.

Почему может происходить ГНВП?
Р пластовое > Р забойное
Основные критерии для возникновения ГНВП:
1. Имеется продуктивный пласт в открытом стволе
2. Имеется развитая система связи между продуктивным пластом
и стволом скважины;
3. Имеется депрессия

17.

Последовательность развития
Поступление незначительных объемов пластового флюида в ствол
скважины
Образование пачек бурового раствора, насыщенных пластовым флюидом
Уменьшение плотности бурового раствора
Интенсивный перелив и выброс бурового раствора из скважины
Переход в открытое фонтанирование

18.

Классификация причин ГНВП
1. Геологические
2. Технологические
3. Технические
4. Организационные

19.

Геологические причины
1. Ошибочное или неправильное определение или задание расположения
флюидосодержащих пластов;
2.
Неправильное определение или задание геофизических характеристик
флюидосодержащих пластов, таких как пластовое давление, трещиноватость,
пористость, проницаемость, а также наличие тектонических нарушений;
3. Вскрытие несовместимых интервалов бурения и т. д.

20.

Технологические причины
1.
2.
3.
Низкое качество методик выбора инженерно-технологических решений;
Отсутствие или ненадежность методик оценки и прогнозирования результатов реализация
Недостаточный учет геолого-технических факторов при выборе инженерно-технологических
решений;
4. Недостаточный учет требований правил и инструкций безопасного ведения работ при выборе
инженерно-технологических решений;
5. Ошибки при проведении расчетов режимно-технологических параметров технологических
процессов;
6. Ошибочное (как заниженное, так и завышенное) задание плотности бурового раствора;
7. Ошибочное (завышенное) задание скорости углубления;
8. Ошибочное (завышенное) задание скорости проведения спуска бурильных колонн, обсадных
колонн или иных инструментов в скважину;
9. Ошибочное (завышенное) задание скорости проведения подъема бурильных колонн или иных
инструментов из скважины;
10. Планирование длительных простоев скважины без циркуляции.

21.

Технические причины
1. Средства дегазации бурового раствора;
2. Средства очистки бурового раствора от выбуренной породы;
3. Система долива бурового раствора в скважину при проведении операций по
извлечению инструмента из скважины;
4. Противовыбросовое оборудование;
5. Обсадные колонны;
6. Бурильные колонны и элементы ее технологической оснастки;
7. Система, обеспечивающая подачу бурового раствора в скважину;
8. Система, обеспечивающая проведение спускоподъемных операций;
9. Контрольно-измерительная аппаратура;
10. Средства регистрации технологических параметров.

22.

Организационные причины
1. Несоблюдение правил, инструкций, регламентов по проведению технологических
процессов;
2. Несоблюдение правил, инструкций, регламентов по эксплуатации технических
средств и контрольно-измерительной аппаратуры;
3. Низкая или несоответствующая квалификация персонала, как исполнителей, так и
ответственных работников;
4. Недостаточная обученность исполнителей;
5. Низкий уровень и плохая организация профилактической работы по
предупреждению осложнений и аварий;
6. Плохая организация материально-технического обеспечения;
7. Плохая организация технологического контроля производства;
8. Плохая организация технического контроля производства.

23.

Давления в скважине
Гидростатическое давление
– давление вертикального столба
жидкости над условным уровнем
Пластовое давление
– давление пластового флюида
находящегося в пласте.

24.

Репрессия на пласт
ПУНКТ 387
Проектные решения по выбору плотности раствора должны предусматривать создание
столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие
продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину
не менее: 10 % для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200
м); 5 % для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.
ПУНКТ 388
В необходимых случаях в рабочем проекте может устанавливаться большая плотность
бурового раствора, но при этом максимально допустимая репрессия (с учетом
гидродинамических нагрузок) должна исключать возможность гидроразрыва пород или
поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

25.

Плотность раствора и его запас
ПУНКТ 392
Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа),
закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см³ от
установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и
осложнений)
ПУНКТ 394
При производстве буровых работ необходимо иметь запас бурового раствора в
количестве НЕ МЕНЕЕ ДВУХ объемов скважины: один в емкостях буровой установки,
второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для его
оперативного приготовления.

26.

Гидростатическое давление
Плотность раствора (г/см³) × 0,00981 × ГСВ (м)
ГСВ – 3000 м
Плотность р-ра – 1,07 г/см³
Чему равно гидростатическое давление на забое
скважины?
1,07 г/см³ × 0,00981 × 3 000 м = 31,5 МПа

27.

