Флюидопроявления (газонефтеводопроявления). Лекция 3

1. Флюидопроявления (газонефтеводопроявления)

2. Определение

Флюидопроявлением называется самопроизвольное неуправляемое
поступление пластового флюида в скважину, создающее опасность
выброса бурового раствора и открытого фонтанирования.
В зависимости от интенсивности поступления пластового флюида,
проявлениями называются:
• перелив, когда жидкость из скважины выливается при отсутствии
циркуляции бурового раствора;
• выброс, когда жидкость или газожидкостная смесь периодически или
апериодически выбрасывается через устье скважины на большую
высоту;
• фонтан, когда происходит непрерывное интенсивное выбрасывание
на большую высоту значительных объёмов пластового флюида через
устье скважины. При этом фонтанирование бывает управляемым
(закрытым) и неуправляемым (открытым).

3. Основные признаки ГНВП:

• Перелив бурового раствора из скважины при отсутствии циркуляции.
• Увеличение объема промывочной жидкости в приемных ёмкостях при
бурении или промывке скважины.
• Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при
неизменной подаче буровых насосов.
• Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой
жидкости при подъеме инструмента.
• Увеличение объема вытесняемого из скважины раствора при спуске
труб по сравнению с расчетным.
• Снижение плотности бурового раствора при бурении или промывке
скважины.
• Повышенное газосодержание в буровом растворе.
• Увеличение механической скорости проходки.
• Уменьшение давления на насосах.

4. Основной причиной ГНВП при бурении является внезапное или постепенное снижение противодавления на продуктивный пласт,

создаваемого весом столба бурового раствора в скважине, ниже
величины пластового давления, т.е. выполнение условия:
Pскв < Pпл
На возникновение ГНВП оказывают влияние многие факторы:
Геологические факторы:
• недостаточная изученность района буровых работ;
• вскрытие несовместимых зон бурения (гидроразрыв –
поглощение бурового раствора с сопутствующим ГНВП);
• вскрытие зон с АВПД;
• тектонические нарушения в районе буровых работ;
• ошибки в прогнозировании пластовых давлений и определении
глубины залегания горизонта с возможным ГНВП.

5. Технико-технологические факторы:

использование бурового раствора меньшей плотности, чем предусмотрено
проектом;
падение высоты столба бурового раствора в скважине в результате поглощения;
падение высоты столба бурового раствора за счет недолива скважины при подъеме
бурильного инструмента;
наличие поршневого эффекта при СПО;
неконтролируемый ввод химреагентов, воды, нефти в процессе химобработки
бурового раствора;
перетоки, обусловленные разностью плотностей бурового раствора в трубном и
затрубном пространствах (сифон);
нарушение технологии ликвидации прихвата бурильного инструмента установкой
жидкостных ванн;
длительный простой скважины без циркуляции;
отклонение от проектной конструкции скважины (недопуск ОК до проектной
глубины);
нарушение технологии крепления скважин (некачественное цементирование,
негерметичность ОК);
нарушение целостности бурильной и О.К. во время их спуска;
закупорка клапана ЦКОД с последующим его разрушением в процессе спуска ОК;
искусственные зоны с АВПД.

6. Организационные факторы:

• степень совершенства организации и планирования
противовыбросовых мероприятий в буровом
предприятии;
• низкая квалификация исполнителей работ;
• низкая трудовая и технологическая дисциплина
персонала буровых бригад;
• недостаточный уровень подготовки персонала
буровых бригад по вопросам предупреждения и
обнаружения ГНВП на ранней стадии.

7. Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны:

• Недостаточная обученность персонала буровых бригад и
специалистов предприятия приемам и методам предупреждения и
ликвидации газонефтеводопроявлений.
• Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим
условиям бурения и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и
газовой промышленности».
• Некачественное цементирование обсадных колонн.
• Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа
противовыбросового оборудования на устье скважины.
• Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
• Отсутствие устройств для перекрытия канала бурильной или обсадной
колонны.
• Недостаточная дегазация раствора при газонефтеводопроявлении.
• Несвоевременность обнаружения возникновения
газонефтеводопроявлений.
• Низкий уровень квалификации персонала буровой бригады.
• Низкая производственная дисциплина.

8. ПОМНИТЕ:

ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН ЛЕГЧЕ
ПРЕДУПРЕДИТЬ,
ЧЕМ ЛИКВИДИРОВАТЬ!

9. Пластовое давление и давление в скважине

Нормальное равно гидростатическому давлению столба воды
плотностью =1000 кг/м3 от кровли пласта до поверхности по
вертикали. Нормальное Pпл = ρвgH.
Аномальное характеризуется отклонением от нормального в
большую или меньшую сторону.
Коэффициент аномальности Kа показывает во сколько раз
фактическое превышает гидростатическое давление воды
плотностью 1000 кг/м3 на той же глубине Н:
Если: Ка = 1 – пластовое давление нормальное.
Если: Ка > 1 – пластовое давление аномально высокое – АВПД.
Если: Ка < 1 – пластовое давление аномально низкое – АНПД.

10. Для того чтобы уравновесить и создать необходимое противодавление на пласт для безопасного ведения буровых работ, скважину

заполняют буровым раствором
• Давление столба бурового раствора на забое
скважины может различаться в статическом и
динамическом режимах.
• Статический режим – отсутствие циркуляции
бурового раствора в скважине, в том числе
при загерметизированном устье.
• Динамический режим – установившаяся
циркуляция бурового раствора в скважине, в
том числе при загерметизированном устье.

11. Величина забойного давления регулируется плотностью бурового раствора

Величина плотности бурового раствора выбирается в
соответствии с Правилами безопасности в нефтяной
и газовой промышленности: плотность бурового
раствора должна обеспечивать создание столбом
раствора гидростатического давления на забой
скважины, превышающего пластовые давления на
величину не менее:
• 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов
от 0 до 1200 м);
• 5 % для интервалов от 1200 м до проектной
глубины.

12. Минимальная плотность бурового раствора

ρ — плотность бурового раствора, кг/м3;
P — пластовое давление, Па;
g — ускорение силы тяжести, м/с2;
пл
Lk — глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом
пластового давления, м;
K — коэффициент превышения.
Числовые значения K необходимо принимать в зависимости от
конечной глубины интервала бурения:
- при L < 1200 м, K = 1,1
- при L ≥ 1200 м, K = 1,05
p
p
p
p

13. Минимальная плотность бурового раствора

В необходимых случаях рабочим проектом строительства
скважины может предусматриваться большая величина
плотности бурового раствора, чем найденная по
указанной формуле, однако при этом максимально
допустимая репрессия (с учетом гидродинамических
нагрузок) должна исключать возможность
гидроразрыва пород или поглощение раствора на
любой глубине интервала совместимых условий
бурения.
Следует также придерживаться рекомендаций, согласно
которым противодавление на горизонты не должно
превышать пластовые давления на 1,5 МПа для
скважин глубиной до 1200 м и (2,5…3,0) МПа для более
глубоких скважин.

14. Технические средства обнаружения ГНВП

• уровнемер – определяет повышение или снижение уровня
бурового раствора в приемной емкости; в сложных геологических условиях устанавливается регистрирующий
дистанционный уровнемер с записью на диаграмме в единицах
объема;
• расходомер – регистрирует относительные изменения скорости
потока на выходе из скважины – индикатор потока;
• дифференциальный расходомер – регистрирует разность
объемных скоростей потока бурового раствора на входе в
скважину и на выход нее;
• газокаротажная станция АГКС-4, АГКС-5 для проведения
газового каротажа в процессе бурения скважин на нефть и газ с
целью выявления и оценки газонефтенасыщенных пластов
• станция геолого-технического контроля – СГТ-2, СГТ-3 для
прогнозирования нефтегазосодержащих пластов до их
вскрытия скважиной и проведения комплекса технологических
исследований при бурении скважины

15. Герметизация устья скважины

Циркуляционная система: 1
— буровой насос; 2 — стояк; 3 —
буровой шланг; 4 — вертлюг; 5
— шаровой кран; 6— переводник
рабочей трубы; 7 — бурильная
труба; 8 — УБТ; 9 — долото; 10
— патрубок с устьевой
воронкой; 11 — выкидная линия;
12 — вибросито; 13 — приемная
емкость бурового раствора; 14 —
линия долива скважины.
Противовыбросовое
оборудование: А — превентор;
В — линия глушения; С —
резервная линия глушения; D —
линия дросселирования; Е —
резервная линия дросселирования; F — блок
дросселирования; G — дроссель;
Я — линия сброса от дросселя; /
— газовый сепаратор; J —
дегазатор; К — резервный амбар

16. Противовыбросовое оборудование

17. Противовыбросовое оборудование

В полный комплект противовыбросового оборудования входят
два- три плашечных, универсальный и вращающийся
превенторы, аппаратура дистанционного управления ими, а
также система трубопроводов обвязки с задвижками (кранами)
высокого давления с дистанционным управлением и система
регулируемых и нерегулируемых штуцеров.
Превентор — это специальная задвижка высокого давления.
Превенторы бывают:
• плашечные с глухими плашками;
• плашечные с вырезными плашками;
• универсальные;
• вращающиеся.

18.

Противовыбросовое
оборудование

19.

Превентор с
трубными плашками
Превентор с глухими
срезающими плашками

20. Кольцевые противовыбросовые превенторы

21. Сборка превенторов

А — универсальный превентор
закрыт; В — плашечный
превентор с трубными
плашками закрыт; С —
плашечный превентор с
глухими плашками закрыт;
1 — под давлением; 2 —
ротор; 3 — выходная линия
бурового раствора из
скважины; 4 — универсальный
превентор; 5 — плашечный
превентор с трубными
плашками; 6 — плашечный
превентор с глухими
плашками; 7 — крестовина; 8
— линия дросселирования; 9
— линия глушения; 10 —
резервная линия
дросселирования; 11 —
резервная линия глушения

22. Схема установки ПВО при АВПД

А — аварийные линии; Б — рабочая
линия дросселирования; В —
резервная линия дросселирования;
1 — разъемный желоб для
промывочной жидкости; 2 —
фланцевая катушка; 3 —
вращающийся превентор; 4 —
универсальный превентор; 5 —
плашечные превенторы с
вырезными плашками; 6 —
превентор с глухими плашками; 7,
17— крестовины; 8 — колонная
головка; 9— обсадная колонна; 10—
манометры; И — быстроразъемные
соединения; 12 — быстросъемные
штуцеры; 13 — задвижки с
гидравлическим управлением; 14 —
задвижки с ручным управлением; 15
— отбойная камера; 16 —
регулируемые штуцеры; 18 —
тройники; 19 — запорные
устройства; 20 — разделители к
манометрам