какие существуют проектные решения для контроля и управления давлением в скважине

Какие существуют проектные решения для контроля и управления давлением в скважине

Testsmart

Вопрос
Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?

А) Не менее 20 метров.

Б) Не менее 30 метров.

В) Не менее 40 метров.

Г) Не менее 50 метров.

Вопрос
Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?

Г) Общее количество скважин устанавливается заказчиком по согласованию с территориальным управлением Ростехнадзора.

Вопрос
На каком расстоянии от устья бурящейся скважины должны быть расположены служебные и бытовые помещения?

А) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 метров.

Б) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 5 метров.

В) На расстоянии, равном высоте вышки.

Г) На расстоянии 3 метров от кустовой площадки.

Вопрос
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?

А) При освоении нефтяных месторождений с газовым фактором более 200 м3/т.

Б) При освоении нефтяных месторождений, содержащих от 10 до 30 млн. т нефти.

В) При освоении нефтяных месторождений с тектонически слабонарушенными структурами, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.

Г) При освоении нефтяных месторождений, содержащих нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью, с газовым фактором более 100 м3/т.

Вопрос
Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?

А) Значительное повышение пластичности, снижение прочности пород, увлажнение термомеханического воздействия (колебание противодавления и температуры массива).

Б) Упругое структурно-адсорбционное расширение пород стенок скважины, обусловленное их анизотропией, повышенной фильтрационной особенностью, всасыванием свободной воды и физико-механическим взаимодействием ее с частицами породы.

Г) Образование толстых корок (отложение твердой фазы раствора) на стволе скважины при разрезе высокопроницаемых пород, интенсивно поглощающих жидкую фазу раствора.

Вопрос
Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?

А) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.

Б) Предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.

В) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет снижения гидростатического давления столба раствора.

Г) Ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами.

Вопрос
Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?

А) Не менее 100 и 440 метров соответственно.

Б) Не менее 110 и 460 метров соответственно.

В) Не менее 130 и 480 метров соответственно.

Г) Не менее 150 и 500 метров соответственно.

ФНП № 534 п. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

Вопрос
Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?

А) Буровым предприятием.

Б) Пользователем недр.

В) Противофонтанной службой.

Г) Проектной организацией.

Вопрос
Кто может быть допущен к работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями?

А) Допускаются бурильщики, прошедшие производственное обучение, инструктаж, получившие допуск к самостоятельной работе.

Б) Допускаются бурильщики, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамен по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и имеющие на это удостоверение.

В) Допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку и проверку знаний по курсу

Г) Допускаются бурильщики, обученные по специальной программе, аттестованные квалификационной комиссией организации.

Вопрос
В каком месте устанавливается основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?

На расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте

На расстоянии не менее 8 м от устья скважины в удобном и безопасном месте

На расстоянии не менее 6 м от устья скважины в удобном и безопасном месте

Основной пульт должен быть установлен непосредственно возле пульта бурильщика

ФНП № 534 п.434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты:

Вопрос
При каком содержании газа в буровом растворе производится отбор проб газовоздушной среды в процессе бурения на рабочей площадке буровой, в насосном блоке, блоках очистки бурового раствора и емкостной системы?

Вопрос
В соответствии с чем должно производиться освоение скважин в кусте независимо от способа их последующей эксплуатации?

В соответствии с планом работ,

В соответствии с технологическим регламентом

В соответствии с проектной документацией

Вопрос
Кем должны проводиться работы по ремонту скважин?

Работниками эксплуатирующей организации

ФНП № 534 п. 2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.

Вопрос
Что из перечисленного запрещается при освоении, эксплуатации и ремонте скважин?

На время ведения прострелочных работ (перфорации эксплуатационных колонн, ремонтных работ и т.д.) вокруг скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.

Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться с использованием временных схем сбора и транспортирования нефти

После сдачи заказчику кустовой площадки или ее части по акту подрядчик не несет никакой ответственности за инциденты и происшествия на этой территории

В пределах запретных (опасных) зон у эксплуатирующихся скважин не допускается присутствие лиц и транспортных средств, не связанных с непосредственным выполнением работ.

5.2. Освоение скважин на кусте, независимо от способа их последующей эксплуатации, должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.

5.3. Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.

ФНП № 534 п. 1267. Ремонт скважин на кустовой площадке без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществления и использования мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.

Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (например, признаки ГНВП, отклонение от ТР). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с ПАСФ и утверждается организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком).

Вопрос
Какие сведения не подлежат обязательному включению в план ликвидации аварий, составленный на каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана?

Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.

Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.

Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.

Обязанности руководителя подразделения

ФНП № 534 Приложение 6 п. 2. В ПЛА должны предусматриваться:

2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.

2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.

2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.

2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.

2.6. В ПЛА объектов месторождений с высоким содержанием в продукции сернистого водорода должны быть установлены места безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий

Вопрос
Сколько должно быть шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородсодержащих пластов?

ФНП № 534 п. 436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Вопрос
Какие работы производят по наряду-допуску при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?

Перфорацию, освоение скважин;

Обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;

Монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;

Все перечисленное верно

демонтаж буровой установки;

перфорацию, освоение скважин;

обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;

монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;

рекультивацию территории куста, амбаров.

Вопрос
Какое допускается отклоненение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, от установленной проектом величины?

Более чем на +/- 0,01 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

Более чем на +/- 0,02 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

Более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

Более чем на +/- 0,05 г/см3 от установленной рабочим проектом величины

ФНП № 534 п. 387. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.

392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений).

Вопрос
В каком случае допускается консервация скважины без спуска насосно-компрессорных труб при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?

При непрерывном цикле работ на кусте по строительству скважин

После окончания бурения очередной скважины

Получения положительных результатов проверки качества цементирования, прочности и герметичности эксплуатационной колонны и устьевой обвязки

Всех перечисленных условий

Проектные решения для контроля и управления давлением в скважине. (Лекция 5.1)

Первая стадия. Первичный контроль за давлением в скважине.
Цель контроля – бурение скважины до проектной глубины без
осложнений. Контроль осуществляется только путем регулирования
величины гидростатического давления столба БПЖ.
Вторая стадия. Вторичный контроль за давлением в скважине.
Цель контроля – безопасная ликвидация ГНВП без последующих
осложнений в скважине.
Управление давлением осуществляется как путем изменения (Ргс), так и
использованием ПВО.
Мероприятия: 1. Герметизация устья скважины; 2. Удаление из
скважины поступившего пластового флюида; 3. Увеличение в случае
необходимости плотности БПЖ.
Третья стадия. Заключительный контроль за давлением в скважине.
Цель контроля – предотвращение возникновения открытого фонтана.
Возобновление первичного контроля за скважиной.
Мероприятия: Установка цементных или баритовых пробок.

Проектные решения и мероприятия
Противовыбросовые программы – это комплекс специальных мероприятий,
выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.
1. Проектирование надежной конструкции скважин
2. Испытание горных пород на прочность методом опрессовки
3. Определение максимальных давлений для скважины при ГНВП.
4. Режим промывки скважины (при бурении и при ликвидации ГНВП)
5. Режим спуско-подъемных операций
6. Выбор схемы противовыбросового оборудования

4. 1. Проектирование конструкции скважины

Сов мещенный график дав лений
Глу бина (м)
Давление
плас товое
(МПа)
Давление
гидрораз-ва
(МПа)
Литология
Возможные
осложнения
Градиенты давлений (0,01 МПа/м)
пластовое
0,9
Глубина
спу ска (м)
Плотнос ть
раствора
кг/м.ку б
гидроразрыва
1,1
1,3
1,5
1,7
1,9
150
Построение совмещенного графика
давлений для определения количества и
глубины спуска обсадных колонн.
колонн
ММП
300
450
4,5
7,1
пес чаник
600
746
750
1159-1212
900
6,2
9,6
глины
1050
НГВП
1200
12,0
18,0
пес чаник
1300
1285-1346
1350
1500
Уточнение глубины спуска кондуктора и
промежуточных колонн из условия
предупреждения ГРП при газопроявлении
(формула В.Д. Малеванского)
1650
Нк = Рпл /grad Ргр
1800
19,0
23,2
извес тняк
24,5
32,0
пес чаник
25,3
38,5
глина
1950
2100
2250
2400
НГВП
2550
2700
29,5
42,0
пес чаник
2800
1349-1388

