1 признаки появления гнвп

Содержание
  1. Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП
  2. Причины ГНВП
  3. Признаки ГНВП
  4. Действия при ГНВП
  5. Методы устранения газонефтеводопроявления
  6. Заключение
  7. Видео: Причины проявления ГНВП
  8. Признаки обнаружения ГНВП
  9. Блог «Альянс ПРО»
  10. О переводах, обучении переводчиков и копирайтинге
  11. Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП
  12. 2 комментариев
  13. Признаки обнаружения ГНВП
  14. Geolib.net
  15. Справочник по геологии
  16. Газонефтеводопроявление
  17. Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП
  18. Причины возникновения ГНВП
  19. Ранее обнаружение ГНВП
  20. Основные признаки газонефтеводопроявлений:
  21. Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП
  22. Методы ликвидации ГНВП
  23. Способ «непрерывного глушения скважины»
  24. Способ «ожидания и утяжеления»
  25. Способ «двухстадийного глушения скважины»
  26. Способ «двухстадийного, растянутого глушения»
  27. Способ ступенчатого глушения скважины
  28. Предупреждение ГНВП

Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

Признаки ГНВП

Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счёт изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания, на поверхности скважины образуются определённые признаки, свидетельствующие о существовании ГНВП.

Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

Действия при ГНВП

При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.

При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.

Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости.

Видео: Причины проявления ГНВП

Источник

Признаки обнаружения ГНВП

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.

Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

6-1. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ: ( напрямую показывают о ГНВП)

1. Увеличение объема (уровня) ПЖ в приемных емкостях.

2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.

3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.

5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины.

11-1 Б. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ: (Может быть признаком как ГНВП так и аварийной ситуации на скважине)

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке. (Давление падает)

2. Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).

3. Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.

4. Увеличение крутящего момента на роторе.

5. Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.

2. Увеличение вязкости ПЖ.

3. Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра).

4. Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

— увеличение скорости спуска;

(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)

Читайте также:  Признаки псориаза у женщин фото на руках

— увеличение диаметра инструмента;

— уменьшение диаметра скважины;

— увеличение вязкости раствора;

1. Ограничение скорости спуска инструмента.

2. Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3. Проработка сужений, сальников призабойной зоны.

5-1. ГНВП при подьёме инструмента.

1. –не контролируемый долив, или подъем без долива;

2. –подъем инструмента с сифоном;

3. –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

2 – Контроль за параметрами промывочной жидкости.

3 – Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

4 – Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.

5 – Ограничение скорости подъема.(согласно ГТН)

4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, причиной может быть:

а)- повышение плотности бурового раствора;

б)- понижение плотности бурового раствора;

в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.

Р А С С М О Т Р И М эти причины.

— насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;

— загрязнения р-ра шламом;

— приготовления р-ра завышенной плотности.

— разгазировании р-ра газом из пласта;

— разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;

— вспенивании р-ра при хим. обработке;

— выпадении утяжелителя в осадок.

— и большой глубины скважины.

При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня раствора в скважине.

а).- вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в

ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ. )

б).- недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;

в).- отсутствие промежуточных промывок;

г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;

Следует учитывать объемы и удельные веса:

а) жидкости глушения;

б) буферной жидкости;

в) цементного раствора;

г) продавочной жидкости.

Источник

Блог «Альянс ПРО»

О переводах, обучении переводчиков и копирайтинге

Блог » ШКОЛА » Полезности » Нефтегаз » Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте [maintenance] нефтескважин следующие:

Признаки ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:

Действия при ГНВП [well control]
Методы устранения газонефтеводопроявления

После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:

Заключение

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма [pressure, density, and volume sensors] рабочей жидкости.

2 комментариев

Хорошая статья по НГВП, очень полезно для тех, кто не видели буровую иначе как на картинке:-) пара чисто эстетических замечаний, которые впрочем являются лишь моим имхо.
1) wellbore damage — в технической документации часто используется термин wellbore integrity (check wellbore integrity, maintain wellbore integrity). Также встречается в схожем контексте wellbore (in)stability. Конечно, сложно употребить это сочетание в значении «нарушена» (целостность), но представляется, что можно использовать глаголы corrupt, violate
2) скорость механического бурения — повсеместно используется словосочетание ROP (rate of penetration). E.g. Increased ROP may indicate decreased friction factor due to oil/gas influx.

