гнвп. Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении
 Скачать 394.56 Kb.
|
|
Мероприятия по недопущению ГНВП при бурении скважин. Вскрытие нефтегазоводопроявляющих пластов производится после спуска обсадных колонн, предусмотренных проектом на строительство скважин и монтажа противовыбросового оборудования. За 100 метров до вскрытия продуктивного горизонта с возможными нефтегазоводопроявлениями на буровой должен быть создан, а при дальнейшем бурении постоянно поддерживаться запас глины, утяжелителя, химических реагентов и др. материалов. Для каждой площади определяется протоколом объединения и согласовывается с военизированным отрядом, с учетом требований ПЛА. Мерники для запасного объёма бурового раствора должны быть обвязаны таким образом, чтобы обеспечивалось его участие в циркуляции. Перед вскрытием и при прохождении проявляющих горизонтов буровой мастер обязан ежедневно контролировать наличие необходимого бурового и запаса материала с регистрацией в суточном рапорте и вахтовом журнале. На каждой буровой необходимо иметь: два обратных клапана ( шаров крана ), опрессованные на ожидаемое давление на устье скважины при ГНВП с коэффициентом 1,1; - шаровой кран на аварийной трубе (одиночке) должен быть открытый; -устройство для открытия обратного клапана, опрессованное на 300 кг/см2 -приспособление для поворота обратного клапана в открытом состоянии. Все указанные приспособления должны опрессовываться на 300 атм. Один раз в год и пред вскрытием продуктивного горизонта; - специальную опрессованную на 300 атм. Стальную бурильную трубу с прочностными характеристиками, соответствующую верхней бурильной колонне по данной скважине. Длина аварийной трубы должна быть минимальной – 6-9 м. На трубе должна быть нанесена белой краской метка, при совмещении которой со столом ротора, замок будет находится на 300 – 400 мм ниже плашек нижнего превентора. Диаметр аварийной трубы должен соответствовать диаметру плашек превентора. На муфту трубы должен быть навёрнут и закреплён машинными ключами обратный клапан (шаровой кран ). - Иметь специальную сборку из задвижек в/д с переводником под аварийную трубу, фланца под манометр, крана в/д, быстроразъёмной полумуфты для подсоединения агрегата, строп для подъёма. Общая высота сборки должна позволять взятие бурильного инструмента на т/с после навинчивания её. Сборка опрессовывается на 300 атм. - Ответный фланец к выкидным линиям превентора с быстроразъёмной полумуфтой, уплотнительным кольцом и комплектом присоединительных шпилек; - взрывоопасные аккумуляторные фонари – 2шт, - быстросоединяющиеся приспособления для продувки отводов воздухом; - манометр в/д – 2шт. Выбор плотности бурового раствора и его контроль. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту, и обеспечивать безопасное проведение работ. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающие проектные пластовые давления на величину не менее: 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200м (интервалов от 0 до 1200м); 5% для интервалов от 1200м по вертикали до проектной глубины. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика разрешаются отклонения от требований от ПБ, в следующих случаях: -при поглощении бурового раствора; -при проектировании и производстве работ со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии). Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобождённого от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на 0,03 г/см³ от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и осложнений). Контроль параметров бурового раствора. Параметры бурового раствора, подлежащие контролю, разделяются на три группы в зависимости от условий бурения: - к первой группе относятся параметры, контроль которых обязателен при бурении скважин в любых геолого-технических условиях; - ко второй группе относятся параметры, контроль которых обязателен на скважинах с особыми геолого-техническими условиями бурения при наличии зон возможных осложнений или при использовании специальных буровых растворов (хлоркальциевых, известковых, гипсовых, калиевых, соленасыщенных, эмульсионных и др.); - к третьей группе относятся параметры, контроль которых необходим для получения дополнительной информации о свойствах буровых растворов (например, параметры при повышенных температурах и давлениях и др.). В процессе бурения возможны два режима контроля параметров бурового раствора: - контроль при отсутствии нарушений границ регулирования; - контроль при нарушении границ. Контроль при отсутствии нарушений границ регулирования провидится следующим образом: - отбор проб проводится в указанные в плане контроля моменты времени отбирается одна проба бурового раствора - в каждой пробе измеряются параметры, указанные в плане контроля; - измеренные значения в виде точек наносятся на соответствующие контрольные карты. Контроль при этом режиме ведется до нарушения каким-либо параметром границы (попадание точки на границу не считается нарушением границы). Контроль при нарушении границ проводится следующим образом: - отбор проб производится как при нарушении границ регулирования. Отбирается три пробы бурового раствора, когда необходимо контролировать параметры, у которых нарушены границы, и отбирается одна проба, когда необходимо контролировать параметры, у которых нет нарушений границ. Интервал времени между отборами каждой из трех проб равен периодичности контроля при нарушении границ регулирования. - в каждой из трех проб измеряются значения параметров, у которых нарушена предупреждающая граница; - средние значения по трем измерениям в виде крестика наносятся на контрольные карты напротив отметок времени, соответствующих времени отбора первой из трех проб; - остальные параметры контролируются как при отсутствии нарушений границ регулирования Контроль в этом режиме ведется до тех пор, пока средние значения параметра находятся за внешней границей. Методы непосредственного измерения параметров бурового раствора с использованием конкретных технических средств. Плотность бурового раствора, ρ, г/см3 - отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая - раствор без газовой фазы. Условная вязкость (УВ, с) - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора. К основным характеристикам буровых растворов относятся реологические показатели (параметры): предельные статистическое и динамическое напряжения сдвига, эффективная и пластическая вязкости. Водоотдача (В, см3) - объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм, характеризует фильтрационные свойства бурового раствора при перепаде давления 0,7 МПа. Содержание песка. Песком (П, %) считают все грубодисперсные частицы независимо от их происхождения (в том числе комочки нераспустившейся глины). Отмытым песком (ОП,%) являются собственно песчаные частицы, неспособные размокать (распускаться) в воде. Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минералогического состава. Определение содержания газа. Содержание газа характеризует степень разгазирования или вспенивания бурового раствора. Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе. Концентрация твердой фазы (Ст %) - величина, определяемая отношением количества твердого вещества к общему объему бурового раствора. Определение концентрации коллоидных частиц в буровом растворе. Концентрация коллоидных частиц (Ск %) - величина, определяемая отношением количества частиц размером менее 2 мкм к общему количеству бурового раствора. Характеризует активную составляющую твердой фазы, наиболее влияющую на свойства бурового раствора. Определение водородного показателя. Водородный показатель (рН) характеризует активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе. Определение прочности структуры буровых растворов. Перед спуском геофизических приборов, бурильных труб необходима оценка прочности структуры буровых растворов. Определение смазочной способности буровых растворов. Смазочная способность бурового раствора косвенно определяется коэффициентом трения скольжения при заданном контактном напряжении Определение напряжения электропробоя эмульсионных буровых растворов. Напряжение электропробоя (Н, В) - величина, определяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в раствор, косвенно характеризующая стабильность буровых растворов на нефтяной основе. Определение удельного электрического сопротивления буровых растворов. Удельное электрическое сопротивление (ρ, Ом∙м) - величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого объема бурового раствора. Анализ фильтрата бурового раствора. Показатель минерализации (М) - величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно определяемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия. 5. Методы и способы ликвидации ГНВП. Поведение газа в скважине. Как известно, газ может находиться в скважине: • в растворенном состоянии; • в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно). В зависимости от формы пузырьков различают следующие режимы:  Рис.8. Таблица 2
Основные свойства газов. Определяются законом Клапейрона - Менделеева: R - универсальная газовая постоянная V - объём газа - м³ Р - давление газа в этом объёме – кгс/см² Т - температура газа в этом объёме по Кельвину ("о" по Кельвину = - 2730 по Цельсию) Z - коэффициент сжимаемости газов. Определяется по номограмме Брауна в зависимости Тприведеное = ; и Р приведеное = Номограмма Брауна. Рис.9. Если температура газа превысит Т критическое хотя бы на 1°, то газ не перейдёт в жидкое состояние при любом давлении. Р критическое - давление, при котором газ, находящийся При Т критическое перейдёт в жидкое состояние. Для метана Т критическое = -82,5 °С Р критическое = 44,9 кгс/см2 РД 39 - 0147009 - 544 - 87 объединяет величины Т и Z в один коэффициент К = = Тпл и Zпл - для проявившего горизонта Ti и Zi - для любого сечения скважины Величины Кпл и Ki определяются по номограмме в зависимости от глубины горизонтов и их эквивалентных давлений – эк. Для проявившего горизонта с глубиной Н и имеющего Рпл рассчитывается эк = х 10и определяется по номограмме - Кпл Для любого сечения ствола рассчитывается i = где [ Р] - допустимое давление в зоне этого сечения, ah - глубина его нахождения, и определяется по номограмме Ki Расчётная величина для сечения К = для устья К = 1 Если термический градиент в скважине нормальный (3-4°С на 100м), то не будет больших ошибок применять формулу без учёта изменения TuZ, то есть закон Бойля — Мариотта, Р х V = const При изменении давления на газовую пачку в скважине, её объём пропорционально изменяется. Во сколько раз уменьшится давление - во столько же раз увеличится