ГНВП. Выброс.Открытый фонтан.
16. Поведение газа в скважине
· в растворенном состоянии;
· в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно). в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия);
· виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим);
· в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия);
· Размер пузырьков равен:
· dп =6q/ kg(r—rг)
· dп =6t0 / Кg(r—rг)
Причины возникновения ГНВП
18. Основные признаки газонефтеводопроявлений.
· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
19. Изменение давления в закрытой и открытой скважине при всплытии газовой пачки.
· Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта)
· Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие – фонтан. Если при тех условиях газ поднимает. в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увелич.Что приводит к уменьш.гидростатч. столба бурового раствора и, Соответственно,к снижению забойного давления..
· Изменение давления в закрытой скважине при всплытии газовой пачки
· Руст =rg (Н-hr) Pз =2rg (Н-hr)
· ТАКИМ ОБРАЗОМ. При закрытой скважине на некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану
20. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИКе БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС И ПРС.
· Сложные ремонтные работы (за исключением вырезки обсадных колонн) разрешается производить с мачт грузоподъемностью не менее 25 тс.
· Расстояние между ногами мачты должно быть не менее 4 м, а высота ее не менее 18м — при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 25 тс; мачта высотой 20 м применяется при использовании однотрубок и оборудования грузоподъемностью 50 тс; мачта высотой 22 м при использовании двух трубок (длиной не более 15 м) и оборудования грузоподъемностью 25 тс. На мачтах высотой 15. м, удовлетворяющих остальным требованиям данного пункта, разрешается использовать однотрубки длиной не более 8 м.
· Разрешается работать без оттяжного ролика, если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору. При этом следует:
а) подъемник оборудовать безопасной шпилевой катушкой;
б) оборудовать площадку для работы на катушке;
в) роторную цепь и звездочки на валу лебедки оградить съемными металлическими кожухами с подстилающим направлением, предотвращающим провисание цепи;
г) подъемник оборудовать искрогасителем.
3. Рабочая площадка у устья скважины, оборудованной вышкой, должна иметь размеры не менее 4 х 6 м; оборудованной мачтой — не менее 3 х 4, а при работе с применением передвижных агрегатов — 4 х 5 м.
Рабочая площадка должна сооружаться из бутобетона с деревянным настилом толщиной не менее 70 мм, иметь с трех сторон к устью уклон 0,03°, а со стороны мостков — 0,015°, чтобы обеспечить сток жидкости. Она может быть и передвижной, состоящей из металлических блоков. Высота рабочей площадки при работе с передвижных агрегатов должна быть 1—1,2 м.
4. Ширина мостков перед скважиной должна быть не менее 2 м и длиной не менее 14 м, а доски плотно пригнанными. При работе с мачты мостки должны быть длиной не менее 8 м.
Приемный мост должен быть горизонтальным или с уклоном не более 1 : 25. Уклон сходов должен быть не более 20°.
5. Фундамент под передвижной агрегат собирается из железобетонных плит размером 3000 х 1050 х 140. В некоторых нефтяных районах страны плиты укладывают на гравийную подушку слоем в 250 мм.
6. Перед передвижением агрегатов, тракторов-подъемников через замерзшие реки и другие водоемы необходимо проверить ледяной покров, определить допустимую на него нагрузку и уточнить трассу
7. Стеллажи должны обеспечивать укладку труб не более, чем в 4 ряда по вертикали при высоте штабеля до 1,25 м. Они должны иметь переходы, а также стойки, препятствующие раскатыванию труб.
8. Если в прогнозе погоды ожидается ветер силой более 6 баллов, ремонтные работы должны быть приведены в состояние, безопасное для их остановки, а рабочие с отдельных морских оснований должны быть сняты.
21. РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ. ОБСЛЕДОВАНИЕ ПЕЧАТЯМИ.
Перед началом капитального ремонта скважины по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выяснить техническое состояние эксплуатационной колонны.
Исследование и обследование состояния скважин проводят с помощью различных измерительных приборов, для спуска которых применяют различное оборудование и устройства.(рис. 9).
Обследование печатями
Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм; в центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину.
Диаметр печати на 10—20 мм меньше диаметра обследуемой колонны.
Кроме печатей со свинцовой оболочкой применяют и такие, в которых свинец заменен сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы.
Предварительное обследование колонны печатями до ремонтно-изоляционных работ и при возврате на нижележащие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне или фильтровой части до цементирования скважины могут привести к осложнениям.
Осмотр печати перед спуском и после ее подъема, посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования должны производиться под контролем бурового мастера. Не допускается посадка печати дважды, т.к. это неточный и неправильный отпечаток. Нельзя также после подъема из скважины ударять по оболочке печати металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать печать и т.д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ.
Отпечатки следует внимательно изучать и фиксировать в соответствующей документации, а при необходимости фотографировать.
22. Перекрытие дефектов в эксплуатационной колонне путем спуска дополнительной колонны
· К дефектам, которые можно устранить, относятся смятие и слом обсадной колонны. Величина смятия колонны может быть различной, и оценивается она по изменению внутреннего диаметра колонны.
· Если смятия по длине равны одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны и в результате внутренний диаметр сузился до 0,85 номинальной величины, то такие смятия считаются небольшими.
Смятия считаются значительными, если они по длине равны трем — двадцати диаметрам обсадных труб и вызывают сужение их внутреннего диаметра до 0,8 его номинальной величины. В зависимости от величины смятия применяют тот или иной вид инструментов.
Перед началом работ по исправлению дефекта колонны необходимо установить причины смятия и в дальнейшем
предусмотреть проведение мероприятий, устраняющих их (укрепление стенок скважины с помощью спуска дополнительной колонны или спуска колонны «летучки»).Смятия в обсадных колоннах после обследования и установления места и степени дефекта исправляются с таким расчетом, чтобы спускаемые впоследствии в скважину инструменты проходили свободно. Исправление места смятия в колонне производят справочными долотами, грушевидными и колонными конусными фрезерами. Исправление начинают инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального диаметра проходной части в смятой части колонны.
После спуска инструмента до необходимой глубины начинают вращать его ротором, одновременно при этом скважину промывают. Частота вращения ротора изменяется от 40 до 80 об/мин. Проработав первым справочным долотом смятый участок обсадной колонны, инструмент поднимают и заменяют справочное долото на другое, имеющее диаметр на 5 мм больше, чем предыдущее. (По мере расширения места смятия, используют одно за другим справочные долота с увеличением диаметра на 5 мм.)
23. РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ ПРИ КРС.
Работы по ремонту крепи включают исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за колонной, устранение негерметичности колонны и изоляцию подошвенных, контурных и нагнетаемых вод. План ремонта скважины должен включать геолого-технические данные, причины и цель ремонта, состояние ствола к моменту ремонта, перечень намеченных мероприятий, описание технологического цикла ремонтных работ с указанием количественных характеристик параметров операций, а также ответственных исполнителей по каждой технологической операции
Одним направлением капитального ремонта скважин являются ремонтно-изоляционные работы, связанные с прекращением или снижением поступления воды в скважину. Источниками воды являются:
1. Система ППД, когда вода закачивается в нефтенасыщенный пласт.
2. Вышележащие или нижележащие неперфорированные водоносные горизонты при недостаточной толщине непроницаемых (глинистых) разделов между нефтенасыщенными и водонасыщенными горизонтами и их нарушении при реализуемых депрессиях в процессе эксплуатации скважины. Если непроницаемые разделы имеют большую толщину и не нарушаются в процессе эксплуатации скважины, вода может поступать через нарушенный цементный стакан (заколонные перетоки).
3. Обводненные пропластки перфорированного слоистого пласта.
4. Обводненные неперфорированные пропластки слоистого пласта непроницаемыми разделами небольшой мощности, и их нарушения в процессе эксплуатации скважины.
5. Водяные конусы подошвенной воды.
Изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. По отношению к нефтяным горизонтам коды подразделяют на: верхние, нижние, контурные, подошвенные, промежуточные, тектонические и смешанные.
· Для разработки рациональных мероприятий по изоляции посторонних вод и получения эффективных результатов необходимо знать: причины поступления посторонних вод в скважины; горизонт (объект, к которому принадлежит вода); пути движения вод; глубину залегания водоносного горизонта (пласта, объекта).
· Изоляция от проникновения верхних вод
· После выявления места притока работы по изоляции от проникновения верхней воды, поступающей через дефект в эксплуатационной колонне, производят следующими способами:
· а) заливкой цементным раствором на водной основе через дефект колонны под давлением с последующим разбуриванием цементного стакана;
· б) заливкой нефтецементным раствором с последующим вымывом излишка раствора;
· в) спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим ее цементированием;
· г) спуском специальных пакеров.
· Изоляцию от верхней воды, поступающей по затрубному пространству через отверстия фильтра, проводят:
· а) заливкой цементным раствором через отверстия фильтра с последующим разбуриванием цементного стакана или с промывкой излишка цементного раствора;
· б) заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымывом излишка раствора.
Дата добавления: 2018-05-09 ; просмотров: 4437 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Газонефтеводопроявление (ГНВП)
К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.
Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.
Основные понятия о ГНВП и фонтанах
Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:
n потеря бурового и другого оборудования
n непроизводственные материалы и трудовые затраты;
n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;
n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
n случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНБП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:
Рекомендуемые файлы
· Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.
Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.
 |
В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.
Избыточное давление, Pиз— кгс/см. 2 .Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr.c.
Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
 P заб»> |
Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).
ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :
для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:
 |
Определение забойных давлений ( Рзаб )
· Забойное давление при механическом бурении и промывке
 |
Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :
 |
При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.
2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому
 |
 |
Основные принципы анализа давлений
Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:
Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr.c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.
Тема 2. Поведение газа в скважине.
Как известно, газ может находиться в скважине:
n в растворенном состоянии;
n в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен :
— для жидкости, находящейся в покое ;
— для движущейся жидкости.
n виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);
n в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;
n кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.
Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.
Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа ( например при подъеме инструмента ), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта
 |
 |
На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану ( рис.2 )
 |
Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.
Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.
Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле
 |
Тема 3.Причины возникновения ГНВП
. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:
· Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
· Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
· Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
· Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
· Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
· Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
· Длительные простои скважины без промывки.
Бесплатная лекция: «Часть 52» также доступна.
· Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
· Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
· Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
· Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.