Что показывает манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при гнвп

Какова основная функция дегазатора?

+ Проектирование надежной конструкции скважин. Определение ожидаемых максимальных давлений для скважины при ГНВП. Выбор схемы противовыбросового оборудования.

— Установка манометров на манифольде, уровнемеров в емкостях, расходомеров в циркуляционной системе.

— Обучение персонала буровой первоочередным действиям при возникновении ГНВП.

Что происходит с объемом бурового раствора в наземном резервуаре при

Вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины?

Что свидетельствует об успешном глушении скважины?

Осложнения при ГНВП могут возникнуть вследствие:

+ Поступления в скважину флюида в объеме, превышающем предельное значение.

При проведении какой технологической операции происходит большинство притоков пластового флюида?

Какова основная функция дросселя?

— Отделение газа от бурового раствора

+ Регулирование давления в скважине при ГНВП

— Герметизации устья скважины В скважине производится вымывание пачки газа.

В какой момент давление в кольцевом пространстве начнет снижаться?

— При начале циркуляции

+ При выходе ее из скважины

— При полном заполнении бурильной колонны жидкостью глушения

Что показывает манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины

При ГНВП?

+ Избыточное давление в бурильных трубах

— Гидродинамическое давление в бурильных трубах

Чем устанавливается допустимое понижение уровня БПЖ в скважине?

— Распоряжением бурового мастера

— Приказом по предприятию

Кто допускается к работам на скважинах с возможными ГНВП?

— Рабочие и специалисты, прошедшие инструктаж по практическим действиям при ГНВП

+ Рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях»

— Специалисты, прошедшие инструктаж по практическим действиям при ГНВП

Что показывает манометр на устье после закрытия скважины при ГНВП?

— Избыточное давление в бурильных трубах

+ Избыточное давление в кольцевом пространстве

Как осуществляется управление давлением на первой стадии контроля?

— Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО

+ Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ

— Путем установки цементных или баритовых пробок

Какое оборудование применяется для регулирования давления при ГНВП?

Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?

Что называется грифоном?

— Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом

— Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине

— Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту

— Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту

+ Проявление пластового флюида вне устья скважины

Какой способ применяется для ликвидации НГВП во время спуско- подъемных операций (СПО)?

+ Способ ожидания и утяжеления.

— Способ непрерывного глушения.

Какие детали ПВО наиболее часто выходят из строя в процессе глушения?

Что показывает манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при гнвп

4 упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлении (гнвп)

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора (рисунок 4.4).

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину,

Рисунок 4.4 – График глушения методом ожидания и утяжеления
немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов.

долото должно быть у забоя;
не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;
максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве (MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

Давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;
Давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

Требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции.
Требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метода стравливания давления.
Отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора.
Большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки.
Проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины.

4.5.2 Порядок выполнения работы

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР_прок) в циркуляционной системе при рабочем режиме циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подаче буровых насосов.

2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. кп}).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине. Строится график изменения давления в бурильной колонне при вымывании пачки газа.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.

7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком.

10. Продолжить циркуляцию бурового раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III, IV) при постоянных значениях производительности насосов и плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором.

11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.
4.6 Метод непрерывного глушения скважин

При этом способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при непрерывном утяжелении бурового раствора, т.е совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для ликвидации притока из пласта.

Обычно проявление ликвидируют в течение нескольких циклов циркуляции. Однако не исключается возможность глушения за один цикл, если при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового раствора. Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями, причем прекращение на каждом цикле определяется возможностью оборудования.

Давление в бурильных трубах регулируется в соответствии с графиком его изменения, строящимся так же, как и при способе «ожидание и утяжеление».

Преимущества этого способа – отсутствие периода простоя скважины под давлением, низкие давления в обсадной колонне при глушении.

Недостаток способа – сложность процесса регулирования давления в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора во время циркуляции.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис.4.5.

Рисунок 4.4 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве при глушении скважины способом «ожидания и утяжеления»

I – время приготовления утяжеленного бурового раствора; II- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; III –IV — заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения и вымывание газа из скважины

Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать плотность раствора.

Порядок выполнения работы

Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔР_прок) в циркуляционной системе (давление прокачивания) при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.

1. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

2. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Р_и.бт) и обсадной колонне (Р_{и. кп}).

3. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

4. Определить вид поступившего в скважину флюида.

5. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине.

7. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной

Рисунок 4.5- Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения скважины»

I — заполнение бурильных труб жидкостью глушения; II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины жидкостью глушения

обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

8. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора в бурильные трубы строят график снижения давления нагнетания от значения Рн до значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.

9. После заполнения бурильных труб утяжеленным раствором продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора ρ_к до полного удаления газа из скважины (участок II, III).

10. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.
4.7 Объемный метод глушения скважины

Если поступивший в скважину газ нельзя вытеснить путем циркуляции (например, бурильная колонна находится у поверхности или извлечена из скважины, или забиты насадки долота), необходимо дать возможность газу выйти на поверхность. Это достигается открыванием задвижки регулируемого штуцера с тем, чтобы выпустить некоторое количество раствора, что приведет к расширению газа. Для применения объемного метода необходимо, чтобы MAASP (максимально допустимое давление в затрубном пространстве при закрытом устье) превышало реальное давление в обсадной колонне. В то же время при выходе газа на поверхность MAASP не должно превышать давление разрыва обсадной колонны или рабочее давление превенторов.

миграция газа к поверхности при контролируемом расширении;
вытеснение газа раствором;
возобновление циркуляции.

В случае проявления, когда устье уже герметизировано, пластовый флюид будет иметь некоторый объем, высоту и давление.

Флюиду предоставляется возможность двигаться без расширения до тех пор, пока давление в верхней части не увеличится на величину S, равную 1 МПа, считающуюся запасом на противодавление. Увеличиваем Р_из.к на 1 МПа. Это значение принимается как запас рабочего давления на противодавление». Затем вычисляется количество раствора, которое следует выпустить через штуцер, чтобы уменьшить давление в скважине.

Контролируя давление, выпускается часть раствором через штуцер в мерник. Объем выпускаемого раствора должен соответствовать расчетной высоте H_v. Этот объем рассчитывается по уравнению:

V_p = H_v×(πD 2 /4) (объем с учетом бурильного инструмента или без него).

На этом этапе очень важно строго контролировать объем выпускаемого раствора, регулируя отверстие штуцера, чтобы поддерживалось постоянное значение Р_из.к.+S.

Как только расчетный объем раствора выпущен, необходимо закрыть штуцер. Повторять операцию до тех пор, пока газ не окажется у поверхности. На данном этапе газ не следует выпускать, необходимо помнить, что в этот момент надо быстро закрыть штуцер. При этом P_из.к достигает максимального значения.

Выбрать диапазон рабочего давления Р_р.д. и величину безопасного предела Р_п (от 0,1 до 1 МПа);
Найти величину гидростатического давления на один метр кольцевого пространства по формуле

Найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле

Дать возможность увеличению давления в кольцевом пространстве на величину Р_п+ Р_р.д., без выпуска раствора из скважины;
Приоткрыть штуцер и выпустить расчетный объем раствора.

Начать закачивание в скважину того же раствора, который использовался при начале проявления (ρ_н). Нагнетание вести очень медленно через линию для глушения скважины. P_из.к начинает повышаться. Дать ему возможность достичь значения MAASP, минуя запас на противодавление. В этот момент надо выключить насос.

Рассчитать, на сколько может уменьшится P_из.к, чтобы это снижение компенсировалось гидростатическим давлением столба закаченного раствора. Допустим, что был закачан объем V_p. Преобразуем V_p в H_v (высота гидростатического столба).

Медленно выпускать газ до тех пор, пока P_из.к не достигнет значения конечного P_из.к — ∆PI. На этом этапе стравливают газ, раствор при этом не выпускается.

Продолжается до полного вытеснения газа. Во время нагнетания не должно быть превышено значение MAASP. He должно также чрезмерно снижаться P_из.к. В конце этого этапа скважина заполнена раствором и находится под контролем, но не заглушена.

Третий этап: возобновление циркуляции, спуск колонны под давлением.

УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)

Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:

• снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;

• нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;

• недостаточная обученность специалистов и производственного персонала действиям по предотвращению и ликвидации нефтегазопроявлений и фонтанов.

При проявлении признаков газонефтеводопроявлений, либо уже совершившегося поступления пластового флюида на устье скважины следует придерживаться «Регламента по практическим действиям буровой бригады при возникновении ГНВП на скважине» и других инструкций, положений по предупреждению и ликвидации данного вида осложнений. Общий порядок действий буровой бригады в этом случае следующий: закрыть скважину; исследовать характер и степень ГНВП; оценить параметры, необходимые для управления скважиной; выбрать способ глушения скважины; приступить и осуществить ликвидацию аварии; расследовать причины аварии, ее последствия; по результатам работ провести обучение персонала для предупреждения повторного осложнения.

Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан

• прекратить углубление скважины и остановить вращение ротора (при турбинном бурении снизить производительность буровых насосов или отключить один насос);

• установить замок бурильной трубы над столом ротора в пределах 0,5-1,2 м (напротив ключа АКБ для удобства в работе);

• остановить насос в последнюю очередь, чтоб сохранить влияние перепадов давления в затрубном пространстве и не допустить осложнения при подъеме компоновки бурильного инструмента;

• закрыть обратный клапан.

Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике бурения известны методы «жесткого» и «мягкого» закрытия скважины при флюидопроявлении.

4.1.1 "Мягкое закрытие " скважины

Для реализации этого метода, рабочая гидравлически-механическая задвижка на устье должна быть закрыта, штуцер (правый) должен быть на 50 % открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты. Это нормальное положение задвижек на штуцерной батарее при всех операциях, выполняемых на скважине.

Порядок работ при "мягком закрытии" скважины:

• открыть гидравлическо — механическую задвижку на линии дросселирования (боковая задвижка на крестовине ПВД);

• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор) и задвижку прямого сброса. Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

• постепенно закрыть штуцер;

• закрыть механическую задвижку после штуцера;

• оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Р_из._т, Р_из._к через каждую минуту.

4.1.2 "Жесткое закрытие" скважины

В зарубежной практике, в случае раннего обнаружения проявления (V_о= 50÷500л),используется метод быстрой герметизации устья скважины. Для реализации этого метода штуцер (правый) должен быть закрыт, задвижки после штуцера на вертикальный дегазатор открыты. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты.

Порядок работ при "жестком закрытии" скважины:

• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор). Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

• открыть гидравлическо — механическую задвижку на линии дросселирования (главная боковая задвижка на крестовине);

• оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут, независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Р_из._т, Р_из._к через каждую минуту.

Рекомендации к выбору способа закрытия скважины

Преимущества «мягкого» закрытия скважины: — снижен эффект гидравлического удара в скважине.

Недостатки «мягкого» закрытия скважины: более сложный способ выполнения закрытия скважины; образуется больший приток пластового флюида в скважину.

Преимущества «жесткого» закрытия скважины: простая и быстрая процедура закрытия скважины; образуется меньший приток пластового флюида в скважину.

Недостатки «жесткого» закрытия скважины: возникает опасность гидравлического удара, опасного для оборудования и горных пород.

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

• Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.

• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны.

• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.

• Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл — вымыв газовой пачки, второй цикл -непосредственно глушение скважины (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 – График глушения методом Бурильщика

Необходимые расчеты для реализации методов ликвидации ГНВП при составлении иста глушения скважины (Приложение 1)

1 Расчет веса бурового раствора для глушения скважины производиться по формуле

2 Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства, количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до поверхности»

Объем колонны рассчитывают по формуле

где D_в – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м.

Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле

где D_c – диаметр скважины, мм;

D_н.к. – наружный диметр колонны, мм.

Число ходов насоса рассчитывают по формуле

где Q – подача насоса, л/с.

Время прокачивания раствора по формуле

где n – число ходов насоса в минуту.

3 Расчет ожидаемого начального давления циркуляции (ICP).

Величину ICP необходимо для оценки величины давления в циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется по формуле

где Р_пр – давление насосов.

4 Расчет конечного давления в циркуляционной системе (FCP).

Во время замещения предыдущего бурового раствора на утяжеленный буровой раствор в бурильной колонне, давление циркуляции на стояке необходимо понижать, принимая во внимание повышение гидростатического давления в бурильной колонне. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.

5. Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне в сравнении с количеством ходов поршня насоса.

После определения начального и конечного давления необходима составить таблицу понижения давления циркуляции по отношению к числу ходов насоса и график глушения скважины. Это позволит без помех заглушить скважину и выявить любые возможные нарушения.

Порядок выполнения работы

Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной линии.

Таблица 1 – Гидравлические сопротивления при циркуляции

2. После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения. При увеличении механической скорости в 2 и более раза прекратить углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Определить плотность жидкости глушения

7. Определить начальное, и конечное давление циркуляции для удаления пластового флюида из скважины.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.3.

После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (участок 0-1). При этом давление кольцевом пространстве будет расти (участок а-b).

9. Вести циркуляцию с поддержанием постоянной производительности насосов и постоянным давлением в нагнетательной линии до полного удаления флюида из скважины. Постоянство давления регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования (участок 1–2). Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса не меняется. Готовится жидкость глушения требуемой плотности в объеме равном 1,2 – 1,5 объема скважины.

10. Определить момент подхода газа к устью скважины (точка b). Открыть задвижку на штуцерной батарее для вывода пачки газа через дроссель на факельное устройство (участок b-с). Флюид считается удаленным, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным Pкп = Р и (бт) + S.

11. После удаления флюида из скважины записать установившееся давление (Р кп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует III зоне на графике глушения (рисунок 4.3).

12. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве

постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой раствор в бурильные трубы при постоянном установившемся давлении в кольцевом пространстве Ркп. (участок с-d). Давление в

Рисунок 4.3 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0 — 4) и кольцевом пространстве (а – е) при глушении скважины двухстадийным способом (способ Бурильщика)

I – газовая пачка поднялась к устью; II – удаление пачки газа из скважины; III – период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкость глушения; IV- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; V – заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения

бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2-3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены утяжеленным раствором (Р кон. = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.

15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов.

Метод ожидания и утяжеления

Рисунок 4.4 – График глушения методом ожидания и утяжеления

немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов.

Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

• долото должно быть у забоя;

• не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

• максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве (MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

• возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени. Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе). Таким образом, всегда должно быть в наличии некоторое количество тяжелого раствора; кроме того, вместимость системы перемешивания раствора и растворных емкостей должна быть достаточно для утяжеления раствора в процессе циркуляции.

• По срокам реализации он короче, чем метод Бурильщика;

• Давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

• Давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

• Требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции.

• Требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метода стравливания давления.

• Отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора.

• Большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки.

• Проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины.

Порядок выполнения работы

2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).

Порядок выполнения работы

1. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

4. Определить вид поступившего в скважину флюида.

5. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

Флюиду предоставляется возможность двигаться без расширения до тех пор, пока давление в верхней части не увеличится на величину S, равную 1 МПа, считающуюся запасом на противодавление. Увеличиваем Р_из.к на 1 МПа. Это значение принимается как запас рабочего давления на противодавление". Затем вычисляется количество раствора, которое следует выпустить через штуцер, чтобы уменьшить давление в скважине.

Порядок расчетов до момента подъема газа до устья при заполнении бланка объемного метода глушения (Приложение2):

• Выбрать диапазон рабочего давления Р_р.д. и величину безопасного предела Р_п (от 0,1 до 1 МПа);

• Найти величину гидростатического давления на один метр кольцевого пространства по формуле

• Найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле

• Дать возможность увеличению давления в кольцевом пространстве на величину Р_п+ Р_р.д., без выпуска раствора из скважины;

• Приоткрыть штуцер и выпустить расчетный объем раствора.

Второй этап вытеснения газа раствором.

Третий этап: возобновление циркуляции, спуск колонны под давлением.

Для того, чтобы заменить первоначальный раствор раствором для глушения скважины необходимо в скважину спустить инструмент. Скважина находится под давлением, поэтому спуск проводится под давлением.

Обоснование числа баллонов

Зная "полезный объем емкости и объем V₃, как указано выше число емкостей будет

В приведенном примере для стандартных емкостей на 11 галлонов минимальное количество баллонов Nб составит

Nб = 120/5 = 24 баллона

Примечание:Стандарт АНИ RP16E требует, чтобы в случае аварии с емкостью или распределителем потери были не больше 2.5% от общего объема системы.

УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)

Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:

• снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;

• нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;

Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан

• закрыть обратный клапан.

4.1.1 "Мягкое закрытие " скважины

Порядок работ при "мягком закрытии" скважины:

• постепенно закрыть штуцер;

• закрыть механическую задвижку после штуцера;

4.1.2 "Жесткое закрытие" скважины

Порядок работ при "жестком закрытии" скважины:

Рекомендации к выбору способа закрытия скважины

Преимущества «мягкого» закрытия скважины: — снижен эффект гидравлического удара в скважине.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Почему нужно быстро закрыть скважину после обнаружения 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.

Что показывает манометр на устье после закрытия скважины при Гнвп?

4.2 Исследование параметров НГВП По показаниям манометров на устье скважины регистрируют установившееся давление в трубах бурильной колонны Ри (бт) и кольцевом пространстве Ри.

Что может привести к возникновению Гнвп при бурении скважин?

возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины. снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа. неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ, вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.

Какой способ глушения скважины считается наиболее безопасным?

Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Что производится перед началом работ на скважинах 1 и 2 категории опасности по Гнвп?

Что производится перед началом работ на скважинах I и II категории опасности по ГНВП? Правильный ответ: 3. Дополнительный инструктаж по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов с записью в «Журнале регистрации инструктажей на рабочем месте».

Что должен сделать персонал бригады по ремонту скважин при обнаружении Гнвп?

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.

Сколько действует Гнвп?

ГНВП на какое время теперь даётся? ПБ НГП пункт 97 говорит о том что работники должны проходить проверку знаний раз в 2 года по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП». Удостоверение дается на 3 года.

Что нужно делать при Гнвп?

Что делать при Гнвп?

Чем опасно Гнвп?

Опасность представляют внутрискважинные газлифты, высокое пластовое давление, нарушения колонны, близко расположенные газовые и продуктивные нефтяные горизонты.

Как устранить Гнвп?

Ликвидация ГНВП производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.

Почему нужно быстро закрыть скважину после обнаружения Гнвп? Ответы пользователей

Скважину нужно закрыть, если приток пластового флюида превысил предельную величину и был допущен перелив, несмотря на то, что вероятность .

— ожидание утяжеления скважины. После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с .

По полученным данным строят график изменения давлений в скважине после каждой . При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, . После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, .

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, .

После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, . При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

Поступление флюида из пласта в скважину или через устье, . которое нужно определить на ранней стадии обнаружения ГНВП после закрытия

Какой способ глушения ГНВП описан и изображен на рисунке После герметизации устья скважины и снятия данных проявления, на первой стадии производится вымыв .

Упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений

Анализ основной причины газонефтеводопроявления. Нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ. Выбор способа закрытия скважины. Оценка давления поглощения горных пород. Гидравлические системы управления превенторами.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	27.03.2016
Размер файла	1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Контроль пускового давления и отключения насосов

Каждая насосная система должна запускаться, когда давление в аккумуляторе понижается на 10% (до 19 МПа — 2700 фунт/ кв. дюйм), и отключатсья, когда оно достигает рабочего давления установки (21 МПа.- 3000 фунт/ кв дюйм).

Контроль уровня рабочей жидкости в резервуаре

Объем рабочей жидкости в резервуаре должен быть таким, чтобы установка могла работать без осложнений в диапазоне между 7 и 21 МПа (1000 и 3000 фунт/ кв дюйм).

Контроль предварительной зарядки баллонов

Измерить полученный объем после разрядки баллонов от 21 до 14 МПа (3000 до 2000 фунт/ кв. дюйм) и сравнить его с теоретическим объемом, который должен быть получен при условии предварительной зарядки при 7 МПа (1000 фунт/ кв. дюйм)

Расчет этого объема осуществляется так же, как и для требуемого объема, то есть: V3 / 6.

Если полученный объем меньше теоретического, можно без труда оценить давление предварительной зарядки Р3 следующим образом

РЗ=6000 х Vп / V3

Давление предварительной зарядки должно проверяться как минимум в начале бурения каждой скважины до соединения превенторов с аккумуляторной станцией.

6. Контроль закрытия скважины каждой системой насосов

По стандарту АНИ RP 53:

При неработающих баллонах каждая насосная система должна максимум за 2 минуты обеспечить.

