гнвп. Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении
 Скачать 394.56 Kb.
|
|
Допустимые давления. Для открытого ствола скважины: [Р]гр = 0,95 Ргр Ргр - давление гидроразрыва для горизонта – кгс/см2 ; [Р]гр - допустимое давление на горизонт с Ргр – кгс/см2 [Ризк]гр = [Р]гр - ρ [Ризк]гр = 0,95 Ргр [Ризк]гр - допустимое давление на устье для горизонта с Ргр - кгс/см2 h - глубина нахождения горизонта с Ргр - м - плотность промывочной жидкости в скважине - гр/см3 Для обсаженной части ствола скважины: Допустимые давления для обсаженной части ствола скважины определяются по давлению опрессовки спущенной колонны. Допустимое давление на цементный камень за башмаком колонны также определяется по ожидаемому давлению: Величина допустимого давления на устье для слабых сечений ствола в значительной степени зависит от плотности промывочной жидкости заполняющей скважину. При изменении ρ - необходимо пересчитать [Ризк]. При наличии на скважине слабого участка должны определяться величины [Р] и [Ризк]. Предельный объём - это такой объём поступившего на забой скважины газа, при вымыве которого, с поддержанием постоянного давления в трубах, могут быть выполнены необходимые условия ликвидации ГНВП, то есть давление в пачке газа приподходе её к слабому участку скважины не превысит допустимое давление для этого участка. Предельный объём определяется для скважин, в стволе которых имеются слабые сечения. Под слабыми сечениями понимают зоны ствола скважины, допустимое давление которых ниже пластового давления продуктивного горизонта. Плотность газов. Плотность - физическая величина, определяемая как отношение массы тела к занимаемому этим телом объёму. Таблица 3  Взрывопожароопасность газов. Взрывопожароопасность газов характеризуется температурой воспламенения и пределом взрываемости. Таблица 4 Температура воспламенения — наименьшая температура вещества, при которой пары над поверхностью горючего вещества выделяются с такой скоростью, что при воздействии на них источника зажигания наблюдается воспламенение. Воспламенение — пламенное горение вещества, инициированное источником зажигания и продолжающееся после его удаления, то есть возникает устойчивое горениеПределы взрываемости — Под пределами взрываемости обычно имеются в виду минимальное (нижний предел) и максимальное (верхний предел) объёмное содержание горючего газа в воздухе. При выходе за эти концентрации воспламенение невозможно, пределы воспламенения указываются в объемных процентах при стандартных условиях газовоздушной смеси (р =760 мм рт. ст., Т = 0 °C). С увеличением температуры газовоздушной смеси эти пределы расширяются, а при температурах выше температуры самовоспламенения смеси горят при любом объемном соотношении. Взрыв. Взрыв — физический или/и химическийбыстропротекающий процесс частичного преобразования в механическую работу значительной энергии, выделившейся в небольшом объёме за короткий промежуток времени, приводящий к ударным, вибрационным и тепловым воздействиям на окружающую среду, и высокоскоростному расширению газов. При химическом взрыве, кроме газов, могут образовываться и твёрдые высокодисперсные частицы, взвесь которых называют продуктами взрыва. Предельно допустимая концентрация. ПДК– это максимальная концентрация вредного вещества, которая за определенное время воздействия не влияет на здоровье человека и его потомство, а также на компоненты экосистемы и природное сообщество в целом. Из газовых компонентов природных и нефтяных газов особенно токсичен сероводород. Сероводород - бесцветный газ. Относительная плотность его по воздуху 1,19. Человек чувствует сероводород (запах тухлых яиц) даже при содержании его в воздухе 0,0014÷0,0023 мг/дм3. Однако даже при непродолжительном пребывании человека в сероводородной среде его обоняние притупляется. Сероводород является ядом, вызывающим паралич органов дыхания и сердца. Таблица 5 Природные нефтяные газы многих месторождений содержат в своем составе сероводород (Н2S) и двуокись углерода (СО2). Объемное содержание этих компонентов, называемых иногда кислыми, колеблется в широких пределах, доходя до 50% и более. Значительное содержание Н2S и СО2 обнаружено в газах глубоко залегающих месторождений Прикаспийской впадины, и, в особенности, Оренбургском, Карачаганакском, Астраханском. Содержание кислых компонентов в газе Астраханского месторождения достигает 40%, из которых концентрация сероводорода составляет 22%. ПДК метана, пропана, бутана в воздухе рабочей зоны – 300мг/м³. ПДК этилена, пропилена, альфа-бутилена - 100 мг/м³. Методы и способы глушения (ликвидации ГНВП). Выбор способа ликвидации ГНВП будет зависеть от сложившейся ситуации на данный период работ (бурение, проработка, промывка, подъём бурового инструмента, проведение геофизических работ в скважине от пласта вскрытого во время бурения). При ликвидации проявления забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения. Существует несколько способов осуществления ликвидации ГНВП: 1. Непрерывный способ ликвