Что такое нгвп в крс
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
Нгвп что это – Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и способы ликвидации
расшифровка, прямые и косвенные признаки
Газонефтяная промышленность — один из самых серьезных и ответственных видов деятельности. ЧП в данной сфере, по сути, должны оговариваться только в теории. На этом фоне как рядовым работникам и руководителям, так и получающим образование для занятости в отрасли, связанной с бурением скважин, важно знать расшифровку ГНВП, а также признаки, причины, способы устранения этого явления. Начнем с общей характеристики.
Расшифровка ГНВП
Буквосочетание ГНВП означает газовые, нефтяные и водопроявления. Это одновременное проникновение газа и нефтяного флюида как вовнутрь скважины через колонны, так и в заколонный внешний участок.
Зная расшифровку ГНВП, мы имеем перед собой довольно серьезную проблему, которая может возникнуть при бурении. Она требует незамедлительного устранения. Наиболее часто газонефтеводопроявления обнаруживаются при высоком пластовом давлении из-за чрезмерного углубления забоя, а также из-за неверных действий бурильщиков или ремонтников.
Причины явления
Допуск ГНВП (расшифровка — газонефтеводопроявления) на производстве очень нежелателен. Вот основные причины возникновения данной проблемы:
Признаки ГНВП
Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений принято разделять на две категории:
Рассмотрим категории более детально.
Ранние признаки: прямые
Итак, начнем с прямых признаков ГНВП:
Ранние признаки: косвенные
Итак, косвенные признаки ГНВП:
На косвенные признаки обращают внимание только при наличии прямых, ведь они говорят только о возможном ГНВП среди причин других проблем. При проявлении их (косвенных признаков) контроль за скважиной усиливается. Это нужно для выявления уже прямых признаков ГНВП.
Поздние признаки
И теперь уже поздние признаки возникшей проблемы:
Действия при обнаружении проблемы
Сразу после выявления проблемы персонал приступает к ее ликвидации. Это два пути:
Ликвидация проводится при помощи специального оборудования: в условиях высокого давления спускаются трубы. Чтобы приостановить процессы ГНВП, в стволе создают оптимальный уровень выравнивающего давления. Оно может быть и равно пластовому, и превышать его.
При спуске оборудования в условиях ГНВП может возникнуть фонтанирование. Тогда бригада приступает к его глушению, опираясь на аварийные распорядки. Дополнительно привлекаются представители организации по технадзору.
При ГНВП скважина перекрывается баритовой пробкой. Она создает непроницаемый экран в пластах и позволяет установить сверху цементный мост. Если газонефтеводопроявление вскрывают при работе двух насосов, то предусматривается их работа либо из одной емкости, либо из двух, но с запорными устройствами между ними.
Методы устранения ГНВП
Как только истинная причина ГНВП установлена, необходимо выбрать один наиболее эффективный для нее способ устранения. Всего их четыре.
Глушение скважины в две стадии. Самое главное здесь: четкое разделение этапов работы на вымыв нефтяного флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины ГНВП, и на одновременное этому приготовление нового раствора, имеющего нужную плотность для глушения. Первая стадия — заглушка скважины. Вторая — замена рабочей жидкости.
Ступенчатое глушение. Эффективно, когда давление в колонне перед дросселем повышается относительно значения максимально допустимого для нее (колонны) или гидроразрыва уровня башмака. Сначала приоткрывается дроссель, чтобы снизить давление в колонне.
Из-за этого на глубине будет наблюдаться новое поступление воды и газа. Так как пик образовывающегося давления кратковременен, то следующий раз приоткрывают дроссель, одновременно промывая при этом скважину. Действия повторяют до полного исчезновения признаков ГНВП, нормализации пиковых показателей давления.
Ожидание утяжеления. Как только обнаруживается газонефтеводопроявление, персонал останавливает нефтедобычу, перекрывает скважину. После этого готовится раствор необходимой плотности. Обязательно поддерживается в стволе скважины давление, которое схоже с пластовым, для приостановления ГНВП и дальнейшего всплытия нефтяного флюида на поверхность.
2-стадийное растянутое глушение. После выявления ГНВП флюид вымывается тем же раствором. Затем его (раствора) плотность изменяется до необходимой. Способ в основном применяется в случае отсутствия подходящих емкостей для приготовления требуемого объема рабочей жидкости. Метод получил свое название из-за того, что процесс вымывания флюидов при нем несколько более растянут во времени, чем при обычном двухстадийном глушении.
Обучение и подготовка персонала
По Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (п. 97) мы можем установить, что раз в два года проходит проверка знаний по разделу «Контроль скважины. Управление работами при (читателю известна расшифровка) ГНВП». Удостоверение же дается на три года.
