ГНВП просто о главном

График глушения Многие слышали про график глушения, некоторые даже видели его, но мало кто до конца понимает для чего он нужен. Дело в том, что при ликвидации ГНВП одностадийным способом закачивают жидкость глушения в трубное пространство и вымывают пластовый флюид из затрубного одновременно, в одну стадию. Контролировать давление в скважине приходится по показаниям трубного манометра, манометра на стояке, так как в затрубе находится флюид и показания затрубного манометра не корректны. По мере закачки жидкости глушения в трубное пространство, показания трубного манометра будут самопроизвольно уменьшаться за счет увеличения противодавления на пласт в трубном пространстве. Я уже много раз об этом говорил, манометр показывает разницу между пластовым давлением и забойным (противодавление). За счет постепенного увеличения плотности бурового раствора в трубном пространстве при закачке жидкости глушения, разница между пластовым и забойным давлениями уменьшается. Наша задача, поддерживать пос

Ликвидация ГНВП одностадийным способом. Часть 1 Метод «Ожидания и утяжеления» Данный метод ликвидации ГНВП, в отличии от метода «Бурильщика», является одностадийным. Вымыв пластового флюида из скважины (промывка скважины) и закачка в скважину жидкости глушения (глушение скважины) производятся одновременно, за один цикл циркуляции бурового раствора. Когда в скважине обнаружен приток пластового флюида, она закрывается (см. статью «Герметизация устья скважины»), вся система бурового раствора на поверхности утяжеляется до расчетной плотности, необходимой для глушения скважины. Затем утяжеленный раствор для глушения закачивается с поверхности до долота с соблюдением графика закачки. Методика расчета графика закачки утяжеленного бурового раствора будет рассмотрена ниже. Когда жидкость глушения выйдет из под долота в затрубное пространство, давление циркуляции в бурильной колонне поддерживается постоянным и равным расчетному конечному давлению циркуляции до полного заполнения скважины жидкост

Ликвидация ГНВП. Часть 3. Продолжаем ликвидировать ГНВП двухстадийным способом, способом «Бурильщика». Мы закончили первую стадию, стадию промывки скважины. Раствором начальной плотности, в нашем случае 1,14 г/см3, промыли скважину до полного удаления флюида из скважины. При этом, при помощи дросселя, поддерживали постоянное давление в скважине равное расчетному значению – 287,4 атм., ориентируясь на показания трубного манометра (манометр на стояке). По нашим расчетам, показание манометра на стояке равное 78 атм., обеспечит необходимое давление в скважине – 287, 4 атм. Я уже говорил, что основная проблема здесь в следующим: как понять удален флюид, или нет. Пока мы проводили первую стадию, инженер по буровым растворам приготовил жидкость глушения расчетной плотности – 1,46 г/см3. В этом состоит одно из преимуществ метода «Бурильщика» - промывать скважину можно начинать сразу после герметизации устья и не ждать, пока растворщик приготовит жидкость глушения. Итак, скважина промыта, флюид

Ликвидация ГНВП. Часть 2 Продолжаем разбор ликвидации ГНВП двухстадийным методом, метод «Бурильщика». Итак, после обнаружения начала проявления, устье скважины было загерметизировано в строгом соответствии с регламентом. Скважины стабилизирована, то есть давление в скважине равно пластовому давлению. Записаны показания манометров, определен объем притока пластового флюида, уточнены все исходные данные для проведения необходимых расчетов. - Ртр = 50 атм., показание манометра на стояке после стабилизации давления в скважине. - Рзатр = 60 атм., показание манометра на линии дросселирования после стабилизации. - Н = 2000м., глубина забоя скважины по вертикали. - ρ = 1,14 г/см3, начальная плотность бурового раствора. - Ргп = 14 атм., давление гидравлических потерь в затрубном пространстве, при производительности насоса 30 ходов в минуту. Начинаем с определения пластового давления, исходя из условия, что после стабилизации, давление в скважине равно пластовому, а манометр на стояке Ртр по

Ликвидация ГНВП. Часть 1. После обнаружения начала проявления, устье скважины герметизируют при помощи ПВО выбранным способом в строгом соответствии с регламентом проведения работ, после чего необходимо приступить к ликвидации ГНВП. Ликвидация ГНВП подразумевает решение двух основных задач: - удаление пластового флюида из скважины (промывка скважины); - закачка в скважину жидкости глушения расчетной плотности (глушение скважины). Работы по ликвидации ГНВП нужно начинать как можно быстрее после герметизации устья скважины. Дело в том, что если пластовый флюид, который пришел в скважину, содержит в себе газ, то последний начинает формировать газовую пачку. Газовая пачка способна всплывать в скважине даже при закрытом устьевом оборудовании, при этом давление пачки равно пластовому. По мере подъема, пачка начинает расширяться, за счет падения на нее давления столба бурового раствора. Увеличение объема газовой пачки приводит к тому, что растет давление на устьевое оборудование и на забой ск

Приступаем к обсуждению работ по герметизации устья скважины если ГНВП произошло во время СПО. В первую очередь, я думаю, надо поговорить про «аварийную трубу», которая во время строительства скважины должна находиться на приемных мостках. На «аварийку» должен быть накручен шаровой кран в открытом положении. Согласно последним изменениям в ПЛВА, «аварийная труба» должна быть застропована. Длина «аварийки» выбирается таким образом, чтобы в тот момент, когда муфта трубы будет находиться над столом ротора в зоне действия ключа, нижнее замковое соединение будет ниже плашек трубного плашечного превентора. Для отличия от других бурильных труб, ее окрашивают в красный цвет. Диаметр трубы должен соответствовать плашкам трубного превентора. Основный смысл использования «аварийной трубы» при герметизации устья скважины состоит в том, что в зоне действия трубного плашечного превентора будет находится голое тело трубы, диаметру которой соответствуют плашки превентора. На роторной площадке должны н

Регламент проведения работ по герметизации устья скважины для буровых станков с ВСП (система верхнего силового привода) Начнем с самого простого, ГНВП произошло в процессе бурения, герметизировать устье будем мягко. Напоминаю, главная задача – минимизировать объем притока пластового флюида, не допустить гидроудар по устьевому оборудованию. Все будет зависеть от системы управления шаровым краном или кранами, которые установлены на ВСП. Помним, что заключительная операция по герметизации устья – закрытие шарового крана для герметизации трубного пространства бурильной колонны. Это значит, что шаровый кран должен быть в зоне доступа. Если шаровый кран имеет ручное управление. После обнаружения начала ГНВП (например, увеличение уровня раствора в приемных емкостях): 1. Бурильщик прекращает процесс бурения и подает сигнал «Выброс». 2. Не прекращая циркуляцию бурового, бурильщик поднимает колонну бурильных труб так, чтобы была возможность убрать одну бурильную свечу. Колонну вывешивают на клин

Способы герметизации устья скважины. В нашей стране на нефтяных месторождениях самый часто применяемый способ герметизации устья скважины при ГНВП – это, так называемый, мягкий способ герметизации устья. С него и начнем. Для примера возьмем случай, когда ГНВП произошло в процессе бурения. Используется самый простой буровой станок с ведущей трубой, бурение ведется при помощи гидравлического забойного двигателя. Понятно, что многие молодые люди никогда не видели «квадрат», но, я вас уверяю, такого бурового оборудования на просторах России еще достаточно много. Регламент по герметизации устья для станков с ВСП мы разберем отдельно. Прежде чем начинать разбор регламента проведения работ по закрытию скважины для нашего случая, необходимо разобраться с состоянием запорной арматуры на линии дросселирования. Напомню для тех, кто ранее не читал мои публикации, линия дросселирования это часть ПВО, предназначенная для циркуляции бурового раствора при закрытых превенторах и создания необходимого п

Герметизация устья скважины при ГНВП Предположим, что несмотря на все наши усилия по предупреждению ГНВП, проявление пластового флюида в скважину началось. Самое главное – не допустить перехода проявления в открытый выброс и минимизировать объем притока пластового флюида в скважину. Флюид под действием пластового давления будет продвигаться вверх, замещая собой буровой раствор (пластовое давление гораздо больше забойного). Если не принять никаких мер, флюид дойдет до устья скважины, выбросит остатки бурового раствора и скважина начнет фонтанировать. Чтобы этого не допустить, необходимо перекрыть путь движения пластового флюида, то есть закрыть (герметизировать) устье скважины. Крайне важно, чтобы каждый член буровой вахты знал и понимал регламент проведения работ по герметизации устья скважины. Все работы по герметизации устья, а также порядок их выполнения подробно прописаны в Плане ликвидации возможных аварий. Все будет зависеть от профессионального отношения к выполнению своих служе

Управление скважиной основывается на принципе, как минимум, двух барьеров. Управление скважиной осуществляется с целью предотвращения внепланового притока пластового флюида в скважину. В процессе бурения (после установки кондуктора), ремонта и эксплуатации скважины необходимо иметь, как минимум, два независимых и испытанных барьера в скважине. Если говорить про процесс бурения скважины, то первым барьером является буровой раствор соответствующей плотности, который обеспечивает необходимую величину противодавления на стенки скважины. Если по каким-то причинам первичный контроль скважины утрачен (забойное давление стало ниже пластового), то используют второй барьер. Второй барьер включает в себя обсадную колонну (кондуктор) и смонтированное на ее колонном фланце противовыбросовое оборудование. Итак, ПВО монтируют на колонный фланец кондуктора, т.е. интервал под кондуктор бурят без использования противовыбросового оборудования. Надеюсь, все понимают, что бурении интервала под кондуктор су