Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин
 Скачать 1.7 Mb.
|
|
Вопрос №3 Причины поступления газо-жидкостной смеси в ствол скважины. Инверсия давления при газопроявлениях. Очистка бурового раствора от газа. Устройство и принцип работы сепаратора. Поступление пластовых флюидов в ствол скважины, обусловленное превышением пластового давления над забойным, происходит в результате: ошибок в определении значений пластового давления при проектировании скважин и недостаточного контроля за текущими значениями пластового давления в процессе разработки месторождения; снижения гидростатического давления за счет: – использования бурового раствора меньшей плотности, чем предусмотрено в проекте; – уменьшения высоты столба бурового раствора в результате поглощений, недолива скважины при подъеме труб, перетоков, обусловленных разностью значений плотности и высоты столбов жидкостей в трубном и затрубном пространствах и перепадом давления между двумя или несколькими вскрытыми пластами; – установки различного вида жидкостных ванн с плотностью меньшей, чем плотность бурового раствора; явлений фильтрации, контракции, седиментации и температурных изменений в буровых растворах, характеризующихся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами; изменения значений гидродинамического давления в процессе бурения, промывки, спуско-подьёмных операций и т.п.; пластовый флюид поступает в ствол скважины с выбуренной породой и глинистой коркой, содержащими флюид, а также вследствие диффузии из вскрытых пластов, капиллярного перемещения, осмотического давления, контракционного эффекта и гравитационного замещения. По этим причинам флюид может поступать в скважину при превышении забойного давления над пластовым. Диффузия – это молекулярное проникновение одного вещества в другое при непосредственном их контакте. Движение газа, обусловленное диффузией, возможно в двух направлениях: газ, содержащийся в пластах, пройденных скважиной, проникает через фильтрационную корку в буровой раствор, в то же время газ, содержащийся в буровом растворе, диффундирует в другие пласты. Диффузия газа в буровой раствор становится более значительной при отсутствии движения промывочной жидкости. Однако количество газа, поступившего таким путем в скважину, невелико. Капиллярный переток обусловлен давлением, создающимся искривленностью границ жидкости в канале небольшого размера – менисков. Величина этого давления зависит от размера (диаметра) канала. В каналах диаметром менее 1 мкм величина капиллярного давления может достигать 0,1-0,2 мПа. В более крупных каналах (диаметром 10-12 мкм) давление не будет превышать 0,01-0,02 мПа. Капиллярное давление способно вытеснить нефть или воду из пласта в скважину. В каналах большого диаметра капиллярные силы слишком малы, и пластовые флюиды оттесняются по ним фильтратом вглубь пласта. Эффектом контракции обосновывался ряд проявлений и неуправляемого поступления газа после проведения цементирования обсадных колонн. Контракция – это уменьшение суммарного объема системы твердое вещество – жидкость (гетерогенная система) при смешении входящих в нее веществ. Явление контракции в водной среде отмечается у многих тел, в том числе у глин, барита и цемента. При взаимодействии глины и воды происходит набухание глины, причем если объём глины увеличивается, то это приращение меньше, чем объём всасываемой воды. Вода из свободного состояния переходит в связанное, при этом увеличивается её плотность (до 1300-2400 кг/м3) и, следовательно, уменьшается её объём и общий объём смеси. Явление осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном случае это фильтрационная глинистая корка) не происходит большого поступления флюида в ствол скважины, которое могло бы быть замеченным на поверхности. Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбуренной породы, выносимые раствором на поверхность, содержат пластовые флюиды. Количество газа (м3), поступающего в скважину в течение 1 ч работы долота,  где b – пористость породы; α – коэффициент растворимости газа в растворе; Pпл – пластовое давление. В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено. Инверсия давления при газопроявлениях При газопроявлениях на устье герметизированной и непромываемой скважины с течением времени наблюдается нарастание давления, обусловленное протеканием эффекта, который называется инверсией давления. Механизм явления инверсии заключается в следующем. Если в момент закрытия скважина частично или полностью заполнена жидкостью и в ней имеется газ, то газовые включения под влиянием архимедовой силы продолжают всплывать к устью. Но, не имея возможности расширяться по мере подъёма в жестко фиксированном