Сказанное касается работников, которые осуществляют как непосредственное проведение работ, так и управляют процессами по:
Чем раньше обнаружены ГНВП, тем больше шансов на предотвращение осложнения проблемы — значительных простоев нефтедобычи, что ведет к крупным потерям уже финансового плана. Чтобы не допустить развития газонефтеводопроявлений, необходимо уделять должное внимание внешним датчикам объема, плотности и давления рабочей жидкости.
признаки и причины возникновения ГНВП
ГНВП (газонефтеводопроявления) [oil, gas and water shows] представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны [casings] внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство [annulus]. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления [formation pressure] вследствие значительного заглубления забоя [bottomhole deepening], а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.
Причины ГНВП
Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте [maintenance] нефтескважин следующие:
Признаки ГНВП
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи [oil production] за счёт изменения свойств промывочной жидкости [drilling mud properties], напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания [seepage], на поверхности скважины [surface] образуются определённые признаки [signs], свидетельствующие о существовании ГНВП.
Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины [wellbore instability] или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа [gas bubbles], 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 [specific gravity] рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.
Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:
Действия при ГНВП [well control]
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 [oil reservoir].
При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины [to seal wellhead, wellbore, and annulus], 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.
Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол
Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование [blowout], то принимаются меры по его глушению [killing] в соответствии с аварийным расписанием [emergency response plan]. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
Для перекрытия [to shut in] скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка [barite plug], создающая непроницаемый экран [impermeable barrier] в пластах и позволяющая установить над ней
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 [pressure, density, and volume sensors]
Оригинал статьи
признаки, причины, действия при 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
Читайте также:
Газонефтеводопроявления (ГНВП) — Что такое газонефтеводопроявления (ГНВП)? Признаки ГНВП.
Газонефтеводопроявления (ГНВП) — это очень серьезный вид осложнения, который требует дорогостоящих и длительных ремонтных работ. В процессе бурения, особенно при вскрытии продуктивного горизонта, при определенных обстоятельствах может произойти значительное поступление пластового флюида в скважину или заколонное пространство. Довольно часто выброс флюида приводит к ГНВП, с последующим развитием грифонов, газовых либо нефтяных фонтанов, наносящих масштабный экономический ущерб. Чаще всего это происходит при бурении на газ, в зонах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
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
Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Нефтегазоводопроявление
Нефтегазоводопроявления происходят при снижении гидростатического давления бурового раствора на пласт и аномально высоких пластовых давлениях, градиент которых иногда близок градиенту горного давления. Известно, что скорость перемещения пачки газа в системе циркуляции бурового раствора составляет от 0.036 до 0.765 м / с при суточном дебите от нескольких тысяч до 1 млн. м3 / сут и более, нефти от нескольких тонн до 2000 т / сут и более и воды ( рапы) от 5 м3 до 12.0 тыс. м3 / сут. Поэтому предупреждение таких осложнений является важнейшей проблемой, так как их ликвидация приводит к тяжелым материальным затратам. [1]
Нефтегазоводопроявление является чем ( причиной аварий, следствием снижения давления на стенки скважины, наличия в крепи трещин и зазоров… [2]
Нефтегазоводопроявления происходят в основном при снижении гидростатического давления бурового раствора на пласт и аномально высоких пла-стойых давлениях. [3]
При наличии АВПД или нефтегазоводопроявлений необходимо, чтобы плотность нефти равнялась плотности бурового раствора, для чего в нее вводятся структурообразователи и утяжелители. [4]
Существуют опасности от возникновения заколонных нефтегазоводопроявлении и фифонов. В профилактике нефтегазоводопроявлении важно знать пластовые ( поровые) давления в породах. [5]
Перед вскрытием пластов с АВПД, а также при вскрытии и прохождении интервалов возможных нефтегазоводопроявлений и дальнейшем их бурении до спуска очередной колонны буровая вахта обязана проверить исправность ОП путем закрывания-открывания превенторов и задвижек с гидроуправлением перед каждым спуском и подъемом бурильного инструмента, но не реже одного раза в сутки. [7]
Не допускается применение пластоиспытателей в скважинах, в которых имеются зоны осложнения ствола и нефтегазоводопроявления с изливом на устье скважины. [8]
Наибольшая сложность, как правило, возникает из-за невозможности обеспечения требуемого технологического режима цементирования скважин вследствие частичного или полного поглощения тампонажного раствора и возникновения последующих осложнений ( межпластовые перетоки, нефтегазоводопроявления и другие), требующих проведения повторных изоляционных работ с затратой значительных средств и времени. [15]