Выброс гнвп что это такое

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 (Р_заб) 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 Р_г должно превышать Р^ скважины на величину Л Р.

Р^=Р_пл +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 Р_заб.

5.1. Работы, проводимые с промывкой скважины

5.1.1. При прямой промывке:

Р_ГС-гидравлическое сопротивление скважины при промывке(давление на насосе)

Р_гст-гидравлическое сопротивление труб (включая перепад на долоте и исключая перепад на турбобуре при турбинном бурении).

5.1.2. При обратной промывке:

Величина соотношения: Р_гст = | —5 5— / Б*«. и Р_гек =

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 ДР_СТ = (0,02 * 0,05) Р_г для цементных растворов АР может быть значительно больше. Выводы:

у снижение Р_г 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 7_час

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 — Р_изт определяется

Давление на устье в затрубном пространстве — Р_изк определяется

11.1 Устье скважины загерметизировано

13.2 Для обсаженной части ствола скважины

Для устья скважины и ПВО — к = 0

Давление опрессовки (Р_опр) определяется согласно п. 2.10.3 Правил безопасности по ожидаемому

давлению на устье, (Р_ож) когда скважина полностью заполнена флюидом.

0,9 13.3 Для цементного камня за колонной или кондуктором

[Р]цк = 0,95Р_опр + у_опр—^- Ь_к-глубина спуска колонны (кондуктора)

Давление опрессовки (Р_0Пр) определяется согласно п. 2.10.4 Правил безопасности по ожидаемому давлению в зоне камня Р_ож когда скважина при загерметизированном устье полностью заполнено флюидом.

АР’- дополнительное давление создаваемое прикрытием дросселя

Источник

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.

Источник

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.

Источник

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

Газонефтеводопроявления (ГНВП)

На многих месторождениях, особенно с АВПД, после цементирования обсадной колонны наблюдаются заколонные ГНВП. При этом происходит насыщение газом вышележащих пористых горизонтов.

При правильном подходе к установлению природы и причин ГНВП, а также проведением ряда профилактических и организационно-технических мероприятий, можно снизить, и даже свести к нулю масштабные затраты времени и средств на ликвидацию фонтанов и грифонов.

Наиболее характерные осложнения в процессе бурения скважин на газ и их эксплуатации, которые требуют незамедлительного ремонта:
— насыщение промывочной жидкости газом;
— межколонные газопроявления, которые связаны с негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн;
— межколонные или заколонные каналообразования, которые связаны с физическими или химическими процессами в кольцевом пространстве; поступление газа по ним;
— накопление газа в затрубном или межтрубном пространстве;
— межколонные перетоки; насыщение вышележащих пластов газом;
— грифонообразования.

Объяснение причин движения газа, определение природы газопроявлений, сведение результатов экспериментов и наблюдений в единую теорию, является очень сложной задачей. Однако в случае несвоевременного предпринятия мер по проведению ремонтных работ, либо устранению вышеописанных осложнений, они могут перерасти в открытые газовые или нефтяные фонтаны.

Признаки ГНВП

Поступление пластового флюида в скважину, определенно отражается на гидравлических характеристиках потока и свойствах промывочной жидкости, которая выходит из скважины.

В зависимости от времени поступления, интенсивности притока флюида, признаки и сигналы которые возникают на поверхности обладают различной информативностью и значимостью. Практикой установлены основные признаки ГНВП:
— увеличение уровня (объема) промывочной жидкости и циркуляционной системе;
— рост скорости потока промывочной жидкости на выходе из скважины;
— увеличение выше расчетного уровня (объема) промывочной жидкости в циркуляционной системе при спуске инструмента;
— рост механической скорости бурения;
— увеличение содержания газа в промывочной жидкости;
— изменение свойств промывочной жидкости;
— изменение давления на буровых насосах.

Вместе со шламом, или через стенки скважины, в промывочную жидкость постепенно, в виде мелких пузырьков, может проникать газ. Во время продолжительных перерывов промывочная жидкость очень сильно насыщается газом. Это объясняется тем, что пузырьки газа, которые находятся на забое скважины, ввиду нахождения под большим давлением сильно сжаты, отчего очень малы. При восстановлении циркуляции, промывочная жидкость с пузырьками газа поднимается вверх. С уменьшением глубины, уменьшается давление, и пузырьки газа увеличиваясь в размере становятся довольно крупными, и, занимая определенный объем значительно уменьшают удельный вес промывочной жидкости. С уменьшением удельного веса, уменьшается гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что приводит к выбросу.

Вода и нефть, которые постепенно просачиваются в скважину, тоже уменьшают удельный вес промывочной жидкости, что по аналогии с газом, также может привести к выбросу. Недолив скважины при подъеме инструмента, или потеря циркуляции проводят к понижению уровня в скважине, соответственно уменьшению гидростатического давления, в результате чего может возникнуть выброс.

В вышеуказанных случаях, необходимо произвести увеличение подачи буровых насосов, приостановить процесс бурения до особого распоряжения, и наряду с этим выполнить дегазацию промывочной жидкости.

Для предупреждения выброса, должно выполняться условие превышения гидростатического давления столба жидкости в скважине на 5-15% над пластовым. Это давление называется избыточным, и достигается утяжелением бурового раствора, посредством реагентов «утяжелителей». При этом необходимо обращать особое внимание на значение условной вязкости раствора, по возможности сохраняя его минимальным.

Однако, следует иметь ввиду, что для предупреждения выбросов нельзя ограничиваться только лишь утяжелением промывочной жидкости. Утяжеление раствора это весьма длительная операция, а выброс может начаться неожиданно, в чрезвычайно малый промежуток времени.

Устье скважины должно быть оборудовано специальным противовыбросовым оборудованием, которое позволяет предотвратить выброс немедленным закрытием скважины

Источник