гнвп. Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении
 Скачать 394.56 Kb.
|
|
3.Способы раннего обнаружения и контроля за развитием ГНВП. Раннее обнаружение. Обнаружение считается ранним, в тех случаях, когда после герметизации устья количество поступившего на забой флюида – Vо не будет превышать величину предельного объёма – Vпp - определенного для слабого сечения. Слабым сечением считается горизонт в скважине у которого допустимое давление ниже Рпл проявившего горизонта. Если раннее обнаружение не выполнено, то при вымыве поступившего газа невозможно выполнение, хотя бы одного из необходимых условий: 1. Поддержание Рзаб постоянным и превышающим – Рпл; 2. Не допускать роста давления в слабом сечении скважины выше допустимой величины - [Р] Прямые и косвенные признаки ГНВП. Для своевременного (раннего) обнаружения начала ГНВП необходимо знать признаки начала проявления. Признаки могут быть "прямые и косвенные". Прямые - появляются только в результате возникновения ГНВП. Косвенные - могут появиться и по другим причинам. Рассмотрим признаки при выполнении основных операций на скважине. При бурении и других работах проводимых с промывкой. Прямые признаки: 1. Увеличение уровня промывочной жидкости в приёмной ёмкости; 2. Усиление потока выходящей из скважины промывочной жидкости; 3. Увеличение газосодержания в промывочной жидкости. При появлении первых двух признаков работа останавливается и устье герметизируется. При увеличении газосодержания свыше 5% фонового необходимо включать вакуумный дегазатор, определять и ликвидировать причину (Правила безопасности п. 280)2 *>0 Косвенные признаки: 1.Снижение давления на насосе; 2.Изменение параметров промывочной жидкости; 3.Увеличение механической скорости проходки (при бурении); 4.Увеличение крутящего момента на роторе (при бурении). При появлении косвенных признаков работа не останавливается, а усиливается контроль за возможным появлением прямых признаков. При подъёме труб из скважины: Прямой признак: 1.Уменьшение объёма доливаемой в скважину жидкости по сравнению с расчётным объёмом. При появлении этого признака и отсутствии перелива на устье скважины подъём труб останавливается и производится их спуск. При проведении спуска ведётся контроль не появится ли перелив на устье после остановки движения труб. Если появится, то устье герметизируется, если нет, то трубы спускают до забоя и производят промывку скважины. При этом контролируют, не появятся ли признаки при работе с промывкой. Действия при их появлении изложены выше. После вымыва забойной "пачки" определяются причины возникновения ГНВП, ликвидируются, и после этого производится подъём труб. В ПиКР если долили на 0,2м³ меньше расчётного, Правила безопасности требуют герметизацию устья скважины. При спуске труб в скважину: Прямой признак: 1. Увеличение объёма вытесняемой из скважины жидкости по сравнению с расчётным объёмом. При появлении этого признака и отсутствие перелива на устье спуск продолжается, ведётся контроль не появится ли перелив на устье после остановки движения труб. Если появится, то устье герметизируется, если нет, то трубы спускают до забоя и производят промывку скважины. После чего приступают к углублению скважины. При остановках без промывки: Прямой признак: 1. Наличие перелива на устье скважины или появление давления под плашками превентора, если устье загерметизировано. При появлении перелива устье скважины должно быть загерметизировано. При росте давления на устье до допустимой величины [Ризк] производится стравливание с контролем забойного давления объёмным методом. Определение типа флюида. Флюид – любой вид продукта (газ, нефть, вода…) находящийся в пласте. Определить вид флюида до выхода его на поверхность практически невозможно. Поэтому при бурении опорных, параметрических или первых разведочных скважин в отечественной практике применяется обобщенный термин «газонефтеводопроявление». При строительстве и ремонте скважин на газовых месторождениях применяется термин «газопроявление», а на нефтяных месторождениях – «нефтепроявление». Вместе с газом в скважину могут поступать вода и нефть, соответственно проявления при этом носят названия «газоводопроявлений, нефтегазопроявлений или газонефтепроявлений». Наиболее распространенным и опасным по последствиям является газопроявление, так как при вымыве газа с забоя происходит быстрое его расширение, что может привести к возникновению открытого фонтана Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование. Допустимые объёмы поступления пластового флюида при различных технических операциях. При проведении СПО . Разница между объёмом доливаемого раствора и объёмом металла поднятых или спущенных труб более 0,5м³. В ПиКРС не более 0,2м³. При углублении скважены. Количество поступившего раствора не должно превышать 1.5м³. При отсутствии циркуляции. Количество поступившего раствора не должно превышать 1м³. 4. Способы предупреждения ГНВП. Требования Правил к рабочему проекту на бyрение скважин, буровым растворам, конструкции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов: -первая линия защиты — предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости; -вторая линия защиты — предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования; -третья линия защиты (защита от открытого выброса) — ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести: инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с Приложением № 1 к настоящим Правилам; -проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений; -учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог ус in и а вливается буровой организацией; -проверку наличия в рабочих и запасных емкостях необходимого количества промывочной жидкости, а также необходимого на случай ГНВП запаса материалов и химреагентов для приготовления промывочной жидкости в соответствии с рабочим проектом; -оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую. Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления бурового раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные мероприятия. Основные мероприятия по недопущению ГНВП. 1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН. 2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока промывочной жидкости или использовать дозаторы. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений. Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня. 3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водо-проявлениями. 4. При снижении плотности бурового раствора более чем на 20 кг/м3(0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по ее восстановлению. 5. Необходимо иметь 1,5-кратный запас раствора на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявления-ми, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями. В остальных случаях резервное количество бурового промывочного раствора определяют, исходя из конкретных условий, и указывают в ГТН. 6. Так как колебания давления при спускоподъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами. 7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при вращении бурильной колонны. 8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб и только после этого приступить к подъему инструмента. При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора. При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой и вращением колонны бурильных труб. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается рабочим проектом с учетом допусков по пункту 210 настоящих Правил. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней. При поступлении пластового флюида в скважину в процессе подъема бурильной колонны из интервала, не обсаженного ствола, следует подъем остановить, промыть скважину в течение одного цикла, спустить бурильную колонну до забоя, произвести промывку скважины не менее 2 циклов с приведением всех параметров промывочной жидкости в соответствие с ГТН (определить причину поступления пластового флюида и принять меры), после чего произвести подъем бурильной колонны. 9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции. 10.При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5 % объемных, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее) и их устранению. Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции. 11.При бурении в продуктивных пластах механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора. 12.К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонеф- теводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью) и заказчиком. 13. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА. 14. Технические устройства, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах организаций пользователей недр (заказчиков). В ПиКРС. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ по ремонту скважины. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных клапанами – отсекателями, и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Мероприятия по недопущению ГНВП при спуске и цементаже обсадных колонн. Перед спуском обсадной колонны в одном из превенторов необходимо установит плашки под диаметр спускаемой колонны. Для колонны диаметром более 168 мм. Необходимо иметь переводник с обсадной трубы на бурильную «аварийную» трубу. Обсадная колонна должна спускаться с обратным клапаном. При спуске обсадной колонны следует регулярно заполнять её буровым раствором и наблюдать за количеством раствора вытесняемого из затрубного пространства, а так же регулярно замерять его удельный вес, вязкость. После спуска колонны до забоя необходимо промыть скважину до выравнивания параметров бурового раствора согласно ГТН. Промывку скважины производить не менее цикла, чтобы убедится в отсутствии разгазированных пачек раствора. Удельный вес тампонажного раствора должен быть больше или равен удельному весу бурового раствора, которым заполнена скважина. Применять тампонажный раствор удельного веса меньше, чем удельный вес бурового раствора запрещается. Высоту подъёма тампонажного раствора за обсадной колонной необходимо выбрать исходя из условий обеспечения превышения давления составного столба бурового и тампонажного раствора над пластовым на 10 – 12 атмосфер. Предусмотрено ступенчатое цементирование, спуск обсадных колон секциями в тех случаях, когда по геологическим причинам расчётная высота тампонажного раствора превышает предельную на 10 – 15 атм. Запрещается начинать цементирование скважины при наличии признаков нефтегазоводопроявлений. Если в процессе цементирования будут обнаружены признаки нефтегазоводопроявлений, то цементирование необходимо продолжить при закрытых превенторах с регулированием противодавления в затрубном пространстве ОЗЦ при этом должно проходить с противодавлением в межколонном пространстве. После цементирования обсадных колонн, перекрывающих напор горизонтов, устье скважины должно быть герметизировано и установлено наблюдение за давлением в колонне и межколонном пространстве. При возрастании давления выше величины, установленной планом спуска колонн и цементирование скважины давление должно плавно стравливаться. При недоподъёме цементного раствора за колонной до устья должен быть обеспечен контроль давления и возможность закачки жидкости в затрубное пространство в течении всего периода эксплуатации скважины. Запрещается закачивать цементный раствор в межколонное пространство до установки сальников. После ОЗЦ кондуктора или промежуточной колонны на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование и производится опрессовка колонны и противовыбросного оборудования на давление установленное технологическим процессом. |