5. 2. Определение давления гидроразрыва горных пород 2.1.Применение аналитических и эмпирических зависимостей 2.2. Испытание горных пород на пр

2. Определение давления гидроразрыва горных пород
2.1.Применение аналитических и эмпирических зависимостей
2.2. Испытание горных пород на прочность методом опрессовки
Цель испытания
В практике бурения после разбуривания башмака обсадной
колонны проводят работы по оценке давления поглощения
горных пород с целью определения максимально допустимого
увеличения
плотности
промывочной
жидкости
при
дальнейшем углублении скважины.
Знание давления поглощения обязательно для успешной
ликвидации НГВП или открытого фонтана.
Обычно испытания проводят под башмаком кондуктора и
промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не
должна подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в
скважине.

6. Порядок проведения испытания

1. После схватывания цементного камня разбурить цементный стакан, башмак и цемент,
а затем горную породу на 10-15 метров ниже башмака обсадной колонны.
2. Промыть скважину и обеспечить выравнивание параметров бурового раствора.
3. Поднять долото в башмак обсадной колонны. Убедиться, что скважина полностью
заполнена буровым раствором.
4. Подсоединить цементировочные агрегаты к опрессовочной головке. Опрессовать
нагнетательную линию.
5. Вызвать циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования при
полностью открытом штуцере. Регулировать подачу цементировочных агрегатов в
пределах 40-80 л/мин.
6. Закрыть скважину, используя превентор и штуцер.
7. Прокачать цементировочным агрегатом внутрь бурильной колонны буровой раствор,
увеличивая давление в скважине до половины расчетного максимального значения.
При этом на устье регистрируют повышение давления по мере увеличения объема
закачиваемого раствора.

8. Продолжить закачку бурового раствора порциями по 0,04 м3 каждый раз с
последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для стабилизации
давления в скважине.
9. По полученным данным построить график изменения давлений в скважине
после каждой закачанной в неё порции (рис. 1.3). Точка отклонения (А)
от прямолинейной зависимости соответствует давлению начала
поглощения (РА). Прекращают закачивание при получении на графике 2-3
точек стабильного поглощения. Продолжение закачки (В) приведет к
достижению максимального давления (РВ), при котором происходит
гидроразрыв горной породы. Происходит резкое падение давления
нагнетания.
10. Остановить насос и сделать выдержку в течение 5- 10 минут.
11. Осуществить плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание давления через
штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с закаченной,
определить объем жидкости поглощенный пластом.

Типовая диаграмма испытания горной породы на прочность методом опрессовки:
1- давление нагнетания; 2- статическое давление
А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта; ВС- распространение
трещин в породе; СD- падение давления после прекращения закачки

9. 3. Определение максимальных давлений для скважины при ГНВП

10. Распределение давлений в скважине при ГНВП

Р max(кп) = Ргр – Ргс
Н газ (max) = (Р max(кп) – Рит)/ρg
Vпр
[ P ]S
[ бр g ( H пл H слаб ) [ P ] P
( бр г ) gPзаб
При бурении
Vдоп. =0,5 Vпр.
При СПО
Vдоп. =0,25 Vпр.
(но не более 1,5м3 )
(но не более 1,0м3 )

11. Режим промывки скважины при НГВП

Для предупреждения,
ограничения и раннего
обнаружения притока флюидов
в скважину, а также для
ограничения процесса
развития проявления при
бурении в выбросоопасных
условиях целесообразно
повышение расхода бурового
раствора.
С увеличением расхода
увеличивается необходимый
для образования пробки
удельный расход газа (рис.)

12. Режим спуско-подъемных операций

Для предотвращения и ликвидации возможных
газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается
с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив
скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб
из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье.
Доливочная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь
градуировку.
На скважине должен быть обеспечен запас жидкости с
соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов
скважины.,
В процессе подъема колонны труб следует производить долив
раствора глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать
поддержание уровня на устье скважины. Свойства жидкости глушения,
доливаемой в скважину, не должны отличаться от находящейся в ней.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого
раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться
с объемом поднятого или спущенного металла труб. При разнице
между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых
труб более 0.5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры,
предусмотренные инструкцией по действию вахты при НГВП.

