какой способ глушения скважин при гнвп обычно применяется в отечественной практике бурения
Как осуществляется управление давлением на второй стадии контроля?
+ Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО
— Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ
— Путем установки цементных или баритовых пробок
В результате чего могут возникнуть осложнения при НГВП?
— В результате прихватов
— В результате кавернообразования
+ Поступления в скважину флюида в объеме, превышающем предельное значение
Является ли буровой раствор с пузырьками газа в нем надежным индикатором ГНВП?
18. Определить тип превентора:
Что необходимо выполнить при ликвидации ГНВП во время СПО?
+ Осуществить спуск бурильной колонны до забоя
— Осуществить подъем бурильной колонны
Какое устройство препятствует измерению давления в бурильных трубах при закрытии скважины?
Что является причиной большинства выбросов?
— Аномально-высокие пластовые давления
+ Отсутствие реакции или неправильные действия людей в таких ситуациях
— Отказы оборудования противовыбросовых превенторов
Какой способ закрытия скважины при ГНВП обычно применяется в зарубежной практике бурения?
— «Мягкое закрытие» скважины
+ «Жесткое закрытие» скважины
Какова длина линий глушения и дросселирования для газовых скважин?
Какие признаки ГНВП при СПО являются явными (прямыми)?
+ Уменьшение объема доливаемой в скважину БПЖ при подъеме колонны труб; увеличение объема доливаемой в скважину БПЖ при спуске колонны труб
— Увеличение количества глинистого шлама; уменьшение плотности глинистого шлама
— Увеличение веса на крюке; увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора
Из чего в основном состоит природный газ?
+ Из метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.
— Из углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов
— Из азота и кислорода
Что называется фонтаном?
— Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом
— Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине
— Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту
+ Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту
— Проявление пластового флюида вне устья скважины
27. На сколько процентов в соответствие с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» гидростатическое давление должно превышать пластовое?
— Независимо от глубины скважины на1 0-15%, но не более 1,5 МПа
— Для скважин с глубиной до 1200м на 4-7%, но не более 1,5 МПа
— Для скважин с глубиной до 2500м на 5-10% ‚ но не более 2,5 МПа
— Для скважин с глубиной свыше 2500м на 10-15%, но не более 3,5 МПа
+ Для скважин с глубиной до 1200м на 10%, но не более 1,5 МПа
При каком способе глушения наблюдаются наименьшие давления, возникающие в скважине?
+ Способ ожидания и утяжеления
— Способ непрерывного глушения
Почему все известные методы глушения разработаны из условия поддержания постоянным забойного давления?
— Для своевременного изменения подачи бурового насоса
— Для экологической безопасности
+ Чтобы исключить поступление в скважину нового объема флюида
Какой процесс изменения состояния газа обычно используется при решении задач газопроявления?
— Изохорный (V = const)
— Изобарный (Р = const)
+ Изотермический (Т = const)
— Адиабатный (без теплообмена с окружающей средой)
— Политропный (обобщающий процесс)
Какой самый ранний явный признак ГНВП?
— Механическая скорость бурения
— Повышение уровня жидкости в мерных емкостях
+ Увеличение скорости потока жидкости (при неизменной подаче насосов) в желобе
Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в
Зарубежной практике бурения?
+ Способ ожидания и утяжеления
— Способ двухстадийный, растянутый во времени
— Способ непрерывного глушения
Как обозначается кольцевой превентор?
Где расположен вспомогательный пульт управления превенторами?
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений
Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.
При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.
Метод непосредственного контроля забойного давления
Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее расчитанной программе с помощъю дросселя изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.Точность метода зависит от точности изменения давления в кольцевом пространстве. Его преимуществом является то, что, зная ожидаемые давления в кольцевом пространстве, можно подготовиться для управления ими, а недостатком – то, что точную кривую противодавления невозможно построить даже при наличии связи с ЭВМ из-за многочисленных помех: непостоянства формы кольцевого пространства, изменений условий среды по мере подъема флюида с забоя скважины и многих других. поэтому этот метод в настоящее время не используется.
Метод косвенного контроля забойного давления
Изменение давления или плотности флюида в затрубном пространстве находит отражение на давлении в бурильных трубах. Так, если сильно прикрыть дроссель при циркуляции, то повысится давление в стояке. Поэтому появилась возможность косвенными методами контролировать забойное давление. Действительно, если при циркуляции с постоянной подачей насосов изменится плотность флюида в затрубном пространстве (например, снизится), это немедленно отразится на давлении в стояке – оно также снизится, так как плотность раствора в бурильных трубах постоянна. В случае, если с помощью дросселя восстановить начальное давление в бурильных трубах, то восстановится и значение забойного давления. Избыточное давление , созданное дросселем, Риз. компенсирует снижение плотности флюида в затрубном пространстве.
Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться постоянное забойное давление.Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.
Методы ликвидации проявлений
Метод уравновешенного пластового давления
В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.
1-ый способ, или способ “непрерывного глушения скважины”.
При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т. е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.
Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора – и наиболее низкие давления в колонне при глушении.Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.
2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.
При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.Этот способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление , что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.
3-ий способ, или способ “двухстадийного глушения скважины”.
Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов – стадия в ы м ы в а пластового флюида.Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину – стадия г л у ш е н и я.Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.
4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.
Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.Практическое распространение при ликвидации проявлений методом “уравновешенного пластовог давления” нашли 1-ый и 3-ий способы, то есть “непрерывное глушение скважины” и “двухстадийное глушение скважины”.
Метод ступенчатого глушения скважины
Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.
Методы ликвидации газонефтепроявлений
Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию
Рисунок 4.2 – Типовая диаграмма испытания горной породы на
прочность методом опрессовки:
1- давление нагнетания; 2- статическое давление
А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта;
ВС- распространение трещин в породе; СD- падение давления после прекращения закачки
находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, ПВО и ствола скважины, а также от характера и интенсивности самого проявления. Существует несколько способов глушения скважин.
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:
• Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.
• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.
• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны.
• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.
 |
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
где ρпр – исходный вес бурового раствора, кг/м 3 ; Риз.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
где Dв – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м.
Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле
где Dc – диаметр скважины, мм;
Dн.к. – наружный диметр колонны, мм.
Число ходов насоса рассчитывают по формуле
где Q – подача насоса, л/с.
Время прокачивания раствора по формуле
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
где Рпр – 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. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.
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 (ΔРпрок) 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
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.
3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора.
5. Определить вид поступившего в скважину флюида.
6. 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. 4.3.
8. 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).
9. 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.
10. 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.
11. 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).
12. 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
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. = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.
13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.
14. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового раствора плотностью ρгл. 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.
15. 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.
• 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.
• 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 (ΔРпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подаче буровых насосов.
2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.
3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.
5. Определить вид поступившего в скважину флюида.
6. 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. 4.
7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).
8. 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.
9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком.
10. 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.
11. 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.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).