Причины и признаки ГНВП

1.

Причины и признаки ГНВП

2.

Основные понятия
ГНВП – это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода
или их смеси) в ствол скважины не предусмотренное
технологией работ при ее строительстве, освоении или
ремонте.
ВЫБРОС – кратковременное, интенсивное вытеснение из
скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося
газа.
ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН – неуправляемое истечение пластового
флюида через устье скважины в результате отсутствия,
разрушения или негерметичности запорного оборудования или
грифонообразования

3. Поступление газа в скважину

Газ в скважину может поступать тремя путями:
1.Вместе с выбуренной породой.
• при обвалах и осыпях стенок ствола скважины.
• из вскрытых насыщенных газом пластов вместе с выбуренной породой;
2. Через стенки скважины по трещинам и путем диффузии:
–
–
по искусственным трещинам в результате гидроразрыва пласта;
из каверн, насыщенных газом.
3. В газообразном или растворенном состоянии из пласта в скважину:
–
–
свободное поступление газа.
из глинистой корки при ее разрушении (расширение, проработка
ствола) при снижении гидростатического давления
В первых двух случаях газ попадает в скважину даже тогда, когда
пластовое давление меньше гидростатического давления, создаваемого
промывочной жидкостью.

4. Стадии контроля скважины

Контроль за скважиной должен включать три
стадии (линии) защиты:
• первая линия защиты - предотвращение притока
пластового флюида в скважину за счет поддержания
достаточного гидростатического давления столба
жидкости;
• вторая линия защиты - предотвращение поступления
пластового флюида в скважину за счет
использования гидростатического давления столба
жидкости и противовыбросового оборудования;
• третья линия защиты (защита от открытого выброса)
- ликвидация газонефтеводопроявлений
стандартными методами и обеспечение возможности
возобновления первой линии защиты.

5.

Косвенные признаки ГНВП
Увеличение скорости проходки
Возрастание крутящего момента
Падение давления на насосе/увеличение числа ходов насоса
Газирование бурового раствора
Возрастание температуры раствора на обратной линии
Возрастание минерализации бурового раствора
(соленой купол или вторжение соленой воды)
Продолговатые или щепкообразные осколки в шламе
из-за повышенного обвала стенок скважины.
поглощение промывочной жидкости вплоть до потери ее
циркуляции.

6.

Прямые признаки ГНВП
При циркуляции прямыми признаками проявления являются:
Увеличение обратного потока
Возрастание объема раствора в емкости
повышение содержания газа в промывочной
жидкости, выходящей из скважины;
перелив промывочной жидкости из
скважины при остановленных насосах

7.

Прямые признаки ГНВП
При СПО прямыми признаками проявления являются:
Уменьшение (против расчетного) объема промывочной
жидкости, доливаемой в кольцевое пространство, по
сравнению с объемом металла извлекаемых из скважины
бурильных или других труб
Увеличение объема промывочной жидкости, вытесняемой
трубами, в сравнении с расчетным объемом при спуске
Возрастание объема раствора в емкости при
остановке СПО

8.

Причины выбросов
Неправильное заполнение скважины при СПО.
Свабирование при СПО (слишком быстрый подъем,
не соответствующие свойства раствора).
Недостаточный вес раствора.
Обнаружено аномально высокое пластовое давление.
Потеря циркуляции из-за гидроразрыва (помпаж)

9.

Причины выбросов
превышение пластового давления над забойным давлением
1. Ошибки в определении пластовых давлений при проектировании
скважин и недостаточное ведение контроля значений пластового
давления в процессе разработки месторождения.
2. Снижения гидростатического давления за счет:
•использования промывочной жидкости меньшей плотности, чем
предусмотрено проектом;
•уменьшение высоты столба промывочной жидкости из-за
поглощения, недолива скважины при подъеме труб;
•установки жидкостных ванн с плотностью меньшей, чем
плотность промывочной жидкости, применяемой в скважине;
•явления фильтрации, контракции, седиментации и температурных
изменений в промывочных жидкостях, характеризующихся
вязкопластичными и вязкоупругими свойствами;
•резкого снижения давления на пласт из-за быстрого подъема
бурильного инструмента из скважины (поршневой эффект).

10.

Причины выбросов
Межпластовые перетоки флюидов
Перетоки между пластами и горизонтами происходят по
нескольким причинам. Различают два основных типа
межпластовых перетоков
1. Переток из глубоко залегающего пласта высокого
давления в выше лежащий пласт низкого давления. В
результате этого почти всегда происходит гидроразрыв не
глубоко залегающего пласта под воздействием высокого
давления в скважине.
2. Переток из пласта высокого давления в более глубокий
пласт низкого давления.

11.

Причины выбросов
Межпластовые перетоки флюидов:
• неоправданно большая мощность проявления вследствие
опоздания закрытия скважины, неправильной борьбы с
проявлением или временного выхода из строя оборудования;
• чрезмерное давление в скважине в результате
неправильной борьбы с проявлением;
• недостаточная глубина спуска обсадной колонны;
• повреждение НКТ и обсадной колонны в добывающей
скважине;
• задавливание флюидов обратно в пласт, когда имеется
длинный необсаженный интервал, а градиент пластового
давления увеличивается с глубиной;
• поглощение во время бурения, сопровождающееся
значительным падением уровня жидкости в скважине.

12. Категории причин возникновения ГНВП.

• Геологические причины.
• Технологические
причины.
• Технические причины.
• Организационные
причины.

13. Геологические причины.

• АВПД
• реперы флюидосодержащих пластов
• реперы пластов, склонных к
поглощениям или гидроразрывам
(«слабых» пластов)
• физическо-химические характеристики
флюида

14. Причины АВПД

• Любое давление,
не удовлетворяющее условиям
нормального, является аномальным.

15. 1. Разуплотнение сланцев

Причины АВПД
1. Разуплотнение сланцев
• Сланцы обладают высокой пористостью
• Уплотнение
уменьшает
поровое
пространство в сланцах, параллельно
вытесняя воду
• В сланцах может находиться не только
вода, но и флюид
• Если
баланс
между
скоростью
уплотнения и вытеканием флюида
нарушен, то давление последнего в
сланце будет расти.

16. 2. Минерализация

Причины АВПД
2. Минерализация
• Выпадение минеральных солей в
осадок может привести к изменению
всего
объёма
рассматриваемой
породы, и следовательно, к росту
давления флюида (ангидрит)

17. 3. Тектонические причины

Причины АВПД
3. Тектонические причины
• Это приложенное горизонтально усилие
прессования в подземных формациях
• Если дополнительное горизонтальное
усилие прессования сдавливает глины
сбоку и если флюиды не могут вытечь
со
скоростью,
равной
скорости
сокращения объема пор, результатом
будет повышение порового давления.

18. 4. Сбросы

Причины АВПД
4. Сбросы
Проскальзывание
пород
может
вынести
проницаемую породу сбоку против непроницаемой,
предотвращая выброс флюида.
Ловушка, образовавшаяся в
результате сброса, в котором блок
справа поднялся наверх по
отношению к блоку слева

19. 5.Диапиризм

Причины АВПД
5.Диапиризм
Соляной диапиризм. Внедрение соли вверх с образованием соляного купола

20. 6. Структура резервуара

Причины АВПД
6. Структура резервуара
Антиклинальный тип складчатой структуры.
Номенклатура ловушек на примере структурной и стратиграфической ловушки. Заметьте, что
размер стратиграф. ловушки ограничен только по содержанию нефти, в то время, как тип
ловушки справа – самоогрничивающийся
• Аномальное давление может появиться и в нормально
уплотненных породах
• Высокие рельефные структуры

21. Причины АВПД

Нормальное уплотнение
Аномально высокое давление в углеводород.столбе
Рис. 1.12.

22. Гидроразрыв пласта

• Максимальный
объем
любых
неконтролируемых
выбросов
в
скважине
зависит
от
давления
гидроразрыва открытых слоев пород.
• При разрыве пород происходит потеря
раствора и падение давления (приток)
• Давление гидроразрыва зависит от
веса матрицы породы и флюидов
(нефть или вода), занимающих поровое
пространство
в
матрице
выше
рассматриваемой зоны.

23. Геологические причины.

Таким образом, можно сказать, что в качестве геологических причин
возникновения ГНВП следует считать отсутствие, недостаточность или
недостоверность информации о флюидосодержащих пластах и пластах,
склонных к поглощениям и гидроразрывам в составе:
– реперы флюидосодержащих пластов;
– реперы интервалов (зон) искусственного АВПД;
– реперы пластов, склонных к поглощениям или гидроразрывам
(«слабых» пластов);
– пластовое давление;
– давление начала поглощения;
– давление гидроразрыва;
– наличие тектонических нарушений по разрезу скважины;
– трещиноватость пород;
– пористость пород;
– проницаемость пород;
– состав пластового флюида;
– физическо-химические характеристики флюида (плотность,
вязкость, газовый фактор; минерализация, присутствие агрессивных
компонентов).

24. Технологические причины.

• Ошибочное (заниженное, завышенное) задание
плотности бурового раствора
• Недостаточная дегазация бурового раствора
(недостаточная пропускная способность системы
дегазации)
• Отсутствие блока дегазации в циркуляционной
системе скважины
• Ошибочное (завышенное) задание скорости
углубления

25. Технологические причины

• Недостаточная очистка бурового
раствора от выбуренной породы
• Ошибочное (завышенное) задание
скорости проведения спуска (подъёма)
бурильных колонн, обсадных колонн
или иных инструментов в скважину
• Неверный расчет регламента долива
бурового раствора в процессе подъема

26. Технологические причины

• Ошибочное определение необходимых
реологических и структурно-механических свойств
бурового раствора
• Отсутствие в проектах, планах работ и регламентах
мероприятий по борьбе с осложнениями в процессе
бурения
• Планирование длительных простоев скважины без
циркуляции.
• Недостаточная
квалификация
или
отсутчтвие
практического опыта ИТР, ответственного за
принятие решений

27. Технологические причины

• Вскрытие напорных горизонтов на буровом растворе с плотностью, не соответствующей проекту.
• Отклонение от проектной конструкции скважины, то есть недопуск обсадной колонны до проектной
глубины, из-за недостаточной подготовки ствола скважины перед спуском.
• Перетоки в гидравлическом канале ствола скважины.
• Снижение плотности бурового раствора из-за излишнего поступления пластового флюида с
выбуренной породой при бурении скважин в трещиновато-кавернозных отложениях.
• Снижение гидростатического давления столба бурового раствора из-за падения его уровня в
скважине в результате поглощения.
• Снижение плотности бурового раствора после проведения его химической обработки.
• Снижение плотности бурового раствора в результате длительной остановки скважин, которая была
предусмотрена технологическим регламентом.
• Снижение плотности бурового раствора при производстве аварийных или ремонтных работ,
связанных с установкой жидкостных ванн (плотность жидкости ниже плотности бурового раствора),
без компенсации противодавления на пласты.
• Отсутствие в компоновке бурильной колонны при вскрытии газовых пластов шаровых кранов
(КШЦ) или обратных клапанов. При этом производство работ было разрешено в установленном
порядке.
• Отсутствие станции геолого-технической информации (ГТИ) при вскрытии пластов с высоким
содержанием сероводорода и (или) аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).
• Использование бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью.
• Некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтенасыщенные напорные
горизонты.
• Наличие эффекта поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником.
• Проведение подъема бурильного инструмента с завышенной скоростью.
• Снижение гидростатического давления столба бурового раствора из-за падения его уровня в
скважине из-за неверного расчета объема или периодичности долива бурового раствора в скважину
при проведении технологических операций, связанных с извлечением инструмента, находящегося в
скважине.

28. Технические причины

• Техническими причинами
возникновения ГНВП принято считать
выход из строя или потерю
работоспособности технических
средств или контрольно-измерительной
аппаратуры, что в результате привело к
формированию условия поступления
пластового флюида в скважину.

29. Технические причины

Основными узлами технических средств, выход из строя которых
может быть причиной ГНВП или открытых фонтанов, считаются:
– средства дегазации бурового раствора;
– средства очистки бурового раствора от выбуренной породы;
– система долива бурового раствора в скважину при проведении
операций по извлечению инструмента из скважины;
– противовыбросовое оборудование;
– обсадные колонны;
– бурильные колонны и элементы ее технологической оснастки;
– породоразрушающий инструмент;
– система, обеспечивающая подачу бурового раствора в скважину;
– система, обеспечивающая проведение спуско-подъемных
операций;
– контрольно-измерительная аппаратура;
– средства регистрации технологических параметров;

30. Технические причины

Выход из строя дегазаторов бурового раствора при бурении интервалов, содержащих
газонасыщенные пласты.
Выход из строя или потеря работоспособности датчика уровня в доливной емкости
системы долива бурового раствора вовремя проведения операций по извлечению
бурильной колонны или иного инструмента из скважины.
Выход из строя системы гидравлического управления превентором.
Разрушение герметизирующих элементов превенторов.
Выход из строя шарового или обратного клапанов.
Разрушение обратного клапана бурильной или обсадной колонн во время спуска в
скважину.
Нарушение герметичности бурильной колонны из-за неправильной сборки или вследствие
брака соединительных элементов.
Нарушение герметичности обсадной колонны из-за ее износа.
Разрыв бурового шланга при проведении процесса ликвидации ГНВП.
Слом бурильной колонны в процессе проведения расхаживания при ликвидации прихвата.
Выход из строя или потеря работоспособности манометров на блоках дросселирования
или глушения при проведении операций по глушению скважин.
Выход из строя или потеря работоспособности станции геолого-технологической
информации (ГТИ) при вскрытии пластов с высоким содержанием сероводорода и (или)
аномально высоким пластовым давлением.
Выход из строя или потеря работоспособности расходомеров на входе и выходе из
скважины в процессе бурения интервалов, содержащих газонасыщенные пласты.
Аварии с комплектом испытательных инструментов в процессе испытания пластов в
открытом стволе скважины.
Выход из строя насосов в момент проведения операций по глушению скважин.

31. Организационные причины возникновения ГНВП

Организационными причинами возникновения
ГНВП принято считать нарушения трудовой и
технологической дисциплины, халатность,
некомпетентность, неквалифицированные
действия исполнителей и иные проявления
«человеческого фактора», а также низкую
организацию труда при строительстве, ремонте
и эксплуатации скважин, которые в конечном
итоге приводят к формированию условия
поступления пластового флюида в скважину

32. Организационные причины возникновения ГНВП

• несоблюдение
правил,
инструкций,
регламентов и указаний по проведению
технологических процессов
• низкая
или
не
соответствующая
квалификация персонала, как исполнителей,
так и ответственных работников.
• Недостаточная обученность исполнителей
• низкий уровень и плохая организация
профилактической
работы
по
предупреждению осложнений и аварий

33. Организационные причины возникновения ГНВП

• плохая организация материальнотехнического обеспечения
• плохая организация технологического
контроля производства
• плохая организация технического
контроля производства

34. Организационные причины возникновения ГНВП

– Несвоевременное фиксирование косвенных признаков и непринятие мер по
предупреждению возможного ГНВП.
– Превышение заданной скорости подъема колонны бурильных труб при наличии в
открытом стволе скважины газонасыщенного пласта.
– Неравномерное распределение плотности бурового раствора по циклу
циркуляции.
– Отсутствие шарового крана в компоновке бурильной колонны при вскрытии
газового пласта с коэффициентом аномальности 1,5.
– Занижение продолжительности промывки скважины перед подъемом бурильного
инструмента для смены долота.
– Длительный простой скважины без промывки при вскрытом продуктивном
горизонте. Игнорирование появления прямых признаков возникновения ГНВП
(движение бурового раствора по желобной системе при неработающих насосах).
– Продолжение работ по подъему колонны бурильных труб при зафиксированном
выходе из строя уровнемера в доливной емкости.
– Допуск к работам по вскрытию продуктивного газового горизонта без проверки
состояния противовыбросового оборудования.
– Допуск к работам по вскрытию продуктивного газового горизонта без проверки
знаний рабочих бригады и инженерно-технических работников в области
предупреждения, обнаружения и ликвидации ГНВП.