Глубина опорожнения (Δh) кольцевого пространства не должна
превышать некоторого безопасного значения (Δhб)
(Δh) 2500
1,03

14. Максимально допустимое число свечей бурильных труб, поднимаемых без долива в соответствии с безопасным снижением уровня жидкости в скваж

15. Пример

Определить количество свечей,
поднимаемых без долива
скважины при следующих
данных:
L ск = 3000 м.
ρ бпж. = 1400 кг/м3
Pпл. = 40 МПа
Dскв. = 0,190 м.
d бт.(н) = 0,127 м.
d бт.(в) = 0,107 м.
Lсв. = 35 м.
1
hб Н пл 1
60 м.
m (m1 1)
nб =
D d н hб
5,04
d н d вн lcв
принимаем частоту долива скважины через 5 свечей

Управление давлением в скважине при НГВП. Метод уравновешенного пластового давления. Способы ликвидации НГВП. (Лекция 7.1)

2. Метод уравновешенного пластового давления

—
—
Цель: приведение проявляющей скважины под
контроль.
Сущность метода: поддержание постоянного
забойного давления, несколько превышающее
пластовое.
Результат применения:
предотвращение поступления пластового флюида;
отсутствие чрезмерного давления в скважине;
максимальное сокращение времени на глушение
скважины;
минимальные затраты материалов.

3. Уравнения баланса давлений при вымывании флюида

4. Варианты метода уравновешенного пластового давления

Неосложненные условия глушения скважин
Двухстадийный способ («способ бурильщика»)
Двухстадийный растянутый во времени
Способ ожидания и утяжеления
Способ непрерывного глушения (циркуляции и
утяжеления)

5. СПОСОБ БУРИЛЬЩИКА

Способ назван так потому, что бурильщик обязан сам
ликвидировать проявление. Его применение не требует
выполнения графических построений и проведения расчетов,
кроме определения плотности бурового раствора для глушения
скважины. Давление в нагнетательной линии устанавливают
эмпирически непосредственно в процессе глушения по данным
устьевой информации и на основании баланса давлений в
скважине.
Глушение проявления этим способом осуществляется в
два цикла циркуляции жидкости. В течение первого цикла
пластовый флюид вымывается из скважины, а в течение второго
– буровой раствор, использовавшийся в первом цикле,
заменяется утяжеленным.
Преимущество способа – простота применения.
Недостаток – необходима высокая надежность всего
бурового оборудования.

6. Методика глушения скважины

При
двухстадийном
способе
глушения
скважины
начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается
п о с т о я н н ы м при п о с т о я н н о й
подаче насоса
(насосов) в течение всей первой
стадии- удаления флюида. Противодавление в колонне Риз.к
свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить
это условие. Риз.к
может быть любым, но не должно
превышать максимально допустимого давления [Риз.к].
Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для
вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что
циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3
циклов. Контролем успешно законченных работ первой
стадии глушения скважины является равенство избыточных
давлений в трубах и затрубном пространстве при
остановленной циркуляции и закрытой скважине.
Последовательность проводимых операций,
изменение
давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной
колонне показаны на
рис. 1.

8. Двухстадийный способ глушения скважины при НГВП (способ бурильщика) График изменения во времени давления на устье в бурильных трубах и кол

Двухстадийный способ глушения скважины при НГВП
(способ бурильщика)
График изменения во времени давления на устье в бурильных
трубах и кольцевом пространстве

9. Двухстадийный растянутый во времени способ глушения скважины при НГВП График изменения во времени давления на устье в бурильных трубах и

Двухстадийный растянутый во времени способ
глушения скважины при НГВП
График изменения во времени давления на устье в бурильных трубах и
кольцевом пространстве

Проектные решения для контроля и управления давлением в скважине. (Лекция 5.1)

Первая стадия. Первичный контроль за давлением в скважине.
Цель контроля – бурение скважины до проектной глубины без
осложнений. Контроль осуществляется только путем регулирования
величины гидростатического давления столба БПЖ.
Вторая стадия. Вторичный контроль за давлением в скважине.
Цель контроля – безопасная ликвидация ГНВП без последующих
осложнений в скважине.
Управление давлением осуществляется как путем изменения (Ргс), так и
использованием ПВО.
Мероприятия: 1. Герметизация устья скважины; 2. Удаление из
скважины поступившего пластового флюида; 3. Увеличение в случае
необходимости плотности БПЖ.
Третья стадия. Заключительный контроль за давлением в скважине.
Цель контроля – предотвращение возникновения открытого фонтана.
Возобновление первичного контроля за скважиной.
Мероприятия: Установка цементных или баритовых пробок.

Проектные решения и мероприятия
Противовыбросовые программы – это комплекс специальных мероприятий,
выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.
1. Проектирование надежной конструкции скважин
2. Испытание горных пород на прочность методом опрессовки
3. Определение максимальных давлений для скважины при ГНВП.
4. Режим промывки скважины (при бурении и при ликвидации ГНВП)
5. Режим спуско-подъемных операций
6. Выбор схемы противовыбросового оборудования

4. 1. Проектирование конструкции скважины

Сов мещенный график дав лений
Глу бина (м)
Давление
плас товое
(МПа)
Давление
гидрораз-ва
(МПа)
Литология
Возможные
осложнения
Градиенты давлений (0,01 МПа/м)
пластовое
0,9
Глубина
спу ска (м)
Плотнос ть
раствора
кг/м.ку б
гидроразрыва
1,1
1,3
1,5
1,7
1,9
150
Построение совмещенного графика
давлений для определения количества и
глубины спуска обсадных колонн.
колонн
ММП
300
450
4,5
7,1
пес чаник
600
746
750
1159-1212
900
6,2
9,6
глины
1050
НГВП
1200
12,0
18,0
пес чаник
1300
1285-1346
1350
1500
Уточнение глубины спуска кондуктора и
промежуточных колонн из условия
предупреждения ГРП при газопроявлении
(формула В.Д. Малеванского)
1650
Нк = Рпл /grad Ргр
1800
19,0
23,2
извес тняк
24,5
32,0
пес чаник
25,3
38,5
глина
1950
2100
2250
2400
НГВП
2550
2700
29,5
42,0
пес чаник
2800
1349-1388

5. 2. Определение давления гидроразрыва горных пород 2.1.Применение аналитических и эмпирических зависимостей 2.2. Испытание горных пород на пр

2. Определение давления гидроразрыва горных пород
2.1.Применение аналитических и эмпирических зависимостей
2.2. Испытание горных пород на прочность методом опрессовки
Цель испытания
В практике бурения после разбуривания башмака обсадной
колонны проводят работы по оценке давления поглощения
горных пород с целью определения максимально допустимого
увеличения
плотности
промывочной
жидкости
при
дальнейшем углублении скважины.
Знание давления поглощения обязательно для успешной
ликвидации НГВП или открытого фонтана.
Обычно испытания проводят под башмаком кондуктора и
промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не
должна подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в
скважине.

6. Порядок проведения испытания

1. После схватывания цементного камня разбурить цементный стакан, башмак и цемент,
а затем горную породу на 10-15 метров ниже башмака обсадной колонны.
2. Промыть скважину и обеспечить выравнивание параметров бурового раствора.
3. Поднять долото в башмак обсадной колонны. Убедиться, что скважина полностью
заполнена буровым раствором.
4. Подсоединить цементировочные агрегаты к опрессовочной головке. Опрессовать
нагнетательную линию.
5. Вызвать циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования при
полностью открытом штуцере. Регулировать подачу цементировочных агрегатов в
пределах 40-80 л/мин.
6. Закрыть скважину, используя превентор и штуцер.
7. Прокачать цементировочным агрегатом внутрь бурильной колонны буровой раствор,
увеличивая давление в скважине до половины расчетного максимального значения.
При этом на устье регистрируют повышение давления по мере увеличения объема
закачиваемого раствора.

