Раннее обнаружение ГНВП.

Под ранним обнаружением следует понимать обнаружение проявления на ранней стадии его возникновения и при минимальном объеме поступления пластового флюида в ствол скважины.

Позволяет: -своевременно предотвратить дальнейшее поступление пластового флюида в ствол скважины;

- успешно, в короткий срок и при минимальных давлениях произвести ликвидацию ГНВП;

- иметь резерв времени на устранение неполадок в оборудовании и ошибочных действиях персонала;

- исключить нарушение правил охраны недр и окружающей среды;

обеспечить безопасность труда обслуживающего персонала.

Признаки обнаружения ГНВП.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

· Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;

· Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на два вида: прямые и косвенные

1. Прямые признаки ГНВП:

· Увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемной емкости при циркуляции. Увеличение объёма свидетельствует о поступлении флюида в скважину.

· Повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов.

· Уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъме колонны труб. Несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента.

· Увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступи-вшей в приемную емкость при спуске колонны труб.

· Движение промывочной жидкости по желобной системе при останов-ленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

· Увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновение депрессии, вход влегко буримые породы.

· Падение давления на стояке (насосах):

а) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образо-вание сифона;

б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны.

· Увеличение веса бурильной колонны:

а) Снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках.

Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

· Запах, «кипение» промывочной жидкости;

· Падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

· Увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

· Увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

Причины перехода возникшего проявления в открытый фонтан.

Основной причиной является неподготовленность обслуживающего персонала (неправильные действия вахты и ИТР).

Неправильные действия ИТР – незнание происходящих процессов в скважине и неверная подача команд, неправильный выбор параметров глушения и стравливания.

Отсутствие подходов к узлам ПВО, его неподготовленность и неисправность.

Отсутствие газозащитных средств.

Несоответствие давления обсадных труб, давлению возникающему при проявлении.

Заниженная, ниже расчетной опрессовка обсадной колонны.

Отступления от проектной схемы обвязки ПВО, не позволяющие проводить работы по глушению и промывке.

Вскрытие пластов с АВПД не учтенные в ГТН.

Методы и способы ликвидации ГНВП.

Уравновешенного пластового давления

Метод уравновешенного пластового давления заключается в создании после герметизации устья скважины забойного давления равного или несколько больше пластового давления при этом поступление пластового флюида в скважину прекращается на протяжении всего процесса ликвидации ГНВП.

Метод включает 4 способа:

1. Непрерывный – состоит в одновременной закачке тяжелого бурового раствора и вымыве пластового флюида из скважины;
2. Ожидание и утяжеление – является частным случаем предыдущего. (Способ опасен!). Заключается в том, что после герметизации устья скважины её оставляют без циркуляции под наблюдением на время необходимое для проведения подготовительных работ для глушения скважины. После подготовительных работ и утяжеления раствора до нужной плотности, его закачивают в скважину, одновременно вымывая пластовый флюид из кольцевого пространства;
3. Двухстадийный способ – состоит из двух пораздельно выполняемых стадий:

а) стадия вымыва пластового флюида;

б) стадия глушения, т.е. закачка утяжеленного раствора;

4. Двухстадийный растянутый – отличается от предыдущего тем, что вторая стадия выполняется с постепенным наращиванием плотности по всему циклу.

Если при постоянной подаче насоса поддерживать постоянное давление в бурильных трубах путем дросселирования, то на забое скважины на протяжении всего глушения будет поддерживаться постоянное забойное давление.

Понятие о ступенчатом методе.

V_о – объем раствора поступившего из скважины сверх имеющегося, приравнивается к объему пластового флюида поступившего в скважину из пласта.

V_пред. – объем раствора обеспечивающий превышение забойного давления над пластовым. Выбирается из п.2.7.3.3. ПБНГП.

Р_изб.к. –допустимое избыточное давление, на 20% ниже Р_опр.к.

Данный способ применяется когда V_о > V_пред. или Р_у > Р_изб.к. в этих случаях, чтобы не допустить порыва обсадной колонны или гидроразрыва слабого необсаженного пласта, снижают избыточное давление в колонне приоткрывая дроссель на блоке дросселирования при этом забойное давление несколько снижается, а в скважину может поступить дополнительный объем пластового флюида. Чтобы предотвратить это во время дросселирования необходимо увеличить подачу на максимально возможную величину. После падения давления в колонне, переходят к прежней подаче, а дроссель перекрывают до первоначального положения. Что будет видно по первоначальному давлению на насосе. Эта операция называется ступенью. В зависимости от сложности ситуации таких операций может быть несколько и при выполнении их производится умеренное утяжеление бурового раствора по всему циклу.

Жидкости для глушения скважин.

Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:

- минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;

- предотвращение отбразования стойкой водо-нефтяной эмульсии и набухания глин;

- легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;

- предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.

Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразные агенты.

Глинистые растворы при КПРС применяется редко т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим.реагенты.

Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы для КПРС, но имеют ряд существенных недостатков:

Пожароопасны, дорогостоящие, при отрицательных температурах необходим постоянный подогрев, не отвечают санитарным нормам.

Более универсальный раствор – хлористый кальций, используемый для приготовления растворов для промывки и глушения. Готовый раствор имеет плотность 1, 38 г/см³. Плотность можно понизить разбавлением водой.

Наряду с раствором хлористого кальция широко используются растворы натриевые, имеющие меньшую плотность.

Влияние соответствия фактических параметров раствора проектным на возникновение проявления.

Плотность, (ρ кг/м³) раствора определяется согласно ПБНГП п. 2.7.3.3. таким образом, чтобы статическое давление превышало пластовое на определенную величину по интервалам.

Вязкость, (Т сек.) свойство раствора образовывать пластичную структуру при движении.

При высоких значениях вязкости большая вероятность возникновения следующих осложнений:

- большие гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве;

- затруднена дегазация

Однако при малых значениях вязкости затруднен вынос шлама и возможно выпадение в осадок утяжелителя.

Технологически выбирается среднее значение.

СНС, (О мг/см²) это давление которое необходимо приложить к раствору для разрушения структуры при восстановлении циркуляции.

Замер производится через 1 и 10 минут. Первый замер характеризует скорость нарастания прочности структуры, второй – конечную прочность структуры.

При большом значении СНС возникает гидравлический удар в момент восстановления циркуляции, который может привести к разрыву слабых пластов.

Происходит зависание раствора, когда столб раствора не передает допустимое давление на забой.

Затруднена естественная дегазация раствора.

В пористых пластах образуется гель, который плотно закупоривает поры, вероятность проявления уменьшается, но затруднено последующее освоение пласта.

При малых значениях СНС происходит осаждение шлама и утяжелителя, что приводит к осложнениям. Таким образом, величина СНС выбирается исхода из конкретных геологических условий.

Водоотдача, (В см³/30мин.) это способность раствора отфильтровывать определенное количество несвязанной воды. Это показатель стабильности раствора. При больших значениях водоотдачи несвязанная вода изменяет другие параметры раствора. Гидрофильные пласты (впитывающие воду) теряют устойчивость, возникают каверны, осыпи, сужения. Возникает рыхлая, толстая корка, которая способствует сужению ствола скважины, прилипанию инструмента.

В каждом конкретном случае величина водоотдачи определяется поддержанием стабильности раствора.

Чем меньше водоотдача, тем качественнее раствор.