Способ бурильщика при гнвп

Расчет объема доливного раствора

Для расчета объема доливного раствора необходимо учитывать следующие параметры:

1. Диаметр скважины.
2. Глубина скважины.
3. Длина подъема колонны труб.
4. Расстояние между отверстиями в колонне труб.
5. Плотность доливного раствора.

На основе этих параметров производится расчет объема доливного раствора. Расчет можно выполнить по формуле:

Объем доливного раствора = (площадь круга * глубина скважины * длина подъема) / (расстояние между отверстиями * плотность)

Площадь круга можно вычислить по формуле:

Площадь круга = π * (диаметр скважины / 2)²

Для успешного выполнения расчета необходимо обратить внимание на условия бурения, такие как уровень забоя, уровень давления и вязкость материала. Уточнение этих условий поможет получить более точный результат и позволит правильно подобрать необходимое количество доливного материала

Методы устранения газонефтеводопроявления

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

1. Ступенчатое глушение скважины. Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака. При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине. За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины. Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
2. Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
3. Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении  газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным процессом, метод и получил такое название.
4. Ожидание утяжеления скважины. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью. При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.

Действия при ГНВП

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.

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.

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 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.

Причины возникновения ГНВП

• Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
• Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
• Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
• Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
• Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
• Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
• Длительные простои скважины без промывки.
• Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

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                                          б                                           в

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:

P₁V₁=P₂V₂

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.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

• Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
• Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта 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 насосно-компрессорных или бурильных труб.

Причины ГНВП

Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:

1. Неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
2. Возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
3. Снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
4. Неверные действия при выполнении спуско-подьёмных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
5. Несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена  промывка за время более полутора суток.
6. Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
7. Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
8. Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.

Подъем колонны труб

Одним из основных шагов при подъеме колонны труб является растяжение колонны труб. Это делается с помощью гидравлического лифта, который поднимает колонну труб до необходимой высоты

Важно следить за правильным расстоянием между трубами и контролировать скорость подъема, чтобы избежать возможных повреждений

Другим важным шагом является проверка и установка соединений между трубами. После подъема колонны труб необходимо провести проверку каждого соединения на отсутствие повреждений и качество установки. Для этого используются различные инструменты и методы контроля, такие как визуальный осмотр, проверка герметичности и измерение геометрических параметров соединений.

Еще одним важным шагом является фиксация колонны труб на необходимой высоте. Это делается с помощью специальных крепежных систем, которые закрепляют колонну труб в вертикальном положении

Важно правильно установить и закрепить крепежные системы, чтобы обеспечить надежность и безопасность подъема

В процессе подъема колонны труб также необходимо проводить регулярные проверки и контрольные испытания для выявления возможных проблем или повреждений. При обнаружении проблем необходимо своевременно принять меры по их устранению, чтобы предотвратить возможные аварии или сбои в работе скважины.

В целом, подъем колонны труб является сложным и ответственным процессом, требующим внимания к деталям и соблюдения всех необходимых мер безопасности. Правильное выполнение этого процесса позволяет обеспечить стабильность работы скважины и продолжительное время службы трубопроводной системы.

Подъем — бурильная колонна

К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
 

Перед подъемом бурильной колонны из скважин с вскрытыми продуктивными или напорными водоносными горизонтами необходимо тщательно промыть скважину и выровнять промывочную жидкость с доведением его показателей до норм, установленных геолого-техническим нарядом; промывать скважину следует при максимально допустимой подаче промывочной жидкости с периодическим вращением колонны бурильных труб.
 

Перед подъемом бурильной колонны для смены долота скважину промывают до полного удаления выбуренной породы. Бурильную колонну поднимают из скважины при непрерывном заполнении ее из самотечного чана путем подачи жидкости буровым насосом. Чтобы вода в зимнее время не замерзала в нагнетательной линии, при подъеме и спуске бурильной колонны производят промывку через ведущую трубу, спущенную в шурф. В случае появления затяжек во время подъема бурильной колонны необходимо навинтить ведущую трубу и промыть скважину при максимальной подаче жидкости насосами. При последующем спуске бурильной колонны следует в интервале затяжки проработать ствол скважины. При интенсивных проявлениях пласта в процессе бурения воду заменяют глинистым раствором.
 

При подъеме бурильной колонны ( с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке — подсвечнике или ( в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.
 

Объем жидкости ( в м, необходимый для долива в скважину при подъеме бурильной колонны.