закрытие универсальною превентора при используемых бурильных трубах,

открытие задвижки с дистанционным управлением на дроссельной линии.

наличие остаточного давления в системе на уровне 8,5 МПа (1200 фунт/ кв. дюйм).

По стандарту АНИ 16 Н

При неработающих баллонах каждая насосная система должна максимум за 2 минуты обеспечить

* закрытие каждого превентора (исключая дивертер) на бурильных трубах самого малого диаметра,

* открытие задвижки с дистанционным управлением на дроссельной линии.

* наличие остаточного давления, по крайней мере равного давлению, рекомендуемому производителем универсального превентора для обеспечения герметичности затрубного пространства

6.1 Контроль характеристики закрытия скважины только аккумуляторными баллонами

При неработающих насосных системах аккумуляторные баллоны должны удовлетворять двум наиболее жестким условиям.

* закрытие всех превенторов с нулевым давлением под превентором и наличие остаточного объема 50% по требованиям правил безопасности;

* при закрытии превенторов конечное давление должно превышать необходимое расчетное давление для закрытия плашечных превенторов (за исключением превентора со срезными плашками) при давлении в скважине, равном рабочему давлению превенторов.

Пример: 10 МПа (1400 фунт/ кв. дюйм) представляет необходимое давление для закрытия превентора с трубными плашками на 70 МПа (10000 фунт/ кв. дюйм) с соотношением закрытия 7/1.

6.2 Контроль времени закрытия превенторов

По стандарту АНИ 16 Е:

Время закрытия (от начала действия до полного закрытия) должно быть:

¦ меньше 30 секунд для плашечных превенторов всех диаметров, и для универсальных превенторов диаметром менее 18-3/4″;

¦ меньше 45 секунд для универсальных превенторов диаметром 18-3/4″ и более.

По стандарту АНИ RP 53:

Время-закрытия (от начала действия до полного закрытия) должно быть;

¦ меньше 30 секунд для плашечных превенторов всех диаметров и для универсальных превенторов диаметром менее 20″;

* меньше 45 секунд для универсальнных превенторов диаметром 20″ и более.

Примечание: задвижки дроссельной линии и линии глушения должны закрываться за время, которое меньше времени закрытия плашечных превенторов.

6.3 Система дистанционного управления аккумуляторной станцией

На рисунке 4.10 показана схема установки и ее расположения. Установка представлена на схеме слева. Рабочая жидкость проходит от аккумуляторных баллонов к превенторам (гибкие или жесткие трубопроводы, испытанные на рабочее давление установки).

Установка располагается в пределах зоны безопасности, чтобы не подвергаться повреждениям в случае выброса.

Управление может осуществляться с пульта дистанционного управления у поста бурильщика или с вспомогательного пульта.

Четыре манометра позволяют в любой момент убедиться, что установка находится в рабочем состоянии.

Комплекс ПВО (рисунок 4.11) представлен специфической системой открытия и закрытия для каждого элемента, который включается только при условии одновременного включения главного крана (принцип двух рук). Положение 4-ходовых кранов установки указывается световыми индикаторами зеленого или красного цвета. Более подробно работа блока ПВО описана в разделе 3.

Рисунок 4.11 — Блок управления ПВО

1 — давление аккумулятора 21 МПа (3000 фунт/ кв. дюйм); 2 — давление манифольда 10 МПа (1500 фунт/ кв. дюйм); 3 — давление воздуха 0,7 МПа (100 фунт/ кв. дюйм); — 4 — давление в универсальном превенторе в пределах 5-10 МПа (700-1500 фунт/ кв. дюйм)

Газосепаратор бурового раствора

При определении максимального возможного давления в газосепараторе во избежании прорыва газа, используют следующую формулу

где сб.р — плотность дегазированного бурового раствора;

H4 — высота столба бурового раствора в U-образной трубе

Рисунок 4.12 — Типичный газосепаратор бурового раствора

6.4 Определение гидравлического давления необходимого для закрытия превентора

Давление закрытия являются средними и имеют разные значения для каждого превентора. Начальное давление закрытие используется для установки пикирующего элемента, и изменяется пропорционально повышению давления в скважине. Давление скважины удерживать закрытым превентором после превышения необходимого уровня. Определяют закрытие универсального превентора для различных типов труб по графику.

Давление необходимое для герметизации устья скважины плашечным превентором определяется соотношением закрытия (от 6:1 до 10:1) и соотношением открытия (2:1) между давлением в скважине и давлением закрытия превентора

Например. На устье скважины установлено следующее оборудование ПВО:

Три плашечных превентора Cameron U, 13 5/8” (346 мм) с рабочим давлением закрытия 70 МПа (10000 фунт/ кв. дюйм). Универсальный превентор Hydril GK 13 5/8” (346 мм) с рабочим давлением закрытия 35 МПа (5000 фунт/ кв. дюйм).

При возникновении универсальный превентор на трубах диаметром 127 мм закрыли. После стабилизации давления манометр кольцевого пространства показал давление 7 МПа (1000 фунт/ кв. дюйм). Требуется определить, какое гидравлическое давление должно соответствовать давлению закрытия для каждого превентора, чтобы удовлетворять рекомендации изготовителя.

По номограмме представленной на рисунке 4.13

Таким образом для закрытия универсального превентора потребуется давление закрытия равное 2,1 МПа. Для превентора Cameron U, 13 5/8” (соотношение закрытия 7:1) необходимо подать давление для герметизации устья скважины равное 1 МПа.

7. Действия буровой вахты при ГНВП

Практика знает немало случаев, когда проявления переходили в открытые фонтаны только вследствие нечеткой и неслаженной работы обслуживающего персонала. В экстремальных ситуациях в связи с повышенным нервно-психическим напряжением обязанности и порядок действий каждого члена буровой вахты должны быть строго регламентированы, чтобы избежать ошибок, растерянности и связанной с ними потери времени. Операции по глушению скважин должны выполняться под руководством ответственного работника в соответствии с рабочей картой глушения или по специальному плану

Действие членов буровой вахты при ГНВП

Прямые и косвенные признаки ГНВП

Мероприятия по ликвидации ГНВП

Работник, ответственный за выполнение

Прямые признаки: увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости на !/2, но не более 1,5.

Повышение расхода (скорости) выходящего бурового раствора из скважины

Подают сигнал «Выброс». Прекращают углубление скважины. Выключают насосы.

Поднимают долото над забоем навинчивают шаровой кран (обратный клапан) на бурильную трубу при отсутствии его под ведущей трубой.

Открывают гидроуправляемую и ручные задвижки на дроссельной линии.

Закрывают универсальный просмотр (при его отсутствии — верхний плашечный).

Сообщают руководству РИТС о возникновении ГНВП.

Немедленно закрывают дроссель.

Регистрируют избыточное давление в бурильной и обсадной колоннах.

Подключают насос, определяют рn, открывают дроссель, вымывают пластовый флюид.

Утяжеляют буровой раствор в приемных емкостях.