объёме, каждый пузырек или газовая пробка в соответствии с законом Бойля – Мариотта будет сохранять объём и давление, имевшие место в момент герметизации. Газ, находящийся вначале под действием избыточного гидростатического давления столба жидкости, сохраняет его и в процессе всплытия до устья скважины (рис. 6). Если скважина закрыта в начале проявления, когда газовая пачка еще находится на забое, Pпл = ρgH + Py, то после её окончательного всплытия устьевое давление станет равным пластовому. Py = Pпл, где Ру – устьевое давление; Pпл – пластовое давление. Давление на забое скважины при этом удвоится: Рзаб = 2Р0. В любой точке ствола скважины давление в это же время будет равно сумме устьевого и гидростатического давления на этой глубине.  Нужно учитывать зависимость прироста давления в скважине от объёма всплывающего пузыря газа и при этом нельзя пренебрегать сжимаемостью жидкости. Если объем газа Vг сопоставим с изменением объема жидкости ΔVж за счет роста давления, то изменение объёма газа существенно и его следует учитывать. Если же объем газа Vг значительно превышает объем жидкости ΔVж, то это уменьшение можно не учитывать. Расчет показывает, что газа должно быть не менее 10-15 % от объёма скважины, чтобы можно было ожидать удвоение забойного давления. В реальных условиях изменение давления на устье скважины протекает значительно сложнее. При этом оказывает свое влияние негерметичность ствола скважины в его открытой части и всплывание газа не в виде одной порции, а распределение его на значительном интервале.Инверсия давления создает в скважине опасность возникновения затрубных проявлений, межпластовых перетоков, нарушения целостности обсадных колонн или кондукторов. Высокое давление в скважине является причиной нарушения герметичности обсадных колонн и гидравлического разрыва пластов. Если в скважине ожидается гидравлический разрыв пласта, то рост давления будет наблюдаться до образования трещины. В результате гидроразрыва произойдет поглощение раствора, и давление на устье уже не поднимется до максимально возможной величины. Во всех случаях ясно, что допускать скопление газа на устье скважины (даже в случае установки превенторов высокого давления) не следует. Для предотвращения отрицательных последствий инверсии давлением при газообразовании необходимо управлять. Очистка бурового раствора от газа Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличиваются в объёме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора. Пузырьки газа, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор и для их удаления требуется дополнительная энергия. Полнота дегазации бурового раствора зависит от его плотности, количества твердой фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения. Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной линии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосферу окончательно на виброситах или в ёмкости для сбора очищенного от шлама раствора. Жидкие и растворимые газы удалить из раствора трудно, так как газ входит в межмолекулярную структуру нефтяной фазы бурового раствора. Легкие углеводороды (C1-С5) можно извлечь с помощью вакуумного дегазатора, а тяжелые почти невозможно. Выходя из раствора в виде пара, эти газы причиняют много неприятностей.  Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) показана на рис. 7. Газожидкостный поток из скважины 2, дойдя до вращающегося превентора 3, через регулируемый штуцер 4 и герметичные манифольды поступают в газовый сепаратор 5, где из раствора выделяется основной объём газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито 6 и собирается в первой ёмкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора 7. Окончательная дегазация происходит в промежуточных ёмкостях 1 циркуляционной системы с помощью механических перемешивателей. Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама. В качестве второй, а иногда и единственной ступени очистки раствора от газа обычно применяют дегазаторы, которые условно классифицируют на следующие типы: по значению давления в камере – на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру – на гравитационные, эжекционные и центробежные. При центробежной подаче бурового раствора используют, как правило, самопродувающиеся центробежные насосы. В вакумных дегазаторах иногда применяют самозаполняющиеся центробежные насосы. Наибольшее распространение в отечественной и зарубежной практике получили вакуумные дегазаторы с эжекционной и центробежной подачей газированного бурового раствора. Разрежение в полости таких дегазаторов создается вакуумным насосом и эжектором. Газированный раствор подается в камеру дегазаторов обычно за счет разности давлений