Линии защиты
Первая линия защиты
Предотвращение притока пластового флюида в ствол скважины за счет
поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.
Вторая линия защиты
Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования
гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.
Третья линия защиты
Предотвращение открытого выброса за счет ликвидации ГНВП стандартными
методами и обеспечения возможности возобновления первой линии защиты

28.

Забойное давление
Давление создаваемое столбом жидкости, гидродинамическими изменениями за счет
циркуляции раствора, а также наличием избыточным давлением при закрытой скважине
В статике = гидростатическому давлению;
В динамике (прямая циркуляция) = гидростатике + потери
давления в КП;
При ГНВП с загерметизированным устьем = гидростатике + Р
изб. на устье;
При ГНВП во время циркуляции через дроссель = гидростатике
+ потери давления в КП + Р изб. на устье;
Возрастает при запуске насосов;

29.

Эффект U-образной трубки
Трубы
КП
(кольцевое
пространство)
«Затруб»

30.

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ
СНИЖЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

31.

Причины снижения забойного давления
• Снижение плотности бурового раствора;
• Свабирование/поршневание во время СПО;
• Неверная интерпретация объема долива или его отсутствие;
• Снижение уровня в скважине;
• Вскрытие напорных горизонтов на буровом растворе с плотностью, не
соответствующей проекту.

32.

Свабирование
- временное снижение забойного давления во время подъема
инструмента.
• Высокая скорость подъема;
• Высокая вязкость раствора;
• Небольшая площадь КП;
• Конфигурация КНБК и ее длина;
• Сальники на элементах КНБК;
• Большое количество шлама в КП.

33.

Контроль долива при подъеме
Проверить скважину на перелив
Заполнить таблицу долива перед подъемом
Контролировать скорость подъема труб
Вести непрерывный долив
Вести контроль долива
КРС – более 0,2 м³
Строительство – более 0,5 м³

34.

Поршневание
- временное повышение забойного давления во время спуска
инструмента.
• Высокая скорость спуска;
• Высокая вязкость раствора;
• Небольшая площадь КП;
• Конфигурация КНБК и ее длина;
• Сальники на элементах КНБК;
• Большое количество шлама в КП.

35.

Контроль долива при спуске
• Ограничивать скорость спуска
• Вести контроль вытеснения
• Объем спущенного = объему вытеснения
• КРС – более 1 м³
• Строительство – более 1 м³
• После спуска промыть скважину

36.

Поглощение бурового раствора
При получении полной потери циркуляции (катастрофическое поглощение без выхода
раствора на поверхность) необходимо:
Попытаться долить скважину облегченным буровым раствором до устья;
Зафиксировать объем доливаемой жидкости;
Поднять трубы в обсадную колонну, подобрать необходимый литраж.

37.

Гравитационное замещение
- это замещение пластового флюида буровым раствором при определенных условиях
залегания пластов и специфической геологической структуре.
• Тектонически нарушенные породы
• Большое количество трещин
• Открытость трещин свыше 1-2 мм
• Углы падения свыше 10-15°
• Кратковременное воздействие
• Неизменный объем в скважине
• Наличие газа – увеличение давления

38.

Диффузия
- это молекулярное проникновение одного вещества в другое при непосредственном их
контакте.
• Разность концентраций
• Прекращается при выравнивании
• В среднем за сутки 0,2 м³

39.

Осмос
– это односторонняя диффузия растворителя через полупроницаемую мембрану в
более концентрированный раствор
Сужение
Сальники
Осыпание
Повышение плотности

40.

Седиментация
– это процесс оседания твердых частиц, диспергированных в нем под воздействием
силы тяжести. В результате седиментации происходит расслоение бурового раствора с
образованием осадка и обедненной или чистой водной фазы бурового раствора.
низкое значение структурно-механических свойств бурового раствора;
низкое качество химических реагентов структурообразователей и глины;
низкое качество утяжелителя (крупный размер частиц);
поступление в ствол скважины пластовых флюидов (снижение
удерживающей способности бурового раствора; химическая агрессия со
стороны пластовых флюидов, разрушающая химические реагенты
структурообразователи или снижающие эффективность их действия);
• недостаточная очистка бурового раствора от выбуренной породы.
Контракция
– это процесс уменьшения объема (усадка) при смешивании воды с цементами (глинами
и т.п.) по сравнению с исходным.

41.

Поведение газа в открытой скважине

42.

Поведение газа в открытой скважине
• Газ увеличивается в объеме по мере движения в вертикальном
участке скважины
• Максимальный объем газ имеет возле поверхности
• Максимальное снижение забойного давления будет, когда газ
окажется возле поверхности

43.

КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ

44.

Косвенные признаки
указывают на возможное поступление в ствол скважины пластового флюида
1. Увеличение механической скорости
2. Увеличение крутящего момента на роторе
3. Изменение давления на буровых насосах
4. Изменение параметров промывочной жидкости
5. Снижение уровня столба промывочной жидкости в скважине при технологических
остановках и простоях
При обнаружении косвенных признаков особое внимание предъявляется к прямым
признакам. Проведение проверки на перелив.

45.

ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ

46.

Прямые признаки
Увеличение скорости потока выходящего бурового раствора из скважины при
постоянной подаче буровых насосов;
Увеличение уровня (объема) бурового раствора в приемной емкости;
Уменьшение доливаемого объема при подъеме в сравнении с расчетным;
Увеличение вытесняемого объема при спуске в сравнении с расчетным;
Перелив из скважины при остановленных насосах;
Повышение газосодержания и снижение плотности промывочной жидкости.

47.

Перед вскрытием напорного пласта
На буровой должны быть вывешены плакаты, со следующей информацией для
бригады:
Допустимый объем поступления пластового флюида;
Допустимое давление на стояке при восстановлении циркуляции;
Периодичность долива скважины при подъеме инструмента;
Допустимая скорость спуска труб;
Объем вытесняемой промывочной жидкости при спуске через 5 свечей;
Давление опрессовки обсадной колонны;
Давление гидроразрыва наименее прочных пород у башмака обсадной колонны;
Расстояние от стола ротора до плашек нижнего превентора;
Критическую глубину нахождения для всех применяемых на скважине диаметров
бурильного инструмента

48.

Контролируемые параметры
• Вес на крюке с регистрацией на диаграмме
• Крутящий момент на роторе
• Механическая скорость проходки
• Давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме или в
журнале
• Расход промывочной жидкости на входе и выходе из скважины
• Уровень бурового раствора в приемной емкости
• Газосодержание бурового раствора
• Плотность и другие свойства бурового раствора

49.

Требования к технологии ведения работ
С целью предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину при проведении
основных технологических операций необходимо проводить:
• промывку скважины перед подъемом и после спуска инструмента для вымыва
забойной пачки, выравнивания параметров промывочной жидкости;
• своевременный долив скважины при подъеме инструмента с контролем и записью в
журнале;
• качественную дегазацию бурового раствора с записью в журнале плотности до и
после дегазации;
• контроль и химобработку бурового раствора для регулирования реологических
свойств (вязкость, СНС и др.)

50.

Область предупреждения
— это действия, указывающие на возможное поступление пластового флюида и требующие вашего внимания и
разбора причины случившегося.
Объем притока флюида не превышает допустимого значения;
Увеличение расхода на выходе из скважины на 10% но не более 20%;
Газосодержание превышает фоновое значение менее чем на 5%;
Движение промывочной жидкости прекратится в течении 3 минут.
Область ликвидации
— это действия, направленные на герметизацию устья и осуществления действий, направленных на
возвращение первой линии защиты в строй.
Объем притока превышает допустимый;
увеличение расхода на выходе из скважины превысит 20%;
Если же газосодержание превысит фоновое значение более чем на 5%;
Движение промывочной жидкости не прекращается после остановки насоса более 3 минут.

51.

ГЕРМЕТИЗАЦИЯ УСТЬЯ

52.

Первоочередные действия
При их появлении должна быть произведена проверка скважины на перелив:
1. Останавливается вращение ротора.
2. Замок бурильной трубы устанавливается над ротором на высоте не менее одного метра в месте,
удобном для последующих отворотов и наворотов.
3. Фиксируется тормоз.
4. Останавливается циркуляция (не открывая ДЗУ).
Постепенное прекращение инерционного движения жидкости из скважины, прекращающееся в течение 3
минут, свидетельствует о превышении гидростатического давления столба бурового раствора над
пластовым давлением и позволяет продолжить прерванный производственный процесс. Продолжение
перелива после выключения насоса – прямой признак ГНВП.
При появлении прямых признаков ГНВП буровая вахта обязана немедленно загерметизировать устье
скважины согласно «Оперативной части» ПМЛА.

53.

Время герметизации устья скважины
Не более 5 минут, если ГНВП произошло при:
Бурении, проработки и промывки;
Спуске обсадной колонны;
Цементировочных работах;
При отсутствии бурильных (обсадных) труб в скважине (ремонт, простой, геофизические
работы.
Не более 12 минут, если ГНВП произошло при:
• Спускоподъемных операциях.

54.