Закачивают в скважину утяжеленный буровой раствор

1-ый помощник бурильщика

2-й или 3-й помощник бурильщика

3-й помощник бурильщика

2-й помощник бурильщика

Бурильщик, 1-й и 2-й помощник бурильщика

Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант

Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщики

Уменьшение против контрольного объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство при подъеме бурильной колонны на ј Vпр, но не более 1 м2.

Увеличение против контрольного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильной колонны на ј Vпр, но не более 1 м3. Перелив бурового раствора из скважины

Подают сигнал «Выброс».Немедленно приступают к спуску труб.

Сообщают руководству РИТС о возникновении ГНВП.

Контролируют объем вытесняемой жидкости.

Продолжают спуск инструмента объем поступления пластового флюида не превысит Ѕ Vпр.

Навинчивают на колонну бурильных труб обратный клапан (шаровой кран).

При переливе из труб закрывают шаровой кран.

Открывают гидроуправляемую задвижку и задвижки на дроссельной линии.

Открывают верхний плашечный превентор (если инструмент в обсадной колонне) или ПУГ (при нахождении инструмента в открытом стволе).

Навинчивают на бурильные трубы промывочную головку с краном высокого давления или ведущую трубу.

Медленно закрывают дроссель

Снимают показания давления в обсадной колонне и бурильных трубах, определяют по приемной емкости объем поступившего пластового флюида.

Дальнейшие работы направлены на ликвидацию ГНВП и выполняются по указанию ответственного ИТР

Инженер-технолог (буровой мастер)

Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант

Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика

Бурильщик, 1-й, 2-й помощники бурильщика

Бурильщик, 1-й помощник бурильщика

Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика

1-й помощник бурильщика

Бурильщик, 1-й помощник бурильщика

Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант

Перелив из скважины бурового мастера

Подают сигнал «Выброс». Прекращают геофизические работы.

Поднимают геофизические приборы из скважины.

Сообщают руководству и возникшем ГНВП.

Приступают к спуску инструмента с обратным клапаном и продолжают спуск, пока объем поступления флюида не превысит Ѕ Vпр .

Прекращают спуск и герметизируют устье скважины.

При интенсивном проявлении рубят кабель и герметизируют скважину плашками превентора.

Дальнейшие работы направлены на ликвидацию ГНВП и выполняются по указанию ответственного ИТР

Инженер технолог (буровой мастер)

1-й помощник бурильщика

Бурильщик, 1-й помощник бурильщика

Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант

Список используемой литературы

1. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении.- М: Недра, 1992.-251 с: ил.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-2003). Серия 08. Выпуск 4/ Колл. авт.- М: Госгортехнадзор России, 2003.- 206 с.

3. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах.-М.: Недра, 1984, 191 с.

4. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин.- М: Недра, 1988.- 200 с. : ил.

5. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними: Справочник.- М.: Недра, 1981,- 189 с: ил.

6. Блохин О.А., Иоганесян К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов : Учеб. пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.-М.: Недра, 1991.- 142с.: ил.

7. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- Т. 3.- 399 с.

8. Жан Бом, Дидье Бриган, Беонар Лопес Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений.

9. Randy Smith Training Solution, учебное пособие по курсу «Well Control», Абердин, 2005 г.

10. Аширьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. — М.: Недра, 1989. — 228 с.: ил.

11. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов.- М.: Недра, 1987. -326 с.

12. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие. — М.: Недра, 1999. — 424 с.

13. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. — М.: Недра, 1984. — 317 .с

14. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Коваленко А.В. Основы гидравлики и промывочные жидкости: Учебник для техникумов. — М.: Недра, 1993. — 240 с.

15. Борисенко Л.В. Промывочные жидкости и промывка скважин: Методические указания к лабораторным работам. — М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1981. — 87 с.

16. Гульянц Г.М. Справочное руководство по противовыбросовому оборудованию. — М.: Недра, 1983. — 112 с.

17. Головко В.Н. Оборудование для приготовления и очистки промывочных жидкостей. — М.: Недра, 1978. — 132 с.

18. Грей Дж. Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ. — М.:Недра, 1985. — 509 с.

19. Иогансен К.В. Справочник «Спутник буровика», 3-е издание переработанное и дополненное. — М.: Недра, 1990.- 199 с.

20. Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геолого-разведочных скважин. Справочное пособие. — М.: Недра, 1989. — 240 с.

21. Каталог «Технические средства, методические разработки, технологии, услуги в области геофизических исследований скважин», АО НПП «ВНИИГИС», 1997.

22. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф., Справочник по испытанию скважин. — М.: Недра, 1984.

23. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Справочник «Бурение наклонных и горизонтальных скважин». — М.: Недра, 1997.

24. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. — М.: Недра, 1987.

25. Овчинников В.П. и др. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. — Тюмень: «Вектор БУК», 1997. — 238 с.

26. Овчинников В.П. и др. Солевые тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды. — М.: Недра, 2000. — 246 с.

27. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. — М.: Недра, 1982. — 230 с.

28. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. — М.: Недра, 1990. — 230 с.

29. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1981.

30. Токунов В.И. Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. — М.: Недра, 1983. — 167 с.

31. Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник в 2-х т.- Недра, 2000. — :618 с.

32. Киреев А.М., Войтенко В.С. Управление проявлениями горного давления при строительстве нефтяных и газовых скважин: Монография. в 2-х т. — Тюмень: «Экспресс». 2006. — 366 с.

33. Справочник бурового мастера: в 2-х т. М: «Инфра-Инженерия», 2006. — 1216 с. \ Под общей редакцией редакцией Овчинникова В.П., Грачева С.И., Фролова А.А.

Приложение 1

Лист глушения скважины

Приложение 2

по дисциплине «Компьютерный контроль за процессами,

происходящими в скважине»

Что называется газо,-нефте,-водопроявлением?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины.

Что называется фонтаном?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины

Что называется грифоном?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины

Что называется выбросом пластового флюида?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

Продолжение приложения 3

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины.

От каких параметров зависит гидростатическое давление?

а) Диаметр и длина скважины.

б) Подача бурового насоса, гидравлические сопротивления.

в) Плотность и высота столба жидкости в скважине.

Что называется пластовым давлением?

а) давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.

б) давление, оказываемое горными породами.

г) давление, при котором происходит разрыв горных пород.

Какое пластовое давление является нормальным?

Чему равно забойное давление в закрытой скважине при ГНВП?

Единицы измерения давления?

Причина возникновения ГНВП?

а) Превышение пластового давления над забойным давлением.

Продолжение приложения 3

б) Превышение гидростатического давления над пластовым давлением.

в) Превышение забойного давления гидростатического давления.

В соответствие с требованиями ПБНГП гидростатическое давление должно превышать пластовое:

а) Независимо от глубины скважины на 1 0-15%, но не более 1,5 МПа.

б) Для скважин с глубиной до 1200м на 4-7%, но не более 1,5 МПа.

