Что называется фонтаном при гнвп
Газонефтеводопроявление (ГНВП)
К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.
Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Методы устранения ГНВП:
— 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.
— 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 ГНВП и всплытие флюида на поверхность.
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.
Раздатка.Инструкция. понятие о гнвп. Выбросе и открытом фонтане гнвп
1. ПОНЯТИЕ о ГНВП. ВЫБРОСЕ и ОТКРЫТОМ ФОНТАНЕ
ГНВП возникает в основном за счет снижения забойного давления (Рзаб) ниже пластового (Рпл.) Рзаб кгс /см ) определяется величиной столба жидкости ( Ь = м ) и её плотностью ( у = ^1^ )
Плотность рабочей промывочной жидкости определяется исходя из необходимого для проведения
Н-глубина залегания продуктивного горизонта.
Необходимое для проведения работ Рг должно превышать Р^ скважины на величину Л Р.
Р^=Рпл +АР; у = Рпл +А ^ хЮ
п АР-берется из Правил безопасности п. 2.7; 3.3 Выводы:
Чтобы не создавались условия для ГНВП при проведении работ, не допускается снижение плотности промывочной жидкости. Правила безопасности п. 2.7; 3.7 допускает колебание плотности не более 0,02 ф /см 3
В зависимости от проводимых работ гидростатическое давление в скважине может измениться и к нему могут добавиться положительное или отрицательные динамические составляющие Рзаб.
5.1. Работы, проводимые с промывкой скважины
5.1.1. При прямой промывке:
РГС-гидравлическое сопротивление скважины при промывке(давление на насосе)
Ргст-гидравлическое сопротивление труб (включая перепад на долоте и исключая перепад на турбобуре при турбинном бурении).
5.1.2. При обратной промывке:
Величина соотношения: Ргст = | —5 5— / Б*«. и Ргек =
0,140 до 0,168 м и при НКТ в них 0,06 и 0,073 м.
5.2 Забойное давление при остановках без промывки.
Для глинистых растворов нормальной структуры ДРСТ = (0,02 * 0,05) Рг для цементных растворов АР может быть значительно больше. Выводы:
у снижение Рг за счет извлечения труб из скважины.
6. Причины возникновения условий для ГНВП
6.1 Технологические причины
7. ГНВП при забойном давлении, превышающим пластовое
РД 39-0147009-544-87 объединяет величины Т и 2 в один коэффициент
К =
Тщ, и 2пл-для проявившего горизонта
Величина К определяется по номограмме в зависимости от глубины горизонтов и их
Для проявившего горизонта с глубиной Н и имеющего Рщ,
Для любого сечения ствола рассчитывается р, = ±—^
где [Р]-допустимое давление в зоне этого сечения, ап-глубина его нахождения, и
определяется по номограмме К,
Расчётная величина для сечения К = —— для устья К, = 1
9.3.1 Скорость подъёма газа в скважине составляет в среднем 300 7час
Фактическая скорость может превышать среднюю в 3 — 4 раза, но в некоторых случаях газ вообще не поднимается по стволу скважины.
9.3.4 Примерная скорость подъёма определяется по формуле У= х ]0, где
17 ДР — изменение давления на устье скважины за время X— час у — плотность промывочной жидкости в скважине
Разница между расчётной скоростью и фактической может быть значительной, т.к. при подъёме газа может происходить частичное поглощение промывочной жидкости, которое повлияет на изменение устьевого давления.
Давление насыщения — это давление, при котором начинается выделение газа растворенного в нефти. Опасность представляет поступившая в скважину нефть с большим газовым фактором и с давлением насыщения значительно меньшим пластового давления.
10. Устьевые давления после герметизации скважины при газопроявлении.
Когда ГНВП возникло при промывке и газ не поступил в трубы. Давление на устье в трубах — Ризт определяется
Давление на устье в затрубном пространстве — Ризк определяется
11.1 Устье скважины загерметизировано
13.2 Для обсаженной части ствола скважины
Для устья скважины и ПВО — к = 0
Давление опрессовки (Ропр) определяется согласно п. 2.10.3 Правил безопасности по ожидаемому
давлению на устье, (Рож) когда скважина полностью заполнена флюидом.
0,9 13.3 Для цементного камня за колонной или кондуктором
[Р]цк = 0,95Ропр + уопр—^- Ьк-глубина спуска колонны (кондуктора)
Давление опрессовки (Р0Пр) определяется согласно п. 2.10.4 Правил безопасности по ожидаемому давлению в зоне камня Рож когда скважина при загерметизированном устье полностью заполнено флюидом.
АР’- дополнительное давление создаваемое прикрытием дросселя
Газонефтеводопроявление (ГНВП)
К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.
Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Методы устранения ГНВП:
— 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.
— 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 ГНВП и всплытие флюида на поверхность.
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.
Газонефтеводопроявление (ГНВП)
К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.
Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Методы устранения ГНВП:
— 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.
— 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 ГНВП и всплытие флюида на поверхность.
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.
Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах
Лекций по программе
Курс
«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».
Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:
n потеря бурового и другого оборудования
n непроизводственные материалы и трудовые затраты;
n загрязнение окружающей среды ( разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;
n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
n случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНБП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:
· Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.
Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.
 |
В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.
Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
 |
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.
Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).
ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :
для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:
 |
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет