Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений

Размещено на http://www.allbest.ru

Предупреждение и ликвидация ГНВП



Часть 1. Основные причины возникновения ГНВП в процессе строительства скважин

Практика строительства скважин показала что незнание этих процессов и неумение ими управлять часто приводит к переходу обычного водопроявления в открытый фонтан, а это один из самых сложных видов аварии в бурении. Это бедствие требующие огромных средств и длительного времени по ликвидации. Открытый фонтан это потери десятков тысяч тонн нефти, газа-конденсата, сотни тысяч кубометров газа в сутки.

Это снижение пластовой энергии и потенциальной возможности потери месторождения в целом. Это потери других видов энергоносителей: пара, термальных вод или целых пластовых пород. Это не редко человеческие жертвы, экологическая катастрофа, загрязнение атмосферы, водоёмов полей почв. За одни сутки горящий фонтан выбрасывает в атмосферу тонны продуктов сгорания рассеивающихся на десятки а иногда и на сотни километров.

Это моральный, физический и материальный ущерб, дискомфорт для района действия фонтана. На прилегающей местности зачастую образуются взрывоопасные участки и скопления сероводорода и углекислого газа.

В результате действия фонтана буровая вышка, буровое оборудование и привышечные сооружения приходят в полную непригодность, а скважина подлежит ликвидации.

Основные причины проявления пласта скважины

Снижения давления на продуктивный пласт

Геологические причины	Технологические причины
Недостаточность изученности района	Снижение плотности промывочной жидкости
Пустоты заполнение пластовым флюидом	Зависание фильтрации или контракция
Тектонические нарушения	Гидродинамический эффект
Поглощение и гидроразрыв пласта зоны с аномально высоким пластовым давлением	Поршневание, понижение давления под долотом
	Искусственные зоны АВПД

ГНВП в скважину может возникнуть в любое время при бурильный работах,достаточно что бы давлении столба жидкости на забое стало меньше пластового давления . большинство ГНВП происходит утром,в районах с нормальными условиями бурения и пластовым давлением.Этому способствует ослабление внимания к тем характерным признакам ,которые обычно предшествуют началу аварии.Все разнообразие причин вызывающих ГНВП в скважину с возможным возникновением открытого фонтана,можно подразделить на:

геологические и организационно технологические.

К геологическим относятся проявления и открытые фонтаны произошедшие в следствии:

1.Вскрытия пустот наполненных газом или напорных горизонтов на отметках,значительно выше чем это предусмотрено проэктом. Происходит это из-за недостаточной изученности района разбуривания,при выпучивании глубинных отложений при тектонических нарушениях и перетоков газа в выше лежащие пласты.

2.Вскрытие зон катастрофического поглощения и зон со слабыми прочностными характеристиками из-за чего происходит гидроразрыв с последующим поглощением. Наличие в разрезе зон с аномально высоким пластовым давлением не предусмотренным проектом.

Организационно технологические причины:

1.Бурения на промывочной жидкости с плотностью ниже проектной. В следствии, недостаточной дегозации установки жидкостных ванн при ликвидации прихватов бурильного инструмента.

2.Бурени на растворе с вязкостью больше проектной, из-за чего возникаю эффекты зависания и фильтрации раствора, увеличивается способность раствора накапливать в себе газ, ухудшается его дегозация, поэтому вязкость раствора в скважине поддерживают на минимально допустимом уровне

3.Гидроденамический эффект-возникающий при спуска-подъемных операциях на больших скоростях, при высоких значениях вязкости, статистическом напряжении сдвига раствора и при малом кольцевом зазоре между инструментами и стенкой скважины

Как влияют скорости спуска-подъемных операций на проявление пласта в скважине?

При спуске труб в скважину скорость движения раствора захватываемого стенками трубы, направлена вниз, причем у стенок скважины она равна нулю, а у поверхности трубы равна скорости движения трубы. Этот процесс можно наблюдать, если в процессе спуска бурильных труб происходит поглощение бурильного раствора, а в условии равновесия, стенка скважины-пласт. При спуске бурильных труб, часть раствора у поверхности трубы, движется с той же скоростью с какой спускается буровая колонна, а раствор находящийся в середине кольцевого пространства и внутри бурильной колонны движется вверх. Если разность скоростей перекрестного потока велика, то при торможении происходит сдвиг слоев и увеличение гидравлического давлении на забой. Причем величина этого давления находится в прямой зависимости отдлинны колонны и может вызвать гидростатический разрыв пород и поглощение раствора с возможным проявлением пласта или другими последствиями. При подъеме бурильных труб происходит обратное явление, и гидравлическое давление на забой уменьшается.

Поршневание

Величина поршневого эффекта в скважине при подъеме инструмента зависит от

-скорости подъема инструмента

-плотности раствора в скважине

-величины зазора между стенками скважины и инструментом

-наличие клапана противодавления в колонне труб

-скорости отрыва долота от забоя

В зависимости от этих величин изменяется и скорость опорожнения скважины, что существенно влияет на величину давлении противостолба оставшейся жидкости в скважине на проявляющий пласт.

Причины падения уровня жидкости:

-недолив скважины при подъеме из нее инструмента

-поглощение жидкости

-гидроразрыв пласта с потерей части объёма жидкости

Высокий процент аварий связанных с фонтанированием происходит именно по этой причине. При остановке насосов, давление на забой снижается на величину равную гидравлическим сопротивлениям в кольцевом пространстве. Это снижение давления на забой может повлечь к поступлению флюида из напорного пласта в скважину, кроме того при подъеме инструмента из скважины, действующими правилами предусмотрен непрерывный процесс долива скважины, для сохранения расчетного объема, но замещение это возможно будет идти не за счет долива, а за счет поступления флюида из пласта. Сигнала такого неполного долива скважины при подъеме инструмента могут быть- нарастание раствора течи по желобам по мере уменьшения гидростатического давления, увеличении рабочей жидкости в рабочих приемных емкостях, сохранение объема емкости разлива, а это означает что бурильный раствор не поступает в скважину или поступает но не в требуемом объеме. Долив скважины при вскрытии напорных горизонтов, должен осуществляться постоянно с контролем раствора доливаемого раствора

Искусственные зоны АВПД

Искусственные зоны АВПД возможны при перетоках пластовых флюидов из-за некачественного крепления скважины или же миграции их в опорных стволах. Когда вытекающий газ выносит пластовые давления из нижележащих в выше лежащие горизонты.

Причины поступления флюидов в скважину без снижения давления на газонасыщенный пласт.

-поступление газа со шламом

-капиллярные перемещения

-диффузия

-осмос

-гравитационные взаимодействия

-контракция

-седиментация

Поступление флюида со шламом

Поступление флюида из пласта в скважину вместе с выбуренной породой может происходить если скорость глиназации стенок скважины меньше чем скорость бурения. При разбуривании продуктивного пласта механическая скорость бурения должны быть ограничена

Капиллярные перемещения

Приток флюида в скважину происходит следующим образом: при соприкосновении промывочной жидкости с пористой средой, в различных по величине пористых каналах возникает различное капиллярное давление. За счет разложения капиллярных давлений, поток нефти из пласта в скважину и внедрение фильтрата из скважины в пласт, может послужить толчком к началу интенсификации проявления.

Диффузия газа в скважине- это перемещение газа под действием упада порциальных давлений, обусловленное разностью конденсации газа в пласте и в промывочной жидкости. Наиболее типичное название ГНВП вне площадей с большой скрытой мощностью газо-конденсирующих пластов

Осмос- это проникновение частичного растворителя в раствор через разделяющего их полупроницаемую перегородку. Перегородку через которую проходят молекулы растворителя, тогда как молекулы растворенного вещества через нее пройти не могут, в следствии этого с одной стороны перегородки создается так называемое осмотическое давление, которое зависит от концентрации растворенного вещества и абсолютной температуры. Осмотический переход в скважине может быть направлен как в пласт так и из пласта, он может способствовать поступлению жидкости в скважину или препятствовать этому. При умении регулировать величену осмотического давления, можно осуществлять бурение при несбалансированных давления.

Гравитационное взаимодействие двух различных жидкостей в единой гидродинамической системе, состоит из ствола скважины и трещин с раскрытостью более 1мм. Направление которых близко к вертикальному, может привести к замещению флюида пласта промывочной жидкостью. Утяжеление промывочной жидкости для ликвидации проявления такого типа наоборот увеличивает интенсивность проявления. О существовании замещения пласта промывочной жидкостью, свидетельствуют следующие факторы: при длительной остановке загазирования промывочной жидкости достигает величины, которую невозможно объяснить диффузией, в то же время ее нельзя объяснить и инфузионной работа пласта. Так как неизбежно в этом случая перелива на устье не наблюдается, не наблюдается так же и снижение уровня в скважине, объем жидкости остается прежним, а плотность ее снижается иувеличение интенсивности замещения растет с увеличением плотности промывочной жидкости.

Контракция системы, твердое вещество-жидкость, проявляется в уменьшении суммарного объема смешиваемых веществ, явление контракции в водной среде присуще многим субстанциям, в том числе и глинам, а изменение суммарного объема смешиваемого раствора в скважине ведет к изменению забойного давления, что отрицательно влияет на поведенческий характер продуктивных пластов.

Седиментация: возникает во время структуро-образования измененного раствора за колонной в процессе крепления скважины. В этот период могут образовываться каналы в цементном камне, заполненными жидкостью, на которой был затворен цементный раствор. В последствии по этим каналам возможна миграция пластовых флюидов, что приводит межколонным проявления.

Часть 2. Предупреждение и раннее обнаружение ГНВП

Всякий открытый фонтан проходит в своем развитии две основные фазы:

1.Установление и усиление ГНВП

2.Переход ГНВП в открытый фонтан

При строительстве скважин одной из первостепенных задач, в дели их без аварийной проводки, является предупреждение пластовых флюидов в скважину.



Предупреждение поступления пластового флюида. Под этим термином подразумевается ограничение его притока ниже достигаемого ниже допустимого придела и удаление его из скважины при любых работах. Для выполнения этой задачи необходимо выполнить ряд требований предъявляемых:

- технология ведения бурильных работ

- конструкция скважины

- оборудования и схема обвязывания устья скважины

- обучения персонала предприятий бурения

- вскрытию продуктивных горизонтов

Требования предъявляемые к технологии ведению бурильных работ. С целью предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину, при проведении основных технологических операций не допускается снижения забойного давления ниже пластового. Для чего необходимо проводить промывку скважин перед подъемом инструмента. Для вымыва забойной пачки, удалению легких пачек жидкостей, жидкости для установки различных ванн, выравнивания параметров бурового раствора и т.д. Современные регламентируемый долив скважины, при подъеме бурильного инструмента с контролем и записью в журнал, качественную дигазацию бурового раствора, записью в журнал его плотность, до и после дигазации. Контроль и химическую обработку буревого раствора для регулирования реологических свойств, а также для снижения сального образования с целью уменьшения гидроденамических давлений и недопущения поршневания при подъеме бурильной колонны.

Бурения скважин с частичным или полным поглощением буревого раствора и возможным флюидопроявлением проводится по утвержденному специальному плану согласованного с заказчикам, проектировщиком и противофантанной службой. При установки ванн, гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны, нефть - вод- кислота должно превышать пластовое.

P кислоты < Р раствора => Р забоя

Подъем бурильной трубы при наличие сифона поршневания запрещается, при их появлении подъем следует прекратить. Провести промывку с вращением и расхаживанием бурильной колонны. К подъему бурильной колонны и скважины в которой произошло поглощение бурильного раствора при возможном ГНВП, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и при отсутствии прилива. При этом стоит очень тщательно следить за объемом доливаемого и вытесняемого раствора приспуска подъемных- подъемных операциях. Число свечей поднимаемых без долива, определяется проектом, или скважина заливается до устья после каждой свечи.

Процесс строительства скважины обеспечивается средствами контроля всех технологических параметров .

Требования предъявляемые к конструкции скважины, обсадным колоннам, конструкции скважин, выбор обсадных труб, технология спуска и цементирования колон, высота подъема цемента, оборудования устья. Должны соответствовать требованиям правил безопасности нефтяной и газовой промышленности. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колон на прочность проводится с учетом минимально ожидаемых и испыточных нагрузок внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом, а также осевых нагрузок на трубы, на стадиях строительства и эксплуатации скважины.

Обсадная колона должна:

Обеспечивать герметичность скважины в случаях ГНВП, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления необходимого для их ликвидации.

Выдерживать давления гидростатического столба бурового раствора максимально плотным.

Выдерживать максимальные сминающие нагрузки в случае открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора.

Тип резьбового соединения обсадных труб должен соответствовать ожидаемому давлению флюида. Величины крутящего момента и захода мипиля в муфту при свинчивании обсадных труб, а также гирметизирующии смазки и технологии их применения, должны соответствовать рекомендациям поставщика труб или специальным инструкциям для данного размера типа труб. При спуске обсадной колоны следует регулярно заполнять её буровым раствором и наблюдать за количеством раствора, вытесненного из за трубного пространства, также регулярно замерять его плотность и вязкость. Плотность компанирующего раствора должна быть больше или ровна плотности промывочной жидкости, которой заполнена скважина. Применения компанирующего раствора меньшей плотности недопустима. При начавшемся ГНВП запрещается приступать к спуску обсадных колон. Испытания обсадных колон и межпластового пространства на герметичность проводится опресовкой в соответствии с инструкцией по испытанию скважин на герметичность. В процессе бурения промежуточная колона в соответствии с проектом проверяется на износ, для определения её остаточной прочности. Повторной опресовки остевой части обсадных колон совместно с противовыбросовым оборудованием, проводится по разработанным у утвержденным на буровых предприятиях регламентом. Конструкция устья скважины, колонных головок и противовыбросового оборудования, должны обеспечивать сохранность приустьевой части от истирания и повреждения.

Требования предъявляемые к оборудованию и схемам обвязки устья скважины.

Буровые предприятия , руководствуясь техническим проектом строительства скважины, производят выбор привышечной установки, монифольдов, линий дросселирования и глушения станций гидроуправления, блока дросселирования, дегазационной и трапнофакельной установки, в зависимости от конкретных условий и коррозионной активности среды для выполнения следующих технический операций:

-герметизации устья скважины при спущенных бурильных трудах и без них;

-вымывка флюида скважины по принятой технологии

-подвески колонны бурильных труб на плашках привентера после закрытия

-монтаж дополнительного оборудования на случай открытого фонтанирования

-перерезывания бурильной колонны

-контроля за состоянием скважины во время глушения

-расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата

-спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметивно закрытом устье.

При этом схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается бурильным предприятием на основе действующего ГОСТ стандарта и согласовывается заказчиком, противофонтанной службой и органами ОГ Гортехнадзора и утверждается в установленном порядке:

Монтаж противовыбросового оборудования и его последующей эксплуатации

должны осуществляться в строгом соответствии с инструкцией. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности и другими нормативными документами.

Требования предъявляемые к обучению персонала предприятий бурения.

Руководство бурильного предприятия должно обеспечить плановое обучение инженерно технических работников, которое должно проводиться в специальных учебных центрах имеющих соответствующею лицензию. Обучение членов буровой бригады по ликвидации ГНВП, проводится согласно типовой инструкции по предприятию и первичным действиям в акты по ликвидации ГНВП. Обучение проводится в специально оборудованных классах с отработкой практических действий по управлению скважиной на тренажерах и действующих буровых.

Обязательно проведение учебной тревоги-«выброс». Периодичность о продолжительность противофонтанной подготовки персонала предприятий должна быть не менее указанной в таблице

Категория работника	периодичность	Число дней
Специалисты, главный инженер, главный технолог, технолог РИТЦ и ЦИСТ, специалисты по растворам, креплению и освоению скважин	Раз в три года в специальных учебных центрах	6,10
Мастера, Начальника буровых по бурению и по освоению скважин	Раз в три года в специальных учебных классах	6,8
Рабочих(бригад буровых по освоению скважины)	Ежегодно на местах в учебных классах	2,3
Бурильщики	1. Ежегодно на местах 2. Раз в три года в специальных учебных центрах	2,3 6,8

Допуск бурильной бригады без обучении запрещается!

Часть 3 Предупреждение и ликвидация ГНВП

Подготовительные работы к вскрытию напорного горизонта.

