гнвп. Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении
 Скачать 394.56 Kb.
|
|
Основные определения ГНВП. ГНВП - это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте. Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа. Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования. Грифон - канал, связывающий ствол скважины с атмосферой, по которому происходит ГНВП. Последствия открытых фонтанов. Открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как: потеря оборудования; потеря скважены; непроизводственные материальные и трудовые затраты; загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др.); перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов; 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, без которого невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. 2. Причины возникновения ГНВП и его переход в открытый фонтан. Различают два вида причин возникновения газонефтиводпроявлений с возможным, последующим переходом его в фонтан. Технологические причины, зависящие от исполнителей работ: Снижение забойного давления ниже пластового при работах с промывкой: - Снижение плотности промывочной жидкости; - Гидроразрыва пласта и снижения уровня за счёт роста гидравлических сопротивлений в скважине. При подъёме труб: - За счёт несвоевременного долива скважены; - За счёт повышенного поршневания при высокой вязкости или завышенной скорости подъёма, или подъёма с сифоном, или затяжками; - За счёт сидиментации при заниженной вязкости. При спуске труб: - При гидроразрыве пласта и падении уровня в скважине; - При скорости спуска свыше 1м/с и резком торможении; - При спуске труб без заполнения их промывочной жидкостью. При остановках без промывки: - Сидиментации, фильтрации и контракции; - При установке жидкостных ванн. Не зависящие от исполнителей работ: - Неправильное определение плотности промывочной жидкости из-за ошибок в определении пластового давления горизонта или глубины его залегания. (т.е. давление пластовое выше проэктного, а глубина залегания горизонта выше проэктной); а) Недостоверная стратиграфия; б) Неверное определение давления продуктивного пласта или глубины его залегания; в) Не выполнены требования «Правил безопасности» при определении превышения давления гидростатического над давлением пластовым; - Увеличения пластового давления за счёт заводнения; - Наличие в открытом стволе зон несовместимости. - Контракция в цементном растворе закаченным в скважину. ГНВП при забойном давлении. превышающим пластовое. Поступление флюида в ствол скважины при Рзаб > Рпл происходит за счёт: 1. Действия капиллярных сил, диффузии (выравнивание концентрации газа в газовой или жидкостной среде) и осмоса (односторонне диффузия через полупроницаемую перегородку). 2. Выхода газа из выбуренной породы газового горизонта, поднимающейся по стволу скважины. Причины открытых фонтанов. • Недостаточная обученность персонала бригад бурения, освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений. • Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности". • Некачественное цементирование обсадных колонн. • Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины. • Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования. • Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются: • Недостаточная плотность раствора «следствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин. • Недолив скважины при спуско-подьемных операциях. • Поглощение жидкости, находящейся в скважине. • Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или не выдержка рекомендуемого времени отстоя между циклами. • 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 (Более 36 часов). • 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. Схема перехода ГНВП в открытый фонтан. ГНВП возникает в основном за счет снижения забойного давления (Рзаб) ниже пластового (Рпл.) Рзаб < Рпл В зависимости от проводимых работ на скважине, забойное давление меняется. Основную часть Рзаб составляет гидростатическое давление столба промывочной жидкости в скважин  Рис.4. Потеря скважены и оборудования в результате ГНВП. Таблица 1
Основные понятия о давлениях в скважине. Принятые определения Давление, Р - МПа; кгс/см2. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях. Основные принципы анализа давлений. Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются: -гидростатическое давление- Рг; -гидростатические потери - Рг.с; -избыточное давление - Риз Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Робщ = Рг + Рг.с + Риз. Гидростатическое давление, Рг - МПа; кгс/см2. Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади. Рг = ρgH Где: Н - глубина скважины, м. ρ - плотность флюида, г/см3; В наклонных скважинах глубина скважины Н определяется как вертикальная составляющая длины ствола. Или: Рг = ρ Где: Рг – величина гидростатического давления (Рг = кгс/см²); - величина столба жидкости (; ρ – плотность жидкости (ρ = гр/см³) Плотность рабочей промывочной жидкости определяется исходя из необходимого для проведения работ гидростатического давления Рг. ρ =х10 Где: Н – глубина залегания продуктивного горизонта; Р′г – необходимое для проведения работ давление гидростатическое Р′г должно превышать Рпл- давление пластовое на величину ΔР- берёться из правил безопасности. Р′г = Рпл + ΔР Необходимая плотность промывочной жидкости (жидкости глушения) определяется по формуле: ρ = Согласно правил безопасности (п 210), требуется, чтобы гидростатическое давление ( Рг ) превышало пластовое (Рпл) в следующих размерах: для скважин с глубиной до 1200м ΔР=10% Р пл, но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2) для скважин с глубиной более 1200м ΔР=5% Р пл, но не более 2,5-3,0 МПа (25 - 30 кгс/см2). В некоторых случаях может быть больше. Графическое представление гидростатического давления по стволу скважены глубиной Н= 1000м. и заполненной водой плотностью ρ = 1г/см² Рис.5. При проведении работ должен осуществляться постоянный контроль над плотностью промывочной жидкости. Чтобы не создавались условия для ГНВП при проведении работ, не допускается снижение плотности промывочной жидкости. На глубоких скважинах и скважинах с высокими температурными градиентами плотность промывочной жидкости меняется в зависимости от температуры и давления. Правила безопасности п. 215 допускает колебание плотности 0,03 гр/см3, ^ п Гидравлические потери (сопротивление) Рг.с, МПа; кгс/ем2. Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке. Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам. Избыточное давление в трубах Рнз.т. - кге/см² - это давление на стояке при закрытой скважине без циркуляции. Риз.т. равно разнице между пластовым давлением Рпл и гидростатическим давлением столба флюидов в трубе, Избыточное давление в обсадной колонне, Риз.к. - кгс/см² - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии циркуляции. Риз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве. Забойное давление. Забойное давление, Рзаб - кгс/cм². Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб = Рг + Рг.с + Риз. Рзаб в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его: - в нормальных условиях при ремонте и строительстве скважин Рзаб > Рпл; - при ГНВП, когда скважина закрыта, Рзаб = Рпл. Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления жидкости, заполняющей скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами (или простоями). Забойное давление при работах, проводимых с промывкой скважины. При прямой промывке: Рзаб = Рг + Ргск; Ргск = ( ÷ ) х Ргс Ргск - гидравлическое сопротивление кольцевого пространства. Ргс - гидравлическое сопротивление скважины при промывке (давление на насосе) Ргс = Ргст + Ргск Ргст - гидравлическое сопротивление труб (включая перепад на долоте и исключая перепад на турбобуре при турбинном бурении). Графическое изображение прямой промывки. Рис.6. При переходе на обратную промывку необходимо учесть рост забойного давления и при необходимости перейти на меньшую подачу насосов. При механическом бурении плотность промывочной жидкости в затрубном пространстве будет возрастать за счет находящейся в ней выбуренной породы. Будет увеличиваться и давление гидростатическое. При прекращении поступления выбуренной породы в затрубное пространство Рг будет снижаться. Забойное давление при остановках без промывки: Рзаб = Рг + ΔРст ΔР ст - снижение гидростатического давления (Рг) за счет седиментации промывочной жидкости, и явлений контракции и фильтрации. ΔРст - (0,02÷0,05)Рг при нормальных вязкости и СНС промывочной жидкости. Статическое напряжение сдвига(СНС) должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на поверхность ламинарным потоком и предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига τ0=1,5÷2,0 Па. Вместе с тем статическое напряжение сдвига должно быть минимально допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента. Обычно достаточно, чтобы θ10≤5Па. Лишь при операциях по ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно использовать буровой раствор с высоким СНС. Седиментация -осаждение частиц из промывочной жидкости при остановке её движения. Контракция -смачивание поверхности вводимых в промывочную жидкость частиц (барита, бентонитовой глины, цемента и др.). Фильтрация - уход воды из промывочной жидкости в горизонт через корку глинистового раствора. ( Для глинистых растворов нормальной структуры ΔРст = (0,02 +0,05) Рг для цементных растворов ΔР может быть значительно больше. Значительное снижение вязкости и СНС промывочной жидкости приводит к увеличению седиментации и снижению Рзаб. Недопустимо оставлять длительное время скважину без промывки, т.к. может возникнуть ГНВП за счет – ΔРст. После спуска обсадных колонн и их цементажа (при наличии в открытом стволе горизонта с возможным ГНВП) должна быть обеспечена возможность герметизации устья. После ввода в промывочную жидкость барита или бентонитовой глины - промывку не останавливать, чтобы контракция прошла при движении глинистого раствора. Следить за уровнем жидкости на устье скважины (при интенсивной фильтрации уровень будет снижаться). Забойное давление при подъёме труб: Рзаб = Рг – ΔРдп – ΔРст – ρ ΔРдп - эффект поршневания. Создаётся движением труб находящихся в скважине. Зависит от длины труб и их диаметра. ΔРдп увеличивается при наличии КНБК (компоновка низа бурильных труб), (долота, : центраторов, УБТ), а также намотанных сальников или сужении ствола скважины, а также подъёма труб с сифоном. Эффект поршневания зависит в значительной степени от: 1. Скорости подъёма труб. 2. Вязкости и СНС промывочной жидкости. 