При подъеме бурильной колонны скважину необходимо заполнять буровым раствором.
 

При подъеме бурильной колонны, для того чтобы взять отвинченную свечу в центре скважины, рабочий у пульта управления механизмом включает передний ход привода стрелы. В это время двигатель через червячный редуктор и муфту предельного момента приводит в движение звездочку, которая, отталкиваясь от цепи, выдвигает стрелу с захватом к отвинченной в центре скважины свече.
 

При подъеме бурильной колонны после проработки или шаб-лонирования измеряют ее длину и, таким образом, уточняют длину скважины.
 

При подъеме бурильной колонны и развинчивании труб ( свечей) раствор из труб разливается по ротору и рабочей площадке, иногда травмируя рабочих. Для улучшения условий труда на рабочей площадке буровой, ускорения подъема колонны ir повышения безопасности работы разработаны устройства для предотвращения разбрызгивания бурового раствора, которыми должны быть оснащены буровые до начала бурения скважины.
 

При подъеме бурильной колонны оба штока запорами фиксируются в верхнем крайнем положении, а ручки всех четырех рычагов упорами повернуты в положение подъема. Все три кулачка плотно обжимают тело бурильной колонны, воспринимая вес своей верхней торцовой поверхностью.
 

При подъеме бурильной колонны скважину следует непрерывно заполнять промывочной жидкостью, которую применяли при бурении. Для заполнения — скважины следует применять автоматические устройства.
 

Ступенчатый расширитель типа PC 88.

При подъеме бурильной колонны втулка 4 подходит под нижний торец втулки 6 и корпус снаряда поднимается. При этом корпус 8, поднимаясь, захватывает нижним торцом шпоночного паза Т — образную шпонку клина 12 и извлекается вместе с ним на дневную поверхность.
 

При подъеме бурильной колонны с подхватом со стола ротора частотные характеристики упругих систем б, в, г, д, ( рис. 4) остаются такими же, как и для случая подъема свободно подвешенного инструмента. Остаются неизменными и значения собственных функций применительно к соответствующим уравнениям частот, и коэффициенты разложения Я.
 

При подъеме бурильной колонны до посадки ее на клинья ротора все клинья 3 элеватора опущены вниз до отказа. Они опираются на коническую расточку элеватора и плотно обжимают тело трубы, воспринимая нагрузку поднимаемой колонны через торец замка.
 

3.2. Метод бурильщика.

Ликвидация выброса по методу бурильщика (двухстадийный метод) состоит из шести этапов.

На первом этапе производится закрытие скважины. В процессе закрытия и после закрытия осуществляется постоянный контроль за давлением на выходе из скважины. Р_е, чтобы оно не привысило допустимое значение Р_е.доп. В противном случае имеет место фонтан и ликвидация выброса невозможна.

После закрытия скважины выдерживается в покое в течении пяти минут для стабилизации давлений в закрытой скважине, а затем измеряется давление на входе в закрытой скважине Р_{н. зкр.} и на выходе из скважины Р_{е. зкр.}

Высота столба поступившего флюида в КП скважины рассчитывается по формуле:

где:

поступившего флюида, м:

где: F_кп – площадь поперечного сечения КП скважины , м 2 ,

U_Е0 — начальный уровень раствора в емкостях, м (1м),

U_Е1, U_Е2— уровни раствора в емкостях 1 и 2, м,

F_1, F₂ – площадь приемных емкостей 1 и 2, м 2 .

Плотность поступившего флюида рассчитывается по формуле:

где:

Р_е.зкр — давление на выходе в закрытой скважине, кг/см 2 ,

Р_н.зкр – давление на входе в закрытой скважине, кг/см 2 .

На втором этапе рассчитываются параметры ликвидации выброса. Заданное давление на забой рассчитывается по формуле:

Р_зад = Р_пл+ Δ Р_заб (3.4)

Р_гс.бт = 0,1

Где: Р_пл – пластовое давление, кг/см 2 ,

Δ Р_заб – диапазон безопасности на снижение забойного давления,

кг/см 2 (15 кг/см 2 ),

Р_гс.бт – гидростатическое давление в БТ, кг/см 2 ,

Н – глубина скважины, м.