После спуска и цементирования промежуточной колонны, устье скважины необходимо оборудовать противовыбросовым оборудованием, согласно утверждённой схеме. Одновременно провести профилактический ремонт бурового оборудования, проверить солосность вышки с устьем скважины и при необходимости отцентрировать, составить соответствующий акт, провести дополнительный инструктаж под роспись и тренировочные занятия по планам ликвидации всевозможных аварий со всеми рабочими и инженерно-техническими работниками, осуществляющими бурение скважин в том числе и по оказанию доврачебной помощи и по необходимости по использованию противогазов и других средств индивидуальной защиты.

Перед вскрытием газонефтеводоносных пластов не менее, чем за 100 метров на буровой необходимо иметь постоянный запас бурового раствора в количестве равном объёму скважины, а также запас хим.реагентов в том числе нейтрализующих сероводород, утяжелителя и других материалов, в количествах необходимых для приготовления раствора в объёме скважины.

На скважинах со сложным геологическим строением и при бурении на море за 100 метров до предполагаемого вскрытия напорного пласта установить станцию геолого-технологического контроля (ГТК) с целью уточнения реперов, пластовых давлений и давлений гидроразрыва , а также обнаружения ГНВП. Определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях, связанных с ГНВП. Обеспечить между буровой и станцией геолого-технологического контроля (ГТК), руководством предприятия и военизированной частью круглосуточную и бесперебойную радиотелефонную связь. Разработать и утвердить регламент штатного вымыва пачки флюида, при обнаружении его поступления в количествах, не превышающих допустимый объём неуправляемого потока и последующего доведения параметров бурового раствора до проектных при выполнении различных технологических операций: бурение, промывка, спуско-подъёмные операции и т.д. Довести до сведения буровой бригады следующую информацию:

Допустимый объём поступления пластового флюида.

Давление на стояке при восстановлении циркуляции.

Периодичность долива скважины при подъёме инструмента.

Допустимая скорость спуска труб.

Объём вытесняемого раствора при спуске через 5 свечей.

Давление опрессовки обсадной колонны или допустимое давление с учётом прочности обсадной колонны.

Давление гидроразрыва наименее прочных пород у башмака обсадной колонны.

Расстояние от стола ротора до плашей верхнего превентора.

До начала вскрытия напорного пласта провести контрольные замеры и составить тарировочные таблицы - по доливу скважины при подъёме инструмента, по объёму вытесненного бурового раствора при спуске инструмента. При оперативном управлении строительством скважин персоналу буровой бригады и инженерно-технической службы, с целью предупреждения ГНВП необходимо в буровом акте, в начале смены проверять работоспособность противовыбросового оборудования, средств дегазации, запас раствора, хим.реагентов, утяжелителя. Особое внимание уделять проверке работоспособности и положению задвижек на блоках дрессилирования и глушения. На основании информации, получаемой со станции ГТК и результатов геофизических исследований, а также по результатам проведённых опрессовок проводить проверочный расчёт по уточнению допустимого и предельного объёмов неуправляемого притока флюида в скважину. Об уменьшении допустимого и предельного объёма неуправляемого притока сообщить руководству бурового предприятия, дежурному станции ГТК и буровому мастеру. О возникновении несовместимых условий бурения сообщить руководству бурового предприятия, с целью принятия им решения об изменении дальнейшего регламента буровых работ, а дежурному станции ГТК и руководителю буровых работ сообщить о недопустимости вскрытия флюидосодержащего горизонта до принятия решения. Буровому мастеру или бурильщику - руководителю вахты буровой бригады при обнаружении притока флюида в области предупреждения ГНВП загерметизировать устье скважины, оповестить руководство и осуществить вымыв флюида, в соответствии с утверждённым регламентом.

Раннее обнаружение ГНВП.

Обнаружение притока пластового флюида в полной мере обеспечивается средствами контроля за процессом строительства скважин и зависит от точности измерительных средств, которые определяют нижнюю границу объёма притока флюида для зоны предупреждения ГНВП.

На поступление пластового флюида в скважину указывают прямые признаки ГНВП:

Увеличение объёма (уровня) бурового раствора в приёмной ёмкости.

Повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при постоянной подаче буровых насосов.

Уменьшение против расчётного объёма бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъёме инструмента.

Увеличение против расчётного объёма бурового раствора в приёмной ёмкости при спуске бурильной колонны.

Повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности.

Перелив скважины при остановленных насосах.

Косвенные признаки, предупреждающие о возможности возникновения ГНВП:

Изменение давления на буровых насосах.

Увеличение механической скорости проходки.

Изменение параметров бурового раствора.

Увеличение крутящего момента на роторе.

С целью своевременного обнаружения ГНВП в процессе бурения необходимо постоянно контролировать объём (уровень) бурового раствора в приёмной ёмкости, газосодержание бурового раствора, плотность и другие свойства бурового раствора, скорость выходящего потока, механическую скорость проходки, крутящий момент на роторе.

Порядок и способ организации контроля по обнаружению неуправляемого притока, определению его объёма, принятию решения о возникновении ГНВП и необходимости его ликвидации зависит от вида технологических операций и работ на буровой.

При бурении, проработке забойной или промежуточной промывке осуществляется непрерывный контроль, что позволяет выявить признаки притока флюида в скважину.

Для своевременного обнаружения ГНВП по контролю уровня (объёма) бурового раствора необходимо:

Изолировать приёмную ёмкость, через которую ведётся циркуляция.

Установить контроль за исходным уровнем бурового раствора после возобновления циркуляции.

Перераспределение объёмов бурового раствора в приёмных ёмкостях, переключение насосов, введение добавок в буровой раствор могут проводиться только с разрешения бурильщика с корректировкой положения исходного уровня.

