Признаки раннего обнаружения газонефтеводопроявлений (ГВП).

Прямые признаки в процессе углубления:

· увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях;

· увеличение относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса;

· повышение газосодержания бурового раствора;

· перелив бурового раствора при остановленном насосе;

· уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора.

Косвенные признаки в процессе углубления:

· увеличение механической скорости проходки;

· снижение давления в буровом насосе;

· увеличение содержания сульфидов в буровом растворе;

· изменение крутящего момента на роторе;

· поглощение бурового раствора;

· изменение конфигурации и количества шлама на виброситах;

· изменение температуры и реологии бурового раствора.

Признаки раннего обнаружения ГВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:

· увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильной колонны;

· уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.

Признаки раннего обнаружения ГВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

· перелив бурового раствора из скважины;

· увеличение давления на устье загерметизированной скважины;

· падение уровня бурового раствора (поглощение как косвенный признак).

Ниже в таблице приведен перечень показателей, по которому можно получить исходную информацию (прямые и косвенные признаки) по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений.

Таблица 3.2.2

Показатель	Диапазон измерений	Допустимое отклонение, +-	Тип подачи исходной информации
По-каз.	За-пись	Свет. сигн.	Звук. сигн.
Уровень бурового раствора в приемных емкостях, м	1,6	0,02	+	+	+	+
Расход бурового раствора на выходе от расхода на входе, %	0-100		+	-	+	+
Разность между теоретическим и фактическим объемом долитого в скважину бурового раствора, м^3	0-1,0	0,1	+	-	+	+
Разность между теоретическим и фактическим объемом вытесненного из скважины бурового раствора, м^3	0-1,0	0,1	+	-	+	+
Газосодержание, %	1-60		+	-	+	+
Механическая скорость проходки, м/ч	0-50	0,2	+	+	-	-
Давление на стояке, МПа	0-40	0,2	+	+	-	-
Крутящий момент на роторе, кгс х м	0-3800		+	+	-	-
Плотность бурового раствора, г/см^3	0,8-2,1	0,01	+	+	-	-

Для измерения параметров, характеризующих прямые и косвенные признаки газонефтеводопроявления, на буровой установлена станция ГТК. Факт начала проявления в процессе углубления или промывки скважины фиксируется по следующему порядку признаков в зависимости от начальной его интенсивности.

Первое сочетание признаков (интенсивное проявление):

А) изменение давления на стояке или увеличение механической скорости проходки;

Б) повышение скорости (расхода) выходящего потока бурового раствора;

В) увеличение объема бурового раствора в приемной емкости.

Второе сочетание признаков (проявление средней интенсивности)

А) увеличение механической скорости или крутящего момента;

Б) повышение объема бурового раствора в приемной емкости.

Третье сочетание признаков (слабое проявление):

А) снижение плотности бурового раствора;

Б) увеличение содержание газа и воды в буровом растворе.

При обнаружении этих признаков (одного или нескольких) необходимо усилить контроль за показаниями приборов с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие газонефтеводопроявлений.

При СПО и при остановках признаки проявлений не являются косвенными.

Дата добавления: 2015-08-10