«Ах, если бы, ах, если бы. » (с) Да, пока мы еще не побывали на промысле, не знаю, к счастью или к сожалению Поэтому берём статьи для адаптации из открытых источников.

И мы всегда рады комментариям от более опытных коллег!

1) wellbore damage — в технической документации часто используется термин wellbore integrity (check wellbore integrity, maintain wellbore integrity). Также встречается в схожем контексте wellbore (in)stability. Конечно, сложно употребить это сочетание в значении «нарушена» (целостность), но представляется, что можно использовать глаголы corrupt, violate

Исправила на “wellbore instability” (хотя каких-то различий в частотности я не нашла). Думаю, нормальный переводчик вполне сможет сформулировать перевод «При наличии повреждений ствола скважины…» с этим вариантом.

2) скорость механического бурения — повсеместно используется словосочетание ROP (rate of penetration). E.g. Increased ROP may indicate decreased friction factor due to oil/gas influx.

К ROP не получилось прийти от «скорости механического бурения установкой», но этот термин здесь действительно лучше подходит. Исправила. Спасибо!

Источник

Признаки обнаружения ГНВП

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.

Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

6-1. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ:( напрямую показывают о ГНВП)

1. Увеличение объема(уровня) ПЖ в приемных емкостях.

2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.

3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.

5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины.

11-1 Б. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:( Может быть признаком как ГНВП так и аварийной ситуации на скважине)

Читайте также:  Жировой гепатоз внешние признаки

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке.( Давление падает)

2.Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).

3.Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.

4.Увеличение крутящего момента на роторе.

5.Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.

2.Увеличение вязкости ПЖ.

3.Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра).

4.Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

— увеличение скорости спуска;

(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)

-увеличение диаметра инструмента;

-уменьшение диаметра скважины;

-увеличение вязкости раствора;

1.Ограничение скорости спуска инструмента.

2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.

3.Проработка сужений, сальников призабойной зоны.

5-1. ГНВП при подьёме инструмента.

1. –не контролируемый долив, или подъем без долива;

2. –подъем инструмента с сифоном;

3. –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

2 – Контроль за параметрами промывочной жидкости.

3 – Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

4 –Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.

5 –Ограничение скорости подъема.(согласно ГТН)

4-1. ГНВП при бурении и циркуляции, причиной может быть:

а)- повышение плотности бурового раствора;

б)- понижение плотности бурового раствора;

в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.

Р А С С М О Т Р И М эти причины.

а).- Повышение плотности бур. р-ра может привести к проявлениям, вследствии увеличения давления на пласты, с их гидроразрывом, поглощением р-ра и снижением

уровня столба жидкости в скважине. Плотность р-ра повышается вследствии:

— насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;

— загрязнения р-ра шламом;

— приготовления р-ра завышенной плотности.

б).- Снижение плотности р-ра происходит при:

— разгазировании р-ра газом из пласта;

— разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;

— вспенивании р-ра при хим. обработке;

— выпадении утяжелителя в осадок.

в).- Увеличение гидравлических сопротивлений происходит при:

-и большой глубины скважины.

При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся

дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня

раствора в скважине.

а).-вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в

ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ. )

б).-недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;

в).-отсутствие промежуточных промывок;

г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;

Следует учитывать объемы и удельные веса:

а) жидкости глушения;

б) буферной жидкости;

в) цементного раствора;

г) продавочной жидкости.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Geolib.net

Справочник по геологии

Газонефтеводопроявление

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории:

Первая категория

Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти

Вторая категория

Третья категория

Причины возникновения ГНВП

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

Рис. 2. Положение газа в скважине

а — в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б — в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в — кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится.

Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта:

Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие — выброс. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления. На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к выбросу.

Читайте также:  Подобие прямоугольников признаки и свойства

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

Ранее обнаружение ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

Методы ликвидации ГНВП

Способ «непрерывного глушения скважины»

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.

В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Способ «ожидания и утяжеления»

При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.

Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.

Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

Способ «двухстадийного глушения скважины»

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.

Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.

Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

Способ «двухстадийного, растянутого глушения»

Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Способ ступенчатого глушения скважины

Данный способ применяетсяется 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.

Предупреждение ГНВП

Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной отрасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки.

Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП:

Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины, управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации нефтегазоводопроявлений (способ глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.).

Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:

Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой и корректировкой действий персонала.

Источник