учебное. Учебное пособие. Контроле над процессами в скважине
 Скачать 6.19 Mb.
|
|
Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I I I I I БАРЬЕРЫ, ПРИЗНАКИ И ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ 3.1 Барьеры В практике контроля процессов происходящих в скважине и в частности контроля за газонефтеводопроявлениями выделяют первичные, вторичные и последующий барьеры, наличие которых гарантирует безопасность проводимых работ. 3.1.1 Первичный барьер Первичным барьером принято считать давление столба промывочной (или любой другой технологической) жидкости, обеспечивающей контроль над давлением во вскрываемых, а так же вскрытых напорных коллекторах и 19 препятствующей возникновению сил, способствующих проникновению пластового флюида в скважину. 3.1.2 Вторичный барьер При потере первичного барьера применяется наземное противовыбросовое оборудование позволяющее, совместно с бурильным инструментом восстановить первичный барьер. Вторичный барьер должен быть способен герметизировать скважину и обезопасить оборудование и персонал при любых обстоятельствах. Дополнительно вторичный барьер должен обеспечивать возможность замещения раствора исходной плотности раствором необходимой плотности с вытеснением из скважины поступившего в нее флюида. Таким образом, к вторичному барьеру относят: кольцевые и плашечные превенторы, превенторы с глухими/срезающими плашками, вращающиеся превенторы и стрипперы, шаровые краны, вставные и сбрасываемые превенторы, а так же обратные клапаны. 3.1.3 Последующие барьеры Последующими называют все возможные действия, направленные на возобновление контроля над скважиной при потере первого и второго барьеров а так же в случае возникновения каких-либо осложнений препятствующих восстановлению первичного барьера классическим способом. В данную категорию можно отнести случаи: открытых фонтанов, невозможность начала или возобновления циркуляции через трубы, отсутствие труб в скважине или открытом стволе, потере циркуляции, чрезмерном давлении в обсадной колонне и другие условия требующие проведения специальных операций для возобновления контроля над скважиной. 20 3.2 Признаки газонефтеводопроявлений Все признаки начавшегося газонефтеводопроявления можно разделить на две группы – прямые (явные) и косвенные. Прямые (явные) признаки прямо указывают на то, что ГНВП либо началось, либо перешло в явную фазу, когда факт проявления можно определить визуально без каких-либо приборов (например, перелив через устье при отсутствии циркуляции). Косвенные признаки, так или иначе, указывают на возможность начала ГНВП или его скрытую фазу, часто не выделяющуюся на фоне других процессов (например, резкий провал инструмента при вскрытии кровли продуктивного пласта свидельствует о входе в зону с аномальным пластовым давлением). К прямым (явным) признакам ГНВП относят: - перелив технологической жидкости через устье скважины при отсутствии циркуляции, как правило, фиксируется визуально или с помощью датчика объемной скорости жидкости (расходомера) на выходе из скважины (желобе) и указывает на интенсивное увеличение объема поступившего флюида, и связанное с этим уменьшение давления на проявляющий пласт; - увеличение объема выходящей из скважины технологической жидкости при неизменной подаче насоса фиксируется с помощью датчика объемной скорости жидкости (расходомера) на выходе из скважины (желобе), и указывает, на поступление и движение поступившего флюида с потоком технологической жидкости; - увеличение объема технологической жидкости в приемной или активной емкости фиксируется с помощью датчика уровня жидкости в приемной или активной емкости и указывает на поступление флюида в скважину, однако прямо не указывает на его движение; - увеличение/уменьшение объема технологической жидкости вытесняемой/доливаемой в скважину против расчетного при спуске/подъеме 21 инструмента фиксируется с помощью датчика уровня жидкости в приемной или доливной емкости и указывает на поступление флюида в скважину, однако прямо не указывает на его движение. Наличие любого прямого признака ГНВП требует обязательной и безотлагательной герметизации устья скважины. К косвенным признакам ГНВП относят: - увеличение механической скорости бурения (ROP) при неизменном режиме бурения - появление серповидного (игольчатого) шлама на виброситах - уменьшение давления на выкиде из бурового насоса - увеличение крутящего момента на роторе (TOP Drive) - увеличение веса на крюке буровой установки - увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора - наличие газа в технологической жидкости Наличие любого косвенного признака ГНВП требует проверки на наличие прямого признака. В случае обнаружения косвенного признака при спускоподъемных операциях и отсутствии прямого признака, рекомендуется спустить трубы на забой и промыть скважину в объеме не менее объема затрубного пространства. 3.3 Причины газонефтеводопроявлений Причины вызывающие ГНВП можно разделить на следующие группы: - увеличение порового давления в насыщенных коллекторах; - уменьшение давления бурового раствора (технологической жидкости) в скважине; - эффект свабирования (поршневания). Увеличение порового давления в насыщенных флюидом коллекторах происходит по ряду причин и, в общем, описано нами в пункте 1.5. 22 Уменьшение давления бурового раствора возможно за счет уменьшения плотности бурового раствора по причине его газирования, нагнетания в скважину технологической жидкости меньшей плотности, изменения плотности бурового раствора вследствие повышения температуры, изменения плотности бурового раствора вследствие его седиментационной неустойчивости. Особо необходимо отметить снижение давления в процессе твердения цементного раствора до гидростатики поровой жидкости. Кроме того, уменьшение давления бурового раствора возможно по причине недолива скважины в процессе спускоподъемных операций, при поглощении бурового раствора, при прекращении циркуляции в отсутствии гидродинамических потерь, а так же в случае разрушения обратного клапана. Эффект свабирования (поршневания) происходит при спускоподъемных операциях по причине высоких реологических характеристик бурового раствора, превышении скорости спускоподъемных операций и при подъеме инструмента с сальником. В любом случае, причиной ГНВП является наличие движущей силы, обусловленной разницей давлений (гидростатического, гидродинамического, осмотического, капиллярного и т.д.) между насыщенным коллектором и скважиной. Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I V V УСТЬЕВОЕ И ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССАМИ В СКВАЖИНАХ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Как отмечалось ранее, в теории барьеров, потеря контроля за скважиной начинается с потери первичного барьера сохраняющего положительный баланс между гидростатикой бурового раствора (технологической жидкостью) и давлением из насыщенных коллекторов. По сути устьевое и 23 противовыбросовое, а так же вспомогательное оборудование позволяющее восстановить первичный барьер является вторичным барьером, к которому можно отнести: - обсадные колонны и связывающие их на устье колонные головки и колонные подвески; - крестовину с обратными клапанами и гидравлически управляемыми задвижками на линиях глушения и дросселирования; - противовыбросовые превенторы различных конструкций (в том числе диверторные установки); - линии к блоку дросселирования с ручными и управляемыми дросселями (штуцерами), а так же линии от блока дросселирования; - вставные противовыбросовые устройства (шаровые краны, обратные клапаны и т.д.); - оборудование для управления превенторной установкой и дросселями; - вспомогательное оборудование для испытания устьевого оборудования и дегазации и очистки бурового раствора (технологической жидкости). Однако необходимо отметить, что большинство из перечисленного выше оборудования соединяется между собой по средствам фланцевых соединений. Выполняя функцию соединительных узлов, фланцевые соединения определенным образом классифицируются, и к их сборке предъявляется ряд требований. 4.1 Фланцевые и хомутовые соединения В классификации API (Американского нефтяного института) фланцы (рисунок 8) различаются по внутреннему диаметру и рабочему давлению. Существует два класса фланцев, это класс 6В и класс 6ВХ. Эти два типа фланцев различаются, в основном, системой герметизации металл-металл, в 24 которой используется стальное тороидальное уплотнение, зажимаемое между двумя фланцами. Фланцы 6В (рисунок 9) используются в соединениях для рабочих давлений 14, 20 и 35 МПа (2000, 3000 и 5000 psi) до размера 11 дюймов включительно. Рисунок 8 – Внешний вид фланца В соединениях фланцев 6В используются тороидальные уплотнения (кольца) типа R или RX. Уплотнение R имеет овальное или восьмиугольное сечение, а уплотнение RX имеет восьмиугольное асимметричное сечение. Рисунок 9 – Фланец типа 6В При соединении фланцев 6В не происходит контакта двух торцевых поверхностей фланцев, соединение опирается на шпильки и зажатое в канавках фланцев уплотнительное кольцо, при этом между торцами фланцев образуется зазор s , называемый натягом, определенная величина которого и 25 постоянство по периметру обеспечивают герметичность данного соединения (рисунок 10). Рисунок 10 - Тороидальные уплотнения API типа R и RX Фланцы 6ВХ (рисунок 11) используются в соединениях для рабочих давлений 35МПа (5000 psi), начиная с размера 13-5/8 дюйма, на 70, 105 и 140 МПа (10000, 15000 и 20000 psi), а также на рабочее давление 14 и 20 МПа (2000 и 3000 psi) при номинальном диаметре 26-3/4 дюйма. Рисунок 10 – Фланец типа 6ВХ 26 В соединениях фланцев 6ВХ используются только уплотнения типа ВХ (рисунок 12) восьмиугольного сечения с отверстиями для выравнивания давления в обоих основаниях канавок (такие отверстия имеются и на некоторых кольцах RX). Эти компенсационные отверстия обеспечивают сообщение с одной из внутренних сторон соединения без нарушения соединения и, следовательно, без утечек наружу, создавая при этом радиальное давление, прижимающее уплотнение к внешней стороне и тем самым обеспечивающее контакт на внешних краях канавок. При соединении фланцев 6ВХ не образуется зазора по периметру и для герметичности соединения необходимо обеспечить определенный момент свинчивания гаек. Рисунок 12 - Тороидальные уплотнения API типа BX Отклонения в размерах уплотнений не должны превышать следующих значений: F – 0,2 мм; W – 0,2 мм; H1, H2 – 0,5 мм; ØD – 0,18 мм. При сборке фланцевых соединений канавки и уплотнения должны проверяться, очищаться и собираться в сухом виде или, при необходимости, с небольшим количеством смазки до установки уплотнения на место во 27 внутреннюю канавку. Установка верхнего элемента должна осуществляться без повреждения уплотнения и сторон канавки. Затяжка гаек должна осуществляться крестообразно. При этом необходимо: - контролировать зазор S по периметру при использовании уплотнений R или RX; - контролировать момент затяжки для фланцев 6ВХ также следует проверить с помощью щупа отсутствие зазора между фланцами; - использовать тороидальные уплотнения однократно. Принцип сборки хомутовых соединений идентичен сборке фланцев на шпильках, меняется только способ затяжки, который осуществляется двумя полукольцами (хомутами), обжимающими фланцы, причем внешняя поверхность их имеет коническую форму. Принцип конус/клин преобразует радиальное усилие хомутов и тем самым обеспечивает герметичность за счет стального тороидального уплотнения. Хомутовые фланцы API существуют в виде серии 35 МПа и 70 МПа (5000 и 10000 psi) и используют только тороидальные уплотнения типа RX, тогда как хомутовые фланцы Cameron существуют в виде серии от 14 до 140 МПа (от 2000 до 20000 psi) и используют уплотнения RХ или BX. Уплотнения ВХ обязательны в случае сборок большой высоты, как, например, для подводной превенторной сборки. Опрокидывающие усилия не передаются непосредственно на тороидальное уплотнение, как в случае уплотнений RX, и действуют на плоскости хомутовых фланцев. 4.2 Колонные головки, колонные подвески и циркуляционные крестовины Корпус колонной головки является первым элементом, устанавливаемым на кондукторе с помощью резьбового (наружного или внутреннего) или сварного соединения. 28 Резьбовое соединение более надежное, однако оно требует точной установки резьбы обсадной колонны, для обеспечения монтажа подвесок и сборки превенторов. В случае прихвата обсадной колонны в процессе ее спуска монтаж колонной головки может осуществляться только после отрезания обсадной трубы и сварки резьбовой части или специально отведенного “под сварку” корпуса колонной головки. При этом соединение должно быть надежным с соблюдением горизонтальности верхнего фланца. Место посадки подвески (в верхней части) может быть цилиндрическим или коническим (в зависимости от марки и модели колонной головки) для установки клиньев подвески и уплотнения следующей обсадной колонны. Два боковых отвода обеспечивают контроль за состоянем затрубного пространства. Таким образом, именно кондуктор и колонная головка выполняют роль «фундамента» и несут вес всех обсадных колонн и сборок превенторов, предусмотренных конструкцией скважины. Фланцевое соединение колонной головки Отверстие под боковой отвод Резьба под соединение с обсадной колонной Рисунок 13 – Основные элементы колонной головки 29 Для подвешивания и закрепления обсадных колонн в колонных головках используются колонные подвески. Колонные подвески представляют собой набор клиньев с уплотнительными элементами, зажимающих обсадную трубу в конической части головки. Следует отметить, что каждый определенный тип обсадных труб может сочетаться с единственным типом клиньев. Колонные головки и клинья разработаны на разную грузоподъемность и выбираются в зависимости от веса колонны, который они должны выдерживать. Рисунок 14 – Колонные подвески различных конструкций Циркуляционная крестовина представляет собой элемент, из двух фланцев одной серии и одного номинального размера (в случае фланцев разного размера необходимо согласование), цилиндрической расточки и двух боковых фланцевых отводов. Один из боковых отводов (обычно меньшего диаметра) связан с системой нагнетания высокого давления - линией глушения. В эту систему может быть включен обратный клапан. Второй отвод связан с дроссельным манифольдом через линию дросселирования. Каждая линия контролируется двумя задвижками, одна из которых, по крайней мере, на линии дросселирования имеет дистанционное управление. 30 Роль циркуляционной крестовины заключается в осуществлении циркуляции по бурильным трубам, при закрытом превенторе с возвратом технологической жидкости через дроссельный манифольд, нагнетании через линию глушения технологической жидкости и обеспечении обратной циркуляции. Фланцевое соединение циркуляционной крестовины Отверстие под боковой отвод Исполнение с отверстием под манометр Рисунок 15 – Циркуляционная крестовина Все чаще для соединения линии глушения и линии дросселирования используются боковые отводы превенторов, что позволяет избежать применения циркуляционной крестовины и уменьшает число соединений при монтаже устьевого противовыбросового оборудования. 31 Однако многие операторы предпочитают использовать циркуляционную крестовину, устанавливаемую ниже, по крайней мере, одного превентора способного герметизировать устье на бурильных трубах. Это связано с тем, что при длительных операциях (например, стриппинг) основное эрозионное воздействие будет локализовано в пределах менее дорогой циркуляционной крестовины. К циркуляционным крестовинам в соответствии со стандартами API предъявляются следующие требования: - крестовины на давление 2000, 3000 и 5000 psi должны иметь боковые отводы диаметром не менее 2 дюймов; - крестовины на давление 10000 и 20000 psi должны иметь минимум два боковых отвода диаметром не менее 3 дюймов и один отвод диаметром 2 дюйма; - должна иметь внутреннее отверстие не менее отверстия самой верхней колонной головки; - иметь рабочее давление не менее, рабочего давления присоединяемой сборки ПВО. 4.3 Противовыбросовые превенторы Противовыбросовые превенторы являются основным средством герметизации устья скважины в случае возникновения ГНВП. Как правило, на устье скважины монтируется сборка противовыбросовых превенторов различных конструкций, однако конструктивные отличия и технические особенности того или иного превентора регламентированы стандартами (например, градация рабочего давления на которое рассчитан тот или иной превентор). Вся сборка противовыбросовых превенторов рассчитана на определенное рабочее давление от 2000 psi до 20000 psi. 32 Кроме того, сборка противовыбросового оборудования кодируется определенными буквами, указывающими на последовательность установки и тип того или иного противовыбросового превентора или оборудования. В таблице 1 приведем основные градации давлений и кодировки противовыбросового оборудования по стандарту API. Таблица 1 - Основные градации давлений и кодировки противовыбросового оборудования по стандарту API Рабочее давление, psi/МПа Шифр противовыбросового оборудования Тип противовыбросового оборудования 2000/13,8 3000/20,7 5000/34,5 10000/69,0 15000/103,5 20000/138,0 G (rotating head) Вращающийся превентор A (Annular) Кольцевой превентор R (Single ram) Плашечный превентор с одной парой плашек R D (Double ram) Сдвоенный плашечный превентор R T (Triple ram) Строенный плашечный превентор S (Drilling spool) Циркуляционная крестовина C (Hydraulic well head connector) Гидроуправляемый коннектор колонной головки K (1000 psi rated working pressure) Тысяча psi рабочего давления Пример обозначения сборки противовыбросового оборудования: |