Для скважин с глубиной до 2500м на 5-10% , но не более 2,5 МПа.

Для скважин с глубиной свыше 2500м на 1 0-15%, но не более 3,5 МПа.

в) Для скважин с глубиной до 1200м на 10%, но не более 1,5 МПа.

Для скважин с глубиной более 1200м на 5% , но не более 2,5-3,0 МПа.

Что не может привести к возникновению ГНВП?

а) Бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного

б) Постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине

в) Отрицательное влияние гидродинамического эффекта

Какие признаки ГНВП при бурении являются явными (прямыми)?

а) Резкое кратное увеличение механической скорости бурения;

игольчатая форма шлама;

увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.

б) Уменьшение плотности глинистого шлама;

Снижение давления на выкиде буровых насосов;

Увеличение веса на крюке.

в) Наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом растворе;

повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при неизменной подаче буровых насосов;

увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости

Продолжение приложения 3

Какие признаки ГНВП при СПО являются явными (прямыми)?

а) Уменьшение объема доливаемой в скважину БПЖ при подъеме колонны труб;

увеличение объема доливаемой в скважину БПЖ при спуске колонны труб.

б) Увеличение количества глинистого шлама;

уменьшение плотности глинистого шлама.

в) Увеличение веса на крюке;

увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.

Какие технические средства предназначены для раннего обнаружения ГНВП?

а) Фонарик, телефон, зажигалка

б) уровнемер, манометр, ареометр

в) перфоратор, превентор, дроссель

Из чего в основном состоит природный газ?

а) Из метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.

б) Из углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов

в) Из азота и кислорода

Какой процесс изменения состояния газа обычно используется при решении задач газопроявления?

а. Изохорный (V = const.)

б. Изобарный (Р = const.)

в. Изотермический (Т =const.)

г. Адиабатный (без теплообмена с окружающей средой).

д. Политропный (обобщающий процесс).

При каком режиме всплытия газа его скорость наибольшая?

Продолжение приложения 3

а) кольцевой режим

б) пузырьковый режим

в) снарядный режим

Сущность эффекта инверсии газа в закрытой скважине?

а) Рзабойное = Р устьевое

б) Рзабойное = 2Р устьевое

в) 2Рзабойное = Р устьевое

Определить пластовое давление при поступлении в скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Определить давление в кольцевом пространстве на устье при поступлении в

Продолжение приложения 3

скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Определить давление в кольцевом пространстве на устье при выходе пачки газа высотой 300 м. из скважины. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Определить давление на башмаке обсадной колонны при поступлении в скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Назначение противовыбросовой программы?

а) Противовыбросовая программа — это комплекс специальных мероприятий, выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.

б) Противовыбросовая программа — это документ, разрешающий выполнять ликвидацию фонтана в скважине.

в) Противовыбросовая программа — это инструктаж по технике безопасности персонала, работающего на буровой.

Отметьте проектные решения для контроля и управления давлением в скважине

а) Проектирование надежной конструкции скважин. Определение ожидаемых максимальных давлений для скважины при ГНВП.
Выбор схемы противовыбросового оборудования.

б) Установка манометров на манифольде, уровнемеров в емкостях, расходомеров в циркуляционной системе.

в) Обучение персонала буровой первоочередным действиям при возникновении ГНВП.

В какой точке диаграммы испытания горной породы на прочность методом опрессовки происходит гидроразрыв?

Укажите назначение противовыбросового оборудования устья скважины

а) Герметизация устья скважины, для управления притоком пластового флюида в скважину путем создания дополнительного противодавления на устье.

б) Для обвязки обсадных колонн, герметизации межколонных пространств и контроля давления в них.

в) Для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью контроля и регулирования режима эксплуатации.

В какой точке диаграммы испытания горной породы на прочность методом опрессовки начинается поглощение?

Продолжение приложения 3

Отметьте выражение для определения максимальных давлений в скважине при ГНВП

Что не входит в состав противовыбросового оборудования?

а) Превенторная установка

б) Колонная головка

в) Пульты управления

в) Выкидные линии со всем их оснащением

Отметьте не классификационный типа превенторов

Отметьте обозначение плашечного превентора

Продолжение приложения 3

Отметьте обозначение универсального превентора

Отметьте обозначение вращающегося превентора

Продолжение приложения 3

Отметьте обозначение плашечного превентора с перерезывающими плашками

Укажите в превенторной установке расположение универсального превентора

На какое давление опрессовывается превенторная установка после монтажа на устье скважины?

а) На наименьшее рабочее давление одного из превенторов установки

б) На давление опрессовки обсадной колонны

в) На наибольшее рабочее давление одного из превенторов установки

Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?

Продолжение приложения 3

Можно ли открыть универсальный превентор с основного пульта?

Какова длина линий глушения и досселирования для газовых скважин?

Какова длина линий глушения и досселирования для нефтяных скважин?

Где расположен основной пульт управления превенторами?

Для чего предназначены гидравлические аккумуляторы?

а) Для оперативного открытия — закрытия превенторов при аварийном отключении электроэнергии.

б) Для ускорения оперативного открытия — закрытия превенторов

в) Для экономии электроэнергии

Где расположен вспомогательный пульт управления превенторами?

Какое оборудование применяется для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при ГНВП?

а) Дроссель

в) Универсальный превентор

Отметьте «мягкое закрытие» скважины при ГНВП

Изначально при бурении управляемый дроссель и главная боковая задвижка (на крестовине ПВО) закрыты. Задвижки линии дросселирования открыты. Обратный клапан установлен в БК.

1. Остановить вращение долота (выключить ротор).

2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы.

3. Выключить насос (насосы) и проверить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо.

4. Закрыть превентор (обычно универсальный).

5. Открыть главную боковую задвижку (на крестовине.)

6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины.

Изначально при бурении управляемый дроссель на линии дросселирования открыт. Главная боковая задвижка (на крестовине ПВО) закрыты. Задвижки линии дросселирования открыты.

1. Остановить вращение долота (выключить ротор).

2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы.

3. Выключить насос (насосы).

4. Открыть главную боковую задвижку на крестовине ПВО

5. Закрыть превентор (обычно универсальный) и задвижку прямого сброса. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо.

6. Плавно закрыть дроссель.

7. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины

Отметьте «жесткое закрытие» скважины при ГНВП

1. Остановить вращение долота (выключить ротор).

2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы.

3. Выключить насос (насосы) и проверить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо.

4. Закрыть превентор (обычно универсальный).

5. Открыть главную боковую задвижку (на крестовине.)

6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины.

1. Остановить вращение долота (выключить ротор).

2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы.

3. Выключить насос (насосы).

4. Открыть главную боковую задвижку на крестовине ПВО

6. Плавно закрыть дроссель.

7. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины

Какой способ закрытия скважины при ГНВП обычно применяется в отечественной практике бурения?

а) «мягкое закрытие» скважины

б) «жесткое закрытие» скважины

Какой способ закрытия скважины при ГНВП обычно применяется в зарубежной практике бурения?