между атмосферой и вакуумированной камерой. Это не самый эффективный, но очень надежный способ подачи бурового раствора в дегазатор. Обычно центробежные насосы для этой цели непригодны вследствие способности «запираться» газовыми пробками. Степень вакуума в камере дегазаторов – наиболее важный технологический фактор дегазации и определяется не только разрежением в камере эжектора и техническими возможностями вакуум-насосов, но и, прежде всего, высотой всасывающей линии. Она должна быть такой, чтобы в камере дегазатора обеспечивался вакуум 0,03 МПа. Другим важным фактором, влияющим на глубину дегазации бурового раствора в дегазаторе, является длительность нахождения раствора в камере. Чем выше скорость циркуляции раствора в камере дегазатора, тем меньше времени раствор находится в ней и, следовательно, хуже дегазируется. Для улучшения дегазации необходимо уменьшать скорость циркуляции бурового раствора. Так, при циркуляции 24 л/с дегазация каждой порции раствора в аппарате вакуумного типа будет длиться 25 с, а при 48 л/с – около 12 с. Практически полная дегазация бурового раствора в аппаратах вакуумного типа происходит за 10-20 с. С помощью газового сепаратора удается выделять из бурового раствора десятки кубических метров газа в минуту. В результате на вторую ступень дегазации – в дегазатор – поступает буровой раствор с содержанием газа не более 20 %. Некоторые типы вакуумных дегазаторов обеспечивают скорость извлечения газа 0,1-0,25 м3/мин, пропуская буровой раствор объёмом 1-3 м3/мин. В худшем случае остаточное содержание газа в буровом растворе после обработки в дегазаторе не превышает 2 %. Устройство и принцип работы сепаратора Газовый сепаратор, используемый в качестве первой ступени очистки бурового раствора от газа (рис. 8), представляет собой герметичный сосуд сравнительно большого объёма, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов. Буровой раствор из скважины через вращающийся превентор и регулируемый штуцер по закрытому манифольду поступает по тангенциальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где скорость потока резко снижается. В результате действия инерционного и гравитационного полей происходит интенсивное выделение из бурового раствора газа, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел. Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама на вибросито.  Современные газовые сепараторы, имеющие вместимость 1-4 м3, рассчитаны на давление до 1,6 МПа и устанавливаются непосредственно над первой ёмкостью циркуляционной системы. Они оборудуются предохранительным клапаном 6, регулятором уровня бурового раствора поплавкового типа 3 и эжекторным устройством 11 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама. Эжекторное устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар пропускают через штуцер эжектора 11, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разрежение. При открытой сбросовой задвижке 10 скопившийся на дне газового сепаратора шлам 9 вместе с частью бурового раствора устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 10 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 4. В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными. Регулятор уровня раствора 3 в полости сепаратора предназначен для того, чтобы исключить попадание газа в сливной патрубок очищенного раствора, так как создаются условия для его постоянного затопленного состояния с помощью поплавка 8. Очищенный от свободного газа буровой раствор обычно поступает на вибросито. Однако при наличии в растворе токсичного газа, например сероводорода, поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. В этом случае только после окончательной дегазации раствор очищают от шлама. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Задача № 1 Исходные данные: Pпл = 16 МПа – пластовое давление; H = 1800 м – глубина скважины. Определить: 1) Относительное давление в скважине; 2) Пояснить смысл относительного давления Решение: Под относительным давлением Pо (коэффициентом аномальности) понимается отношение давления в пласте Pпл к гидростатическому давлению столба пресной воды в скважине:  где Pст = ρв · H · g тогда: Pст = 1000 · 1800 · 9,8 = 17640000 Па = 17,64 МПа  Если в системе скважина-пласт плотность бурового раствора превышает относительное давление, т.е. ρбр > Pо, то может произойти поглощение бурового раствора в пласт, а при значительном превышении ρбр над Pо – полная потеря циркуляции. При условии ρбр < Pо может происходить перелив флюида, а при значительном превышении Pо, над ρбр – газовые, нефтяные, водяные выбросы и фонтаны. Если существует равенство ρбр = Pо, то условия бурения скважины в большинстве случаев нормальные. |