Плотность утяжеленного раствора, необходимое для создания равновесия между пластовым и гидростатическим давлениями на забое скважины расчитывается по формуле:

Давление нагнетания, обеспечивающее поддержание заданного давления равного заданному расчитывается по формуле:

ΔР_бт = 10 -8 (3.10)

где: ΔР_бк — потери давления в бурильной колонне, кг/см 2 ,

ΔР_бт — потери давления в бурильных трубах (БТ и УБТ), кг/см 2 ,

К_рт — коэффициент гидравлических сопротивлений в БТ и УБТ, м -5 ,

— плотность раствора в БТ и УБТ, г/см 3 ,

Q_н — расход на входе в скважину, л/с,

L_и — длина инструмента в скважине, м,

ΔР_тб — потери давления в турбобуре, кг/см 2 .

При роторном бурении ΔР_тб = 0, а при турбинном вычисляется по следующей формуле:

ΔР_тб = 10 -8

где: К_ТБ – коэффициент потерь давления в турбобуре, м -4 , (= 2·10 6 )

Q_Д – расход раствора, подаваемого к долоту, л/с.

где: К_рд— коэффициент гидравлических сопротивлений в долоте,

F_д – суммарное сечение промывочных отверстий долота, м 2

где:

Давление на выходе, обеспечивающее поддержание забойного давления равного заданному расчитывается по формуле:

На третьем этапе производится вымывание флюида из скважины раствором старой плотности. При этом необходимо поддерживать постоянными подачу насоса при закачке раствора и давление в бурильных трубах регулированием дросселя. После того, как флюид будет вымыт закрыть скважину. Давление на выходе в закрытой скважине должно быть таким же, как на входе.

На четвертом этапе производится утяжеление бурового раствора в емкостях до заданного назначения.

На пятом этапе производится закачка в скважину утяжеленного бурового раствора с заданной плотностью. При этом необходимо поддерживать постоянным подачу насоса при закачке утяжеленного раствора и давления в обсадной колонне регулирования дросселя.

Когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота, записать давление в бурильных трубах. Поддерживать давление в бурильных трубах постоянным регулированием дросселя. Когда утяжеленный буровой раствор достигнет поверхности, закрыть скважину. Давления на входе и на выходе в закрытой скважине должны быть равны нулю.

На шестом этапе производится открытие скважины и осуществляется контроль восстановления равновесия в скважине между пластовым давлением и гидростатическим столбом утяжеленного бурового раствора. При этом уровень раствора в емкостях не должен увеличиваться. В противном случае ликвидация выброса продолжается за счет дальнейшего увеличения плотности раствора.

Если пластовое давление уравновешивается гидростатическим (уровень раствора в емкостях не растет), то выброс считается ликвидированным.

Источник

Раздел 5: Последующие действия после подъема колонны труб

После успешного подъема колонны труб необходимо выполнить ряд последующих действий для правильного и безопасного долива скважины. В этом разделе мы рассмотрим основные этапы и процессы, которые следует провести после подъема колонны труб.

Этап
Описание
Визуальный осмотр
После подъема колонны труб необходимо произвести визуальный осмотр оборудования и элементов скважины
Важно обратить внимание на возможные повреждения и износ элементов, а также наличие каких-либо посторонних предметов внутри скважины.
Проверка технического состояния
На данном этапе необходимо провести проверку технического состояния оборудования и инструментов, используемых при доливе скважины. Важно удостовериться, что все элементы находятся в исправном состоянии и могут быть безопасно использованы.
Подготовка бурового раствора
Для долива скважины необходимо подготовить буровой раствор
Буровой раствор состоит из различных химических добавок, которые обеспечивают его свойства и эффективность

Важно правильно соотносить пропорции и компоненты для достижения оптимальных результатов.
Долив скважины
После подготовки бурового раствора можно приступать к самому процессу долива скважины. Необходимо медленно и равномерно вливать буровой раствор в скважину, контролируя его поток и давление. Важно следить за процессом, осуществлять проверку и коррекцию параметров при необходимости.
Фиксация и закрепление труб
После завершения процесса долива скважины следует фиксировать и закреплять трубы в скважине для обеспечения их надежности и безопасности. Это может включать использование устройств для закрепления труб или особых специальных техник и инструментов.
Тестирование
После долива скважины необходимо провести тестирование для оценки ее работоспособности и гидравлических характеристик. Это может включать тестирование давления, протоки и других параметров, чтобы убедиться, что скважина готова к работе.

Выполнение этих последующих действий после подъема колонны труб позволит обеспечить правильную и безопасную работу скважины, а также увеличить ее производительность и снизить риск нежелательных событий.

Признаки 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:

1. Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма.
2. Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения.
3. Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
4. Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
5. Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
6. Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
7. Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.