а) «мягкое закрытие» скважины

Продолжение приложения 3

б) «жесткое закрытие» скважины

Что показывает манометр на стояке через 15 мин. после закрытия скважины при ГНВП?

а) пластовое давление

б) избыточное давление в бурильных трубах

в) гидродинамическое давление в бурильных трубах

г) гидростатическое давление

Какое из давлений на устье будет всегда меньшим после закрытия скважины при ГНВП?

а) давление в бурильной колонне

б) давление в кольцевом пространстве

Формула для определения плотности жидкости глушения скважины при ГНВП?

Какой из ниже приведенных способов глушения скважины еще называется

Продолжение приложения 3

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ непрерывного глушения

График какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

График, какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

График какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

График какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в отечественной практике бурения?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в зарубежной практике бурения?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

При каком способе ликвидации ГНВП не требуется заполнения листа (карты) глушения скважины?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ непрерывного глушения

Через сколько минут после герметизации устья необходимо снять показания манометров?

Где поддерживается постоянным давление в период вымыва пластового флюида способом бурильщика?

а) в бурильных трубах

б) в кольцевом пространстве

в) в бурильных трубах и кольцевом пространстве

Какова должна быть подача насоса при глушении скважины?

а) должна составлять 0,4 — 0,5 от подачи насоса при бурении

б) должна составлять 1,4 — 1,5 от подачи насоса при бурении

в) должна быть равна подаче насоса при бурении

Какова формула начального давления циркуляции?

а) Pнач. =Р бур.трубах + Р прокачки + Д Р

б) Pнач. =Р бур. трубах — Р прокачки — Д Р

в) Pнач. = Р бур. трубах — Р прокачки + Д Р

Какова формула конечного давления циркуляции?

а) Pкон. = Рпрок. · ( pгл/рнач) + S

б) Pкон. = Рнач.· ( pгл/рнач) + S

в) Pкон. =Ризб. труб · ( pгл/рнач) + S

Какой способ глушения проводится в две стадии?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

Что свидетельствует об успешном глушении скважины?

а) Утяжеленный раствор достиг устья скважины

б) Пачка пластового флюида вымыта из скважины

в) Отсутствие циркуляции в скважине при выключенных насосах

Что свидетельствует об успешном глушении скважины?

а) Ркп> 0, а Рбт = 0

При каком способе глушения наблюдается наиболее высокие давления в скважине?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

При каком способе глушения наблюдаются наименьшие давления, возникающие в скважине?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

Продолжение приложения 3

Какой способ применяется для ликвидации НГВП во время СПО?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

Что необходимо выполнить при ликвидации ГНВП во время СПО?

а) Осуществить спуск бурильной колонны до забоя

б) Осуществить подъем бурильной колонны

Осложнения при НГВП могут возникнуть вследствии

в) Поступления в скважину флюида в объеме превышающем предельное значение

Почему для определения пластового давления при ГНВП используется показания манометра бурильных труб, а не манометра обсадной колонны?

а) Более удобное расположение манометра бурильных труб на буровой.

б) В бурильных трубах находится однородная жидкость с известной плотностью.

в) Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Почему подачу насосов при вымывании пластового флюида уменьшают по сравнению с бурением?

а) Чтобы получить резерв времени для выполнения необходимых расчетов.

б) Для легкости регулировки открытия дросселя.

в) Для предотвращения гидроразрыва горных пород.

При проведении какой технологической операции происходит большинство

Продолжение приложения 3

притоков пластового флюида?

Какой самый ранний явный признак ГНВП?

а) Механическая скорость бурения

б) Повышение уровня жидкости в мерных емкостях

в) Увеличение скорости потока жидкости (при неизменной подаче насосов) в желобе.

Какие предупредительные меры должны быть приняты для снижения риска получения притока пластового флюида во время СПО?

а) Снизить скорость СПО, снизить реологические параметры бурового раствора, использовать доливную емкость.

б) Уменьшить подачу буровых насосов, оснастить колонну труб обратным клапаном, убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов на буровой.

в) Установить на устье противовыбросовое оборудование, вращение и расхаживание бурильной колонны, добавление в буровой раствор закупоривающих наполнителей.

Какие параметры приемной емкости влияют на чуствительность уровнемера?

а) высота емкости

б) площадь поверхности жидкости

в) форма поверхности жидкости

Какова начальная цель жесткого закрытия скважины?

а) Допустить минимальный приток пластового флюида в скважину.

б) Для оценки давления гидроразрыва горных пород.

в) Для более надежной герметизации скважины.

Какова начальная цель мягкого закрытия скважины?

Продолжение приложения 3

а) Не допустить гидроразрыва горных пород.

б) Допустить минимальный приток пластового флюида в скважину.

в) Для более надежной герметизации скважины.

Почему все известные методы глушения разработаны из условия поддержания постоянным забойного давления?

а) Для своевременного изменения подачи бурового насоса.

б) Для экологической безопасности.

в) Чтобы исключить поступление в скважину нового объема флюида.

Что используется при вымыве флюида для управления давлением в скважине?

в) Обратный клапан

Какое устройство препятствует измерению давления в бурильных трубах при закрытии скважины?

а) Обратный клапан

б) Насадки долота

Кому позволено управлять превентором при закрытии скважины?

б) Помощник бурильщика

Какие детали ПВО наиболее часто выходят из строя в процессе глушения?

а) Трубные плашки, резиновое уплотнение

б) Корпус, плунжер.

г) Фиксатор наружного цилиндра

Продолжение приложения 3

Какова основная функция дегазатора?

а) Сжигание газа.

б) Отделение газа от жидкости.

в) Газирование жидкости

Является ли буровой раствор с пузырьками газа в нем надежным индикатором ГНВП?

Цель первичного контроля за давлением в скважине?

а) Предотвращение возникновения открытого фонтана.

б) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений

в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.

Цель вторичного контроля за давлением в скважине?

а) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений.

б) Предотвращение возникновения открытого фонтана.

в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.

Цель заключительного (третья стадия) контроля за давлением в скважине?

а) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений.

б) Предотвращение возникновения открытого фонтана.

в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.

Как осуществляется управление давлением на первой стадии контроля?

а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО.

б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ.

в) Путем установки цементных или баритовых пробок.

Продолжение приложения 3

Как осуществляется управление давлением на второй стадии контроля?

а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО.

б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ.

в) Путем установки цементных или баритовых пробок.

Как осуществляется управление давлением на третьей стадии контроля?

а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО.

б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ.

в) Путем установки цементных или баритовых пробок.

Вопрос 98

На рисунке показаны типичные графики изменения давлений при вымывании пачки газа из скважины способом бурильщика. Графики каких давлений будут иметь другой вид, при вымывании нефти из скважины?

г) Графики не изменятся.

Какие необходимы действия в случае проявления из неглубоко залегающих пластов?

а) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт.

б) Использование метода низкого давления перед дросселем.

в) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при полностью открытом дросселе.

Какие возможны решения во время глушения скважины, если существует угроза гидравлического разрыва пласта?

а) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт или использование метода низкого давления перед дросселем.

б) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при полностью открытом дросселе.

Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота?

а) Увеличивают давление на насосах.

б) Перфорируют бурильную колонну.

в) Расхаживают и проворачивают бурильную колонну.

Какое применяется крайнее решение во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота?

а) Увеличивают давление на насосах.

б) Перфорируют бурильную колонну.

в) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

Какие возможны решения во время глушения скважины, если объем поступившего пластового флюида превышает предельное значение?

а) Увеличивают давление на насосах.

б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

в) Перфорируют бурильную колонну

Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошла частичная закупорка насадок долота?

а) Поддерживать давление в обсадной колонне, не меняя производительности насосов.

б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

в) Перфорируют бурильную колонну

Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошло поглощение бурового раствора?

а) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при полностью открытом дросселе.

б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

в) Перфорируют бурильную колонну

Перед обнаружением ГНВП обычно наблюдаются следующие признаки:

А) отсутствие признаков

Б) увеличение давления нагнетания

В) Увеличение расхода бурового раствора, объема бурового раствора и снижение давления нагнетания

Г) снижение скорости бурения

Причиной большинства выбросов является неспособность буровой бригады:

А) правильно установить и испытать оборудование противовыбросового превентора

Продолжение приложения 3

Б) поддерживать достаточно большую плотность раствора

В) поддерживать ствол скважины заполненным во время подъема инструмента из скважины

Г) обеспечить наличие надлежащего количества бурового раствора в столе скважины во время спускоподъемной операции

Причиной большинства выбросов являются:

А) аномально-высокие пластовые давления

Б) отсутствие реакции или неправильные действия людей в таких ситуациях

В) отказы оборудования противовыбросовых превенторов

Г) потеря циркуляции

Для защиты от большинства отказов ПВО обычно предусматриваются резервные системы

При монтаже ПВО все кольцевые канавки фланцевых соединений следует очистить и заполнить смазкой:

Что произойдет с забойным давлением при второй циркуляции по методу бурильщика, если давление в межтрубном пространстве поддерживалось постоянным, пока раствор для глушения не достиг поверхности:

В) останется постоянным

Газированный буровой раствор максимально снижает забойное давление, когда газ:

А) находиться вблизи поверхности

Б) находиться на забое или вблизи него

Продолжение приложения 3

В) находиться примерно посередине скважины

Г) все вышеперечисленное

Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт:

А) падение давления в наземном оборудовании

Б) падение давления в затрубном пространстве

В) падение давления в бурильной колонне

Г) падение давления в промывочных насадках долота

Статическое давление в бурильной колонне, зарегистрированное при нахождении долота на забое скважины, используют для:

А) увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания пластового давления

Б) градиента притока

В) начального давления циркуляции

Г) всего вышеперечисленного

Первоначальное давление циркуляции следует поддерживать постоянным в течение всей процедуры вымыва флюида, если увеличение плотности бурового раствора не происходило:

Наибольшее давление действует на башмак обсадной колонны, когда давление в межтрубном пространстве у поверхности максимально:

Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:

Продолжение приложения 3

В) останется неизменным

При вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины объем бурового раствора в наземном резервуаре:

В) останется неизменным

Все выбросы следует рассматривать как выбросы газа:

При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового раствора в наземном резервуаре:

В) останется неизменным

Что подразумевается под АВПД?

а) Давление столба жидкости глушения значительно превышает пластовое давление.

б) Пластовое давление превышает нормальное гидростатическое давление.

в) Повышение давление прокачки.

Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин. и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Каким будет давление циркуляции при той же производительности насоса, если плотность бурового раствора увеличится до 1370 кг/м3?

Продолжение приложения 3

Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин. и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Каким будет давление циркуляции бурового раствора той же плотности при подаче насоса 60 ход./мин?

В скважине производится вымывание пачки газа. В какой момент давление в кольцевом пространстве начнет снижаться?

а) При начале циркуляции

б) При выходе ее из скважины

в) При полном заполнении бурильной колонны жидкостью глушения

Во время подъема бурового инструмента оказалось, что долили бурового раствора в скважину меньше чем следовало. Что нужно предпринять?

а) Загерметизировать скважину и произвести промывку

б) Проверить на излив, если его нет, то продолжить подъем.

в) Проверить скважину на излив, если его нет постараться спустить бурильную колонну до забоя и вымыть поступившую пачку газа.

г) Осуществить подъем оставшихся в скважине бурильных труб.

Как можно обнаружить поглощение бурового раствора при глушении скважины?

а) Наблюдать за потоком бурового раствора.

б) Наблюдать за уровнем бурового раствора в приемной емкости

в) Наблюдать за нагрузкой на крюке.

В процессе глушения скважины подача насоса изменилась при поддержании постоянного давления в кольцевом пространстве. Как это повлияло на величину забойного давления?

а) Забойное давление уменьшится.

б) Без изменения.

В) Забойное давление возрастет

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Особенности открытого способа разработки месторождений. Система разработки и технологическая схема горных работ. Способы вскрытия рабочих горизонтов. Подготовка пород к выемке, выбор метода и способа взрывных работ. Транспортировка пустых пород в отвал.

курсовая работа [191,3 K], добавлен 24.02.2015

Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.

дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010

Выбор способа вскрытия карьерного поля. Особенности карьеров, разрабатывающих наклонные месторождения глубинного типа. Предполагаемая схема добычи руды. Способ подготовки горных пород к выемке. Ликвидация негативных последствий ведения горных работ.

курсовая работа [165,9 K], добавлен 23.06.2011

Выбор метода ведения взрывных работ. Выбор буровых машин и бурового инструмента, длины заходки. Определение расхода взрывчатых веществ, количества шпуров. Организация работ по подготовке, заряжанию и взрыванию зарядов. Стоимость буровзрывных работ.

курсовая работа [55,4 K], добавлен 27.06.2014

Литолого-стратиграфическая характеристика скважины. Давление и температура по разрезу скважины. Физико-механические свойства горных пород. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь. Обоснование режима спуска колонны, охрана окружающей среды.

Что показывает манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при гнвп

Какова основная функция дегазатора?

Что показывает манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при гнвп

4 упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлении (гнвп)

УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)

Почему нужно быстро закрыть скважину после обнаружения Гнвп?

Что показывает манометр на устье после закрытия скважины при Гнвп?

Что может привести к возникновению Гнвп при бурении скважин?

Какой способ глушения скважины считается наиболее безопасным?

Что производится перед началом работ на скважинах 1 и 2 категории опасности по Гнвп?

Что должен сделать персонал бригады по ремонту скважин при обнаружении Гнвп?

Сколько действует Гнвп?

Что нужно делать при Гнвп?

Что делать при Гнвп?

Чем опасно Гнвп?

Как устранить Гнвп?

Почему нужно быстро закрыть скважину после обнаружения Гнвп? Ответы пользователей

Упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Подобные документы

Добавить комментарий Отменить ответ