Порядок герметизации устья скважины
1. Подается условный сигнал «Выброс»
2. Останавливается вращение ротора
3. СИЗ приводятся в готовность
4. Замок бурильной трубы устанавливается над ротором на высоте не менее 1 м
5. Фиксируется тормоз бурой лебедки
6. Останавливается циркуляция
7. Открывается гидроприводная задвижка на линии дросселирования
8. Закрывается ПУГ. При его отсутствии или несрабатывании – верхний плашечный превентор
9. На блоке дросселирования закрывается задвижка перед регулируемым дросселем
10. В случае закрытия плашечного превентора фиксируются плашки ручными штурвалами
11. Устанавливается наблюдение за давление в бурильных трубах и затрубном пространстве с записью в
журнале через каждые 10 мин

55.

Порядок приведения срезающего превентора в обстоятельствах,
создающих реальную угрозу потери управления скважиной
1. Открывается задвижка на выкидной линии под нижним плашечным превентором.
2. Бурильная колонна разгружается на плашки нижнего плашечного превентора.
3. Включается срезной превентор.
4. Закрывается задвижка на выкидной линии под нижним плашечным превентором.
Буровой мастер обязан не реже раза в неделю проводить учебно-тренировочные
занятия (УТЗ) с каждой вахтой, а с работниками военизированных частей не реже раза в
месяц.

56.

Мастер - руководитель бригады (п. 14.4.10 СТО Газпром 2-3.2-193-2008) отвечает
персонально за укомплектованность и работоспособность буровой установки и
бригады, а именно:
• оснащенность бригады необходимой проектной, нормативной и инструктивной документацией, ее
комплектность и сохранность;
• обеспеченность буровой установки необходимыми технологическими материалами, средствами малой
механизации, контрольно-измерительными и регистрирующими приборами, их комплектность, работоспособность и
сохранность;
• своевременность проведения инструктажей по видам выполняемой работы;
• работоспособность ПВО и соответствие плашек превенторов размеру используемого бурильного инструмента;
• качество ведения и сохранность первичной документации (вахтовый журнал, журнал замера параметров
промывочной жидкости и др.);
• качество подготовки ствола, оснастку, спуск обсадных колонн и монтаж колонных головок;
• наличие утвержденного плана и его выполнение при проведении на скважине сложных или аварийных работ.

57.

Бурильщик - руководитель вахты (п. 14.4.11 СТО Газпром 2-3.2-193-2008) отвечает
за функциональные действия членов вахты в том числе за:
долив скважины во время подъема инструмента;
поддержание качества и регистрацию параметров промывочной жидкости;
контроль за уровнем промывочной жидкости в приемных емкостях;
наличие и качество запасной промывочной жидкости;
исправность контрольно-измерительных и регистрирующих приборов;
завершенность цикла промывки скважины перед подъемом инструмента;
исправность ПВО и пульта управления, в т.ч. дублирующего;
исправность буровых насосов, манифольда, бурового шланга, вертлюга;
наличие и работоспособность шаровых кранов в местах их установки, хранение обратных клапанов с
приспособлениями для установки их в открытом положении и «аварийной» трубы с переводниками;
определение точной меры бурильного инструмента и всех элементов, ее составляющих;
комплектность и обученность вахты первоочередным действиям вовремя ГНВП;
достоверность записей в первичных документах.

58.

Успешная герметизация устья
Выходной поток на желобе прекратился
Отсутствие утечек в ПВО
В приемной емкости не растет уровень
Устьевые манометры фиксируют избыточное давление
Закрыть КШЦ необходимо при росте давления в трубах до величин, опасных для
обвязки буровых насосов, либо при выявлении негерметичности бурового манифольда.

59.

По завершении герметизации устья
Время начала проявления
Устьевое давление в бурильных трубах
Устьевое давление в затрубном пространстве
Объём притока в приемной емкости
Плотность промывочной жидкости до проявления
Вес инструмента на крюке
Глубину скважины по стволу и по вертикали
По завершении мероприятий должно быть организовано наблюдение за возможным возникновением
грифонов вокруг скважины и пропусков жидкости и/или газа в соединениях и узлах ПВО

60.

ПОВЕДЕНИЕ ГАЗА В
ЗАКРЫТОЙ СКВАЖИНЕ

61.

62.

Миграция газа
Давление в пачке равно пластовому
Флюид с меньшей плотностью мигрирует вверх
Объем газа не меняется
Газовый приток несет пластовое давление
Давление в трубах растет
Давление в КП растет
Давление на забое растет
Нефть/вода не несет в себе давление
Скорость миграции 300 м/час