3. От наличия компоновки на низу трубы 4.Диаметра и длины поднимаемых труб 5.Затяжек при подъёме, которые появляются или от наличия сальника, или от сужения ствола скважины 6. Наличие сифона Эффект поршневания имеет место и в тех случаях, когда скважина заполнена водой, а поднимаются трубы со "свободным концом". ΔРст- влияние седиментации в зоне скважины из которой извлечены трубы (ΔРст - 0,02 Р'г) и при наличии открытого ствола –фильтрации. При обратной промывке с той же производительностью и давлением на насосе: Рзаб = Рг + ΔРст; Ргст = ( ÷ ) х Ргс Рис.7.Величина Ргсзависит: 1. От глубины нахождения труб при промывке - L 2. От площади поперечного сечения кольцевого пространства при прямой, и от площади сечения полости труб при обратной промывке – S 3- От производительности насоса – Q 4- От плотности промывочной жидкости - ρ 5. От вязкости и СНС (статического напряжения сдвига) промывочной жидкости. Чтобы избежать гидроразрыва пласта, который может привести к снижению уровня в скважине и возникновению ГНВП, необходимо учитывать, что при переходе на обратную промывку значительно возрастает Рзаб (может превысить давление гидроразрыва пласта) и, что оно также будет меняться в зависимости от перечисленных выше факторов. Пример: После спуска технической колонны или кондуктора давление на забой при промывке значительно возрастёт при том же самом давлении на насосе. Если при промывке требуется поднять забойное давление необходимо увеличить Рг т.е. поднять ρ промывочной жидкости. При отсутствии возможности увеличить ρ, необходимо увеличить Q насоса или перейти на обратную промывку. ρ - снижение Рг за счет извлечения труб из скважины. h - снижение уровня на устье. При непрерывном доливе ρ - отсутствует. При периодическом доливе величина допустимого снижения hбез после которого должен производиться долив, определяется: H до 1200м hбез = 0,03Н Н до 2500м hбез =0,02Н Н Свыше 2500м hбез = 0,01Н и по ней определяется "n" - количество труб (свечей) после подъёма которых должен производиться долив. n = х n - количество труб (свечей), после которых производится долив (округляется в меньшую сторону до числа кратного пяти) D - внутренний диаметр ствола скважины на устье dн - наружный диаметр поднимаемых труб dвн - внутренний диаметр поднимаемых труб h' - длина трубы (свечи) hбез - допустимое снижение уровня жидкости в скважине при подъёме труб. При подъёме труб седиментация происходит в той части скважины, откуда трубы извлечены Пример расчета: H до 1200м hбез = 0,03Н Н до 2500м hбез =0,02Н n = х Н Свыше 2500м hбез = 0,01Н D = Dy - 2δ = 0,245 - 2 х 0,01 = 0,225м dBH = dH - 2δ = 0,127 - 2 x 0,01 = 0107м hбез = 0,02 хH = 0,02 x 2000 = 4OмH < 2500м hбез = 0,02H n = х = 11 n = 10 Округляем в меньшую сторону до числа кратного 5 n = 10. Чтобы не допускать при подъёме труб повышенного эффекта поршневания, необходимо перед подъёмом выровнять не толькоρ, но и вязкость раствора, СНС и не производить подъём на повышенной скорости. В районе продуктивных горизонтов и выше на 200 метров подъем производить на пониженных скоростях. Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС подъём должен производиться на пониженной скорости. Скорость подъёма не должна быть завышенной. Не допускать подъём труб с сифоном или при наличии затяжек. При невозможности ликвидации (забито долото) подъем должен производиться согласно «Правил безопасности» п. 285. Долив при подъёме труб должен осуществлятся своевременно, со строгим контролем объёма. Забойное давление при спуске труб. Рзаб = Рг ΔРдс – ΔРст +ΔРдс - обратный эффект поршневания, ведущий к увеличению давления на забой; Величина обратного эффекта поршневания зависит: 1.От вязкости и СНС раствора. 2.Скорости спуска. 3.От наличия компоновки на низу труб. -ΔРдс - снижение Рзаб после остановки труб в тех случаях, когда скорость движения труб превышала 1 м/сек и произошло резкое торможение; - снижение уровня, если в результате +ΔРДС произойдёт гидроразрыв пласта и поглощение раствора. - поглощение раствора. ΔРст - то же, что и при подъёме труб. Снижение Рзабпри спуске труб может произойти так же по причине незаполнения спускаемых труб промывочной жидкостью. На основании вышеизложенного: Когда в скважине величины гидростатического давления и давления гидроразрыва близки скорость спуска должна быть ограничена. Когда возможность гидроразрыва отсутствует, чтобы не снизить Рзаб < Рпл при скорости спуска более 1м/с не должно быть резкого торможения При спуске строго контролировать объём вытесненной жидкости и заполнение спускаемых труб. На величину забойного давления при спуске труб в вязком растворе так же может сильно повлиять остаточная депрессия или репрессия, что повлечёт за собой появление флюида или поглощение раствора в слабом участке скважины. Спуск на скорости <1 м/с и нормальном растворе Спуск на скорости >1 м/с и резком торможении при нормальном растворе Спуск на скорости >1 м/с с резким торможение и растворе с повышенной структурой Величина остаточных депрессии и репрессии зависит от СНС и вязкости раствора. Если промывочная жидкость вода или глинистый раствор с низким СНС и вязкостью - остаточные репрессия и депрессия отсутствуют | ||||||