8. Продолжить закачку бурового раствора порциями по 0,04 м3 каждый раз с
последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для стабилизации
давления в скважине.
9. По полученным данным построить график изменения давлений в скважине
после каждой закачанной в неё порции (рис. 1.3). Точка отклонения (А)
от прямолинейной зависимости соответствует давлению начала
поглощения (РА). Прекращают закачивание при получении на графике 2-3
точек стабильного поглощения. Продолжение закачки (В) приведет к
достижению максимального давления (РВ), при котором происходит
гидроразрыв горной породы. Происходит резкое падение давления
нагнетания.
10. Остановить насос и сделать выдержку в течение 5- 10 минут.
11. Осуществить плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание давления через
штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с закаченной,
определить объем жидкости поглощенный пластом.

Типовая диаграмма испытания горной породы на прочность методом опрессовки:
1- давление нагнетания; 2- статическое давление
А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта; ВС- распространение
трещин в породе; СD- падение давления после прекращения закачки

9. 3. Определение максимальных давлений для скважины при ГНВП

10. Распределение давлений в скважине при ГНВП

Р max(кп) = Ргр – Ргс
Н газ (max) = (Р max(кп) – Рит)/ρg
Vпр
[ P ]S
[ бр g ( H пл H слаб ) [ P ] P
( бр г ) gPзаб
При бурении
Vдоп. =0,5 Vпр.
При СПО
Vдоп. =0,25 Vпр.
(но не более 1,5м3 )
(но не более 1,0м3 )

11. Режим промывки скважины при НГВП

Для предупреждения,
ограничения и раннего
обнаружения притока флюидов
в скважину, а также для
ограничения процесса
развития проявления при
бурении в выбросоопасных
условиях целесообразно
повышение расхода бурового
раствора.
С увеличением расхода
увеличивается необходимый
для образования пробки
удельный расход газа (рис.)

12. Режим спуско-подъемных операций

Для предотвращения и ликвидации возможных
газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается
с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив
скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб
из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье.
Доливочная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь
градуировку.
На скважине должен быть обеспечен запас жидкости с
соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов
скважины.,
В процессе подъема колонны труб следует производить долив
раствора глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать
поддержание уровня на устье скважины. Свойства жидкости глушения,
доливаемой в скважину, не должны отличаться от находящейся в ней.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого
раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться
с объемом поднятого или спущенного металла труб. При разнице
между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых
труб более 0.5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры,
предусмотренные инструкцией по действию вахты при НГВП.

Глубина опорожнения (Δh) кольцевого пространства не должна
превышать некоторого безопасного значения (Δhб)
(Δh) 2500
1,03

14. Максимально допустимое число свечей бурильных труб, поднимаемых без долива в соответствии с безопасным снижением уровня жидкости в скваж

15. Пример

Определить количество свечей,
поднимаемых без долива
скважины при следующих
данных:
L ск = 3000 м.
ρ бпж. = 1400 кг/м3
Pпл. = 40 МПа
Dскв. = 0,190 м.
d бт.(н) = 0,127 м.
d бт.(в) = 0,107 м.
Lсв. = 35 м.
1
hб Н пл 1
60 м.
m (m1 1)
nб =
D d н hб
5,04
d н d вн lcв
принимаем частоту долива скважины через 5 свечей

Б.2.4. (май 2021 г)

ФНП № 534 п. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

ФНП № 534 п.434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты:

ФНП № 534 п. 2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.

5.2. Освоение скважин на кусте, независимо от способа их последующей эксплуатации, должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.

5.3. Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.

ФНП № 534 п. 1267. Ремонт скважин на кустовой площадке без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществления и использования мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.

Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (например, признаки ГНВП, отклонение от ТР). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.

Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с ПАСФ и утверждается организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком).

ФНП № 534 Приложение 6 п. 2. В ПЛА должны предусматриваться:

2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.

2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.

2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.

2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.

2.6. В ПЛА объектов месторождений с высоким содержанием в продукции сернистого водорода должны быть установлены места безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий

ФНП № 534 п. 436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

демонтаж буровой установки;

перфорацию, освоение скважин;

обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;

монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;

рекультивацию территории куста, амбаров.

ФНП № 534 п. 387. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.

392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений).

Источник