Для своевременного обнаружения притока по контролю за изменением расхода на выходе необходимо определять:

При наличии станции ГТК накопленный избыточный объём на выходе из скважины, то есть сумму произведений дифференциального расхода на время.

При отсутствии станции ГТК момент времени, когда расход на выходе из скважины увеличиться более, чем на 10 %.

Для своевременного обнаружения притока по изменению газосодержания необходимо:

Установить величину фонового содержания газа до вскрытия флюидосодержащего горизонта.

Зафиксировать момент превышения газосодержания на 0,5 % выше фонового.

При обнаружении того факта, что объём притока флюида не превышает допустимого необходимо остановить циркуляцию и наблюдать за выходом раствора из скважины. Постоянно контролировать количество спущенных свечей и объём вытесненного из скважины бурового раствора, сопоставляя его с тарировочной таблицей. При увеличении объёма в приёмной ёмкости по сравнению с таблицей на 1м3 принять меры по ликвидации ГНВП.

При простое без циркуляции признаком неуправляемого притока в скважину и ГНВП является перелив и увеличение объёма бурового раствора в приёмной ёмкости.

Для своевременного обнаружения неуправляемого притока необходимо:

Зафиксировать величину уровня в изолированной приёмной ёмкости через три минут после выключения насосов или в начале простоя.

Через определённые промежутки времени (5-10 мин) контролировать величину уровня в приёмной ёмкости.

Индикатором начала перелива может служить сигнал об отклонении положения лопатки измерителя расхода на выходе.

При обнаружении того факта, что увеличение объёма приёмной ёмкости не превышает допустимое и если перелив прекратился, то это свидетельствует о попадании в зону предупреждения ГНВП. В случае, если перелив продолжается или накопленный объём больше допустимого - это свидетельствует о попадании в зону ликвидации ГНВП.

При прекращении циркуляции бурового раствора проявления распознают по продолжающемуся незатухающему движению бурового раствора в желобной системе, движение со снижающейся скоростью во времени под влиянием сжимаемости и вязкой упругости бурового раствора. При возникновении ситуации, когда уровень в скважине упал ниже устья, необходимо доливать в скважину до устья буровым раствором, в том числе облегчённым или водой и контролировать движение бурового раствора в желобной системе. Наличие перелива означает приток флюида в скважину в зоне ликвидации ГНВП - в этом случае приступают к ликвидации начавшегося проявления.

Ликвидация ГНВП в процессе строительства скважин.

Строительство скважин - процесс многогранный и всегда обусловлен возможностью возникновения целой серии различного рода осложнений и аварий. А в условиях сверх высокой энергии пластов необходимо уметь управлять их влиянием на забой и весь процесс проводки скважины. Управление пластовыми давлениями сочетают в себе 2 основные группы мероприятий:

Прогноз сверх высоких пластовых давлений, как основа проектирования и уточнение конструкции скважины и оптимизации режима бурения и других процессов.

Гибкое регулирование забойного давления на вскрываемые пласты на всём открытом стволе скважины, как во время бурения, так и в ходе проведения других работ.

А для успешного проведения работ, для предупреждения возникновения выбросов и фонтанов необходимо иметь чёткое представление о возможностях технологий и оборудования, используемых для этих целей.

Методы ликвидации ГНВП:

В отечественной практике строительства скважин используют в основном 2 метода ликвидации ГНВП:

Метод уравновешенного пластового давления.

Метод ступенчатого глушения скважин.

При ликвидации проявления методом уравновешенного пластового давления, забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При соблюдении указанного условия поступление флюидов из пласта немедленно прекратится, вплоть до полной ликвидации проявления. Для осуществления этого метода есть 4 способа:

Способ «непрерывного глушения скважин». Возможны 2 вида его реализации: А) Вымыв флюида, поступившего в скважину и ликвидацию проявления ведут одновременно с постепенным утяжелением закачиваемого раствора до плотности, обеспечивающей превышение забойного давления над пластовым. B) Процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе необходимой плотности, способном обеспечивать превышение забойного давления над пластовым. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления. Способ сравнительно безопасен, вместе с тем отсутствие на скважинах требуемого запаса утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора - сдерживает широкое его применение.

Способ «ожидания и утяжеления». После обнаружения проявления, скважину герметизируют и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объёма. Этот способ весьма опасен, так как всплывающий газ создаёт на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрушению устьевого оборудования, обсадных колонн или к гидроразрыву наименее прочных пластов. Кроме того скважина остаётся на какой-то период без циркуляции и возможен прихват буровых труб.

Способ «двухстадийного процесса ликвидации ГНВП». На первой стадии производится вывод пластового флюида из скважины раствором с теми же параметрами, при которых получено проявление скважины. Одновременно с выводом флюида приступают к подготовке необходимого объёма раствора с плотностью, требуемой для глушения скважин. Затем проводят вторую стадию - стадию глушения скважины утяжелённым раствором. Этот способ относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наибольшие давления в скважине и нежелательно оставление скважины без промывки в период утяжеления раствора.

Способ «двухстадийный растянутый». На первой стадии противодавлением ведут вывод пластового флюида, поступившего в скважину раствором той же плотности, при которой получено проявление, после вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой величины и проводят глушения проявляющего пласта. Этот способ обладает недостатками всех трёх предыдущих, поэтому применяется редко.

Наибольшее распространение на практике получили первый и третий способы ликвидации ГНВП.