объём газа. Растворимость газов В воде и глинистом растворе нефтяные газы растворяются слабо. Так при давлении 100 кгс/см2 иТ = 60° С в 1м³ воды растворяется 1м³ метана, а при Т = 100° С — 1,9 м³. Растворимость метана в глинистом растворе (плотностью 1.2 гр/см³ при давлении 350 кгс/см²) составит 4,5м³/м³ Растворимость нефтяных газов в нефти может составлять сотни кубометров в зависимости от давления. Газовый фактор может составлять сотни кубометров в тонне. Давление насыщения. Давление насыщения это давление при котором начинается выделение газа растворённого в нефти. Опасность представляет поступившая в скважину нефть с большим газовым фактором и с давлением насыщения значительно меньшим пластового давления. Всплытие газовой пачки в открытом стволе. Скорость подъёма газа в скважине составляет в среднем 300м/часРис.10. Фактическая скорость может превышать среднюю в 3 — 4 раза, но в некоторых случаях газ вообще не под нимается по стволу скважины. Скорость подъёма зависит: -От размера пузыря газа. Чем больше размер, тем больше скорость подъёма. При размере меньшем критического газ подниматься не будет; -От кривизны скважины. Чем больше кривизна тем меньше скорость подъёма; -От жидкости в скважине, чем больше вязкости тем больше сопротивление подъёму пузыря газа; -От разницы величин плотности газа и промывочной жидкости, чем больше разница, тем Размер пузыря газа зависит от диаметра пор продуктивного горизонта, и от вязкости жидкости заполняющей скважину. При увеличении вязкости увеличивается диаметр отрыва пузыря от стенки скважины. По мере подъёма газа по стволу скважины, давление на «пачку» газа будет снижаться (определяется столбом жидкости над ним h) и соответственно увеличиваться его объём. Наиболее интенсивное увеличение объёма происходит при подходе газа к устью скважины. С какой интенсивностью происходит увеличение объёма газа, с такой же интенсивностью происходит снижение Рзаб. Необходимо как можно раньше обнаружить подъём газа по стволу скважины и своевременно загерметизировать устье, иначе может произойти выброс, или после герметизации забойное давление снизится до такой величины, что поступит новая порция газа. Чтобы этого не произошло требуется производить раннее обнаружение подъема. Всплытие газовой пачки в загерметезированой скважине.Рис.11. Устьевые давления, применяемые для расчёта параметров ликвидации ГНВП, замеряются через 5-15мин, в зависимости от проницаемости продуктивного горизонта, замеряют давление в трубах и в затрубном пространстве. Замеры регистрируются с периодичностью через каждые10 мин. Буровая вахта контролирует повышение давления: - для труб [Ризт]: наименьшее допустимое давление для линии от шарового крана (обратного клапана) до бурового насоса. Рис.12.- для затрубного пространства [Ризк]: наименьшее допустимое давление для горизонтов с гидроразрывом, обсадной колонны, устьевого оборудования. При подъёме газа в загерметизированной скважине газ расширяться не может (если считать, что жидкость несжимаемая, а газ, проходя через жидкость, не растворяется, то объём газа при подъёме не меняетсяV0 = Vi). Это приводит к тому, что давление на устье в трубах и затрубном пространстве, а так же на забое и по всему стволу скважины будет непрерывно расти и достигнет максимальной величины, когда газ подойдет к устью. Pi = Рпл Pi - давление газа на любой глубине скважины. При подъёме газа по стволу скважины давление в «пачке» газа сохраняется равное пластовому. Давление на забой будет всё время увеличиваться: Давление в трубах на устье также будет увеличиваться, так как рост забойного давления по трубам передаётся на устье. Поступление флюида в скважину при СПО в основном происходит из - за поршневания или недолива скважины, а это значит,ошибки в пластовом давлении может не быть. В связи с тем, что флюид находится ниже конца труб, то определить забойное давление, или уточненное пластовое можно только ориентировочно. Необходимо определять допустимые давления не только для устья и ПВО, но и для слабого участка ствола скважины и не допускать роста давления сверх его величины. Регулируемый подъём газовой пачки. После герметизации устья при газопроявлении производится вымыв газа. При этом давление на забое должно быть постоянным (оно не должно снижаться ниже Рпл) и не должно повышаться выше допустимого давления в скважине. Это обеспечивается поддержанием постоянного давления в трубах работой дросселя. Давление в поднимающемся газе будет постепенно снижаться. Давление в затрубном пространстве будет расти и достигнет максимальной величины при подходе газа к устью. Чем больше количество газа поступило в скважину, тем большее давление в затрубном пространстве (Ризк) будет при подходе газа к устью. В любом сечении ствола скважины, по мере приближения к нему газа, давление на него будет возрастать - при прохождении газом сечения несколько снизится, а после прохождения останется постоянным, хотя Ризк на устье и будет продолжать расти. Необходимо раннее обнаружение начала ГНВП. Чем меньше поступит газа в скважину до герметизации устья, тем меньше вероятности, что при вымыве газа давление Ри3к превысит допустимые величины. Регулирование давления в трубах при вымыве газа должно осуществляться работой дросселя при неизменной производительности насоса. |