Презентация на тему Ликвидация НГВП при бурении скважин. (Лекция 6)

Содержание

2. Общие правилаВ случае обнаружения НГВП необходимо:1.
3. Последовательность «жесткого» закрытия скважин при ГНВПИзначально
4. Последовательность «мягкого» закрытия скважин при ГНВПИзначально при
6. Последовательность закрытия скважины при СПО
7. Сравнение методов закрытия скважины при НГВП«мягкое» закрытие
8. Исследование НГВП После закрытия скважины и стабилизации
9. Скачать презентацию
10. Похожие презентации

Общие правилаВ случае обнаружения НГВП необходимо:1. Закрыть скважину, чтобы остановить приток пластового флюида и оценить параметры необходимые для управления скважиной. 2. Выбрать способ глушения скважины. 3. Ликвидировать флюидопроявление.

Главная
Разное
Ликвидация НГВП при бурении скважин. (Лекция 6)

Ликвидация НГВП при бурении скважин Лекция

Общие правилаВ случае обнаружения НГВП необходимо:1. Закрыть скважину, чтобы остановить приток

Последовательность «жесткого» закрытия скважин при ГНВПИзначально при бурении управляемый дроссель и

Последовательность «мягкого» закрытия скважин при ГНВПИзначально при бурении управляемый дроссель на линии

Ликвидация НГВП при бурении скважин. (Лекция 6)

Последовательность закрытия скважины при СПО («жесткое» закрытие)Изначально: линии манифольдов закрыты.

Сравнение методов закрытия скважины при НГВП«мягкое» закрытие скважиныПреимуществаснижен эффект гидравлического удара в

Исследование НГВП После закрытия скважины и стабилизации давлений в БК и КП

7. Определяют вид поступившего флюидавизуально и по формуле:где:если: ρ = 10-360 кг/м3

Слайды презентации

Слайд 2 Общие правила
В случае обнаружения НГВП необходимо:

1. Закрыть

Общие правилаВ случае обнаружения НГВП необходимо:1. Закрыть скважину, чтобы остановить

скважину, чтобы остановить приток пластового флюида и оценить параметры

необходимые для управления скважиной.
2. Выбрать способ глушения скважины.

3. Ликвидировать флюидопроявление.

Слайд 3 Последовательность «жесткого» закрытия скважин при ГНВП
Изначально при

Последовательность «жесткого» закрытия скважин при ГНВПИзначально при бурении управляемый дроссель

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 привентора находилась гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы) и проверить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо.
4. Закрыть привентор (обычно универсальный).
5. Открыть главную боковую задвижку (на крестовине.)
6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины.

Слайд 4 Последовательность «мягкого» закрытия скважин при ГНВП
Изначально при бурении

Последовательность «мягкого» закрытия скважин при ГНВПИзначально при бурении управляемый дроссель на

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 привентора находилась гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы).
4. Открыть главную боковую задвижку на крестовине ПВО
5. Закрыть привентор (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

Слайд 5

Слайд 6 Последовательность закрытия скважины при СПО («жесткое» закрытие)
Изначально:

линии манифольдов закрыты. Обратный клапан установлен в

подвеске

1. Установить клинья ниже первого трубного участка (не оставлять инструмент напротив срезных плашек превентора)
2. Установить предохранительный клапан на верхнюю трубу и закрыть его.
3. Закрыть превентор и открыть главную дистанционно управляемую задвижку на штуцерной линии.
4. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо.
5. Установить ведущую трубу и открыть предохранительный клапан.
6. Зарегистрировать давление в трубах БК, кольцевом пространстве, увеличение объема в приемной емкости.

Слайд 7 Сравнение методов закрытия скважины при НГВП
«мягкое» закрытие скважины
Преимущества
снижен

Сравнение методов закрытия скважины при НГВП«мягкое» закрытие скважиныПреимуществаснижен эффект гидравлического удара

эффект гидравлического удара в скважине.
Недостатки
более сложный для выполнения закрытия

скважины;
образуется больший приток пластового флюида в скважиную.
«жесткое» закрытие скважины
Преимущества
простая и быстрая процедура закрытия скважины;
образуется меньший приток пластового флюида в скважину.
Недостатки
- возникает опасность гидравлического удара;
- эффективность его ограничена.

Слайд 8 Исследование НГВП После закрытия скважины и стабилизации давлений в

Исследование НГВП После закрытия скважины и стабилизации давлений в БК и

БК и КП через 10-15 минут регистрируют следующую устьевую

информацию о флюидопроявлении

1. Регистрируют показания манометров

Ри (БК); Ри (КП).
Ри (КП) > Ри (БК) !
Ри (БК) = Р пл – Ргс (БК)
Ри (КП) = Рпл – Ргс (КП)

2. Регистрируют время возникновения НГВП
3. Регистрируют вес инструмента на крюке
4. Регистрируют параметры БПЖ
5. Определяют давление проявляющего пласта

Рпл. = Ри (б к) + ρg H

6. Определяют объем (V0) поступившего флюида

миграция газа в буровом растворе без расширения