Метод ступенчатого глушения скважин. Он применяется, когда после герметизации устья скважины или в процессе ликвидации ГНВП обнаруживаем, что давление в затрубном пространстве растёт до максимально допустимых пределов прочности устьевого оборудования и обсадных колонн или грозит гидроразрывом пород. Когда запорное устройство - дроссель на выходе приоткрывают и давление в затрубном пространстве снижается, но одновременно происходит нарушение равновесия в скважине, то есть забойное давление становится меньше пластового и флюид из пласта начинает поступать в скважину. Но так как пик давления в затрубном пространстве кратковременный, газ быстро стравливается из скважины. И через некоторое время можно прикрыть дроссель и промывать скважину до следующего пика давления, которое обычно бывает слабее и так далее до тех пор пока не станет возможным управлять скважиной, то есть пока в скважине не наступит условие равновесия между пластовым и забойным давлениями. Таким образом метод ступенчатого глушения скважин по сути дела является методом подготовки её к глушению методом уравновешенного пластового давления.

Применение на практике.

При обнаружении ГНВП буровая вахта приступает к выполнению своих обязанностей, согласно плану первоочередных действий при ГНВП. Для чего бурильщик подаёт звуковой сигнал - выброс. При необходимости вся смена вахты приводит изолирующие противогазы в боевую готовность, останавливается ротор, если ГНВП началось в процессе бурения. Поднимается инструмент довыходы муфты верхней трубы на уровень эливатора или АКП. Останавливаются насосы, с пульта бурильщика открывается гидравлическая задвижка на блок дросселирования и закрывается универсальнымтревентором. Закрывается задвижка на отводе трапно-факельной установки блока дросселирования. Вахта контролирует рост давления в трубном и затрубномпространствах, при этом бурильщик занимает место у пульта управления дросселем, контролирует и фиксирует давление в скважине с записью в журнале. При достижении давления в трубах 8 МПа закрывают шаровой кран. Во время герметизации устья скважины о случившемся докладывается ответственному инженерно-техническому работнику. Он должен иметь допуск к проведению работ по ликвидации ГНВП. Исходя из обстановки на буровой он принимает решения по вопросам ликвидации начавшегося проявления , для чего необходимо перепроверить давления возникшие в скважине. Давления в затрубном пространстве не должно превышать 80% давления последней опрессовки обсадной колонны:

Допустимое давление в затрубном пространстве, обеспечивающее недопущение гидравлического разрыва пород и обсадной скважинной части ствола определяется, как разность между давлением гидроразрыва и давлением столба жидкости скважины:

Где давление разрыва наименее прочных пород , [МПа]. Оно должно быть указано в проекте на бурение скважины или устанавливается опытным путём в процессе углубления скважин.

H - глубина залегания наименее прочных пород.

плотность раствора в затрубном пространстве, [кг/м3]

g - ускорение свободного падения.

За исходную величину допустимого давления берётся наименьшее из этих двух.

Через 5-10 минут после герметизации скважины регистрируется и записывается в рабочую карту по управлению скважиной при ГНВП:

Давление в бурильных трубах -

Давление в затрубном пространстве -

Объём притока в приёмной ёмкости - VO

Плотность промывочной жидкости до проявления -

Пластовое давление будет равно сумме давления столба жидкости и избыточного давления в трубах.



Где пластовое давление, [МПа]

плотность бурового раствора в скважине, [кг/м3]

H - глубина залегания пласта, [м]

Далее рассчитывается плотность бурового раствора, необходимого для ликвидации проявления по следующим соотношениям:

Где плотность бурового раствора (нижняя граница)

P (Па) - давление в кровле на глубине Н, (м).

g = 9,81 м/c2

коэффициент, учитывающий возможные изменения суммарного давления столба бурового раствора.

коэффициент аномальности пластового давления по отношению к гидростатическому для 1000 кг/м3.

A - коэффициент, учитывающий колебания суммарного давления бурового раствора от воздействия гидродинамического при спуско-подъёмных операциях.

В соответствии с правилами безопасности этот коэффициент равен

d - диаметр скважины

- минимальное превышение гидростатического раствора над пластовым (репрессия)

Числовые значения

Глубина скважины (интервал), м.
	Для нефтеводонасыщенных пластов	Для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
< 1000	1,0	1,6
1001 - 2500	1,5	2,0
2501 - 4500	2,0	2,25
? 4501	2,5	2,7

Если объём притока меньше предельно допустимого выбирается стандартный способ ликвидации проявления исходя из наличия материалов и оборудования и приступают к реализации выборного метода ликвидации ГНВП.

Часть IV. Ликвидация ГНВП в процессе строительства скважин

Загерметизировав устье скважин и получив данные о добавлениях в трубах и в затрубном пространстве, а также проверив величину допустимого избыточного давления для данной скважины и расчета плотность количество промывной жидкости необходимой для ликвидации проявления, выбирают способ ее ликвидации . Мы рассмотрим наиболее часто используемые в практике ликвидации проявлений 2-х стадий способов.

1 стадия: стадия вымыва из скважины поступившего в нее флюида.

2 стадия: ликвидация условий вызвавших проявление пласта в скважинную.

Поэтому определившись с характером проявления и условиями ликвидации немедленно приступаем к осуществлению 1-ой стадии, т.е. к вымыву флюида из скважины. Вымыв флюида следует производить на низкой подаче насосов, т.к. при этом можно более того регулировать плотность закачиваемого в скважину раствора, поддерживать постоянное давление на забой регулированием дросселя, но можно использовать и любую другую подачу, только при этом надо знать гидравлические сопротивления в скважине в период предшествующий проявлению. Поэтому, если выбирается другая подача, то гидравлические сопротивления расчитавают по этой формуле:

Теперь подсчитывается начальное давление циркуляции

Начальное давление циркуляции можно определить и опытным путем. Для этого спуском насоса регулировкой дросселем устанавливают давление в затрубном пространстве величина превышения забойного давления под пластовым и установившиеся при этом давлении на стойке и будит давлением начала ликвидации проявления с этим давлением и ведется вымыв флюида из скважины с той же промывочной, жидкостью при которой и получили данное проявление. Теоритически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва флюида, но возможно, что циркуляцию необходимо продолжать в течении 2-х, 3-х циклов. Результатом успешно законченной 1-ой стадии является равенство избыточных давлений в бурильных трубах и в затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине . в процессе проведения 1-ой стадии готовятся более тяжелый раствор, необходимой для ликвидации проявления и в нужном объеме

2-ая стадия начинается с того, что насос продолжает работать в том же режиме, что и при выполнении 1-ой стадии, но закачивает более тяжелый раствор, способный ликвидировать поступление флюидов в скважину.

Плотность тяжелого раствора должна быть такой, какой можно было бы уравновесить давление из пласта, а в целях обеспечения превышения

Забойного давления над пластовым, согласно требованиям правил обеспечения, плотность раствора увеличивают назначения дельта P и тогда значение P -промывочной жидкости, который можно успешно ликвидировать проявления рассчитывают следующим образом:



Закачку тяжелого раствора, начинают с давления на стойке, которое было в конце1-ой стадии. По мере продвижения тяжелого раствора по бурильным трубам к долоту избыточное давление в трубах будет компенсировано тяжелым раствором. Поэтому, как только тяжелый раствор из под долота начинает выходить в затрубное пространство, давление на стойке надо поддерживать постоянным, пока проявление не будет полностью ликвидировано.

Так как в бурильные трубы закачивается раствор большей плотности, возрастают гидравлические сопротивления, а следовательно конечное давление ликвидации проявления, которое рассчитывается вот по этой формуле:

Падение в бурильных трубах от начала до конечного давления по мере продвижения тяжелого раствора к долоту можно регулировать двумя методами:

1-ый метод- Графоаналитический, то есть на основных расчетов определяют давления начала и конца задавки скважины, а за тем строят график изменения давления в трудном и затрубном пространствах.



Вот как выглядит график изменения давления в трубном и затрубном пространствах при реализации 2-х стадийного способа ликвидации проявления.

На оси ординат откладываем значение давлений в трубном и затрубном пространствах, которые были зафиксированы после герметизации устья скважины и величину допустимого давления.

На оси абсцисс откладываем объемы промывочной жидкости закачиваемые в скважину на 1-ой и 2-ой стадиях и время необходимое на прокачку объемов при выборной подачи насоса.

Теперь начинаем промывку с давлением начала задавки. Регулируя дросселем величину проходного канала затрубного пространства поддерживаем давление в трубах постоянным.

В затрубном же пространстве по мере того, как поступивший в скважину флюид пласта будет выноситься и поверхности скважины и особенно если это газ, давление будет возрастать до масимального. При закачки раствора в скважину в объеме равным объему затрубного пространства флюид из скважины вытесняется и давление в затрубном пространстве снизится до величины равной сумме давления избыточного в трубах и давления превышения забойного над пластовым, что мы видим на графике. На данном этапе первая стадия ликвидации проявления заканчивается. И если к этому времени у нас заготовлена промывочная жидкость нужной нам плотности и в достаточном объеме, то приступаем к ее закачки в скважину. По мере закачки утежеленной промывачной жидкости, давление в трубах будет снижаться, и снижаться оно будет до тех пор, пока не закачаем скважину жидкость в объеме равным объему трубного пространства. Контроль за процессом в это время ведется по монометру затрубного пространства, где давление в этот период поддерживаем постоянным и равным давлению, которое было в конце 1-й стадии.

Как только в скважину будет закачен объем жидкости равный объему пространства давление в трубах будет равно:

и с этим давлением продолжают промывку скважины утяжеленной жидкостью до тех пор пока не закачают весь объем трубного и затрубного пространства.

По 2-му методу--- методу бурильщика конечное давление в бурильных трубах не рассчитывается закачивают утяжеленный раствор в объеме бурильных труб при постоянной ранее установленной подаче поддерживая дросселем стабильное давление в затрубном пространстве.

Ликвидация открытых газонефтяных фонтанов

в практике строительства и эксплуатации газовых и нефтяных скважин случается множество всяких осложнений, но особую опасность представляют газнефтепроявления переходящие при определенных условиях в открытые газовые и нефтяные фонтаны. Опыт ликвидации открытых фонтанов показывает, что специалистам по предупреждению ГНВП приходится самостоятельно решать варианты решения проблем вызываемых практикой. В результате, в настоящее время наиболее эффективные методы и приемы ликвидации открытых фонтанов, совершенные технические средства являются элементами личного опыта специалистов по ликвидациям аварий

При ликвидации газонефтяных фонтанов снятие с устья и установка на нем запорного оборудования а также отвинчивание и навинчивание труб, производство спускоподъемных операций выполняются принудительно, с применением специальных оснасток, приспособлений, и устройств

В последнее время для этих операций все чаще используют гидравлические механизмы и устройства, которые облегчают процесс ликвидации аварии, и делают его более безопасным, так как управление исполнительными механизмами осуществляется дистанционно.

После растаскивания разрушенного оборудования, на устье фонтанирующей скважины остаются привентор, фонтанная арматура, или другое герметизирующее оборудование. Как правило в этот момент они в неработоспособном состоянии. Для наведения нового герметизирующего оборудования на устье скважины, необходимо снять неработающее. Сложность заключается в том, что все происходит при фонтанировании скважины. Для снятия неработающего устьевого оборудования используются специальные гидроприводные струбцины, они устанавливаются на месте четырех шпилек фланцевого соединения. После этого верхнюю часть снимаемого оборудования подвешивают на траверсу крана КП-25 и снимают остальные шпильки. При этом оборудование удерживается на устье четырьмя гидравлическими струбцинами. При подаче давления на гидроцилиндры струбцин они освобождаются от фланцевого соединения и оборудование убирается с устья скважины. В случаях, если устье скважины разрушено, необходимо подготовить конец обсадной колонны так, чтобы на него можно было установить разъемный фланец, так называемую базу для установки герметизирующего оборудования на скважину. Для чего с помощью гидравлической труборезки режут обсадную колонну, в месте установки разъемного фланца, подготовив таким образом устьевую часть скважины, и установив разъемный фланец на обсадную колонну, приступают к наведения запорной арматуры. Эту операцию можно осуществлять разными способами, и при помощи канатной оснастки при помощи гидравлического устройства. Последнее конечно предпочтительнее, так как работы с гидравлическим оборудованием ведутся дистанционно, более точно и безопасно, и на таких скважинах где канатную оснастку применить нет возможности. Взять к примеру скважину номер 37 в месторождении Тынгиз, где многотонная компоновка герметизирующего оборудования высокодебетной горящей скважины с помощью гидравлической установки за считанные секунды, ни одна канатная оснастка в таких условиях не сработала бы.



Принцип работы гидравлического устройства для наведения запорной арматуры. Оно состоит из рамы, гидроцилиндра, шарнира, верхней и нижней опор гидроцилиндра, маслопровода. Компоновку запорной арматуры предварительно подготавливают в безопасной зоне, и укладывают на ложе гидронаводителя. Шток гидроцилиндра соединяют с верхним фланцем запорной арматуры. Затем установку, вместе с запорной арматурой с помощью лебедки или трактора перемещают к устью скважины. Там установку соединяют с шарниром, установленном на фланец колонной головки, или же на разъемный фланец. Подключают масловпровод. Установка готова к наведению. С пульта управления гидравлической станции подается давление по маслопроводам к гидроцилиндру, установки. Начинается подъем компоновки запорного оборудования. Угол наведения возможно менять, что облегчает процесс наведения. Закрепляется шпильками фланцевое соединение, и дистанционно закрывается запорная арматура. Скважина теперь управляема, и можно приступить к ее глушению. Не всегда возможно глушение скважины непосредственно. Этому могут помешать высокие давления, возникающие на устье скважины, или же недостаточная прочность обсадных колонн. При таких обстоятельствах возникает необходимость спуска труб в скважину под давлением. Для этого используют специальную установку.

Гидравлическая установка для принудительного труб под давлением. Она состоит из двух опорных плит, двух гидроцилиндров, двух шлипсовых катушек, на верхней катушке устанавливается элеватор, герметизирующая головка, площадки для обслуживания. Установку монтируют на скважину, и заряжают первой трубой, на нижнем конце которой обязательно устанавливают обратный клапан. Потом с помощью тяговых гидроцилиндров , и верхней шлипсовой катушки труба заталкивается в скважину. Как только труба войдет в скважину до муфты, процесс вталкивания приостанавливают, и производят наращивание труб. После того как трубы будут спущены, можно приступать к задатке скважины без риска получения критических ситуаций. Кроме вышерассмотренных ситуаций в практике ликвидации открытых фонтанов возникают случаи, когда скважина фонтанирует по трубному пространству, а затрубное загерметизировано устьевым оборудованием. В этом случае возникает необходимость закрытия канала затрубного пространства. Если труба заканчивается муфтой, то приступают к наведению шарового крана. Для этого используют гидравлическую установку наведения шарового крана. Которая состоит из корпуса, гидравлического двигателя, установочного хомута, подъемного гидроцилиндра, маслопровода. На бурильную трубу монтируют установочный хомут, а затем к нему присоединяют корпус установки вместе с заряженным в ней шаровым краном. Подключают маслопроводы. Установка готова к наведению шарового крана. С пульта управления масло под давлением подается наподъемной гидроцилиндр установки, который поднимает корпус вместе с шаровым краном, и устанавливает вертикально над замком бурильной трубы. И в таком положении удерживает ее. Далее включают гидродвигатель механизма завинчивания шарового крана, и он прочно соединяется с муфтой бурильной трубы по ее резьбовой части. После чего шаровой кран закрывают, и тем самым перекрывается канал трубного пространства.



газонефтеводопроявление скважина вскрытие фонтан

Тампонирование канала трубного пространства. На фонтанирующую трубу устанавливают гидравлический пережиматель, состоящий из гидроцилиндра, упорной плашки, пережимающей плашки. Подготовленный к работе гидропережиматель включают. Под поршнем гидроцилиндра создается рабочее давление около 21 МПа. Поршень перемещается к оси трубы на которой установлен гидропережиматель, при этом он толкает пережимную плашку, тело трубы не выдерживает, и сминается. Теперь к месту смятия остается добавить тампонирующий материал, состоящий из алюминиевых шаров разного диаметра, и ветоши. Для этого в трубе, ниже места смятия, с помощью установки для сверления труб под давлением, сверлят отверстие. Установка для сверления может быть как с ручным, так и с гидравлическим приводом. В полученное отверстие закачивается тампонирующий материал, который попадает в место смятия, плотно закупоривает проходной канал трубного пространства, что дает возможность вывода ее в нормальный рабочий режим.

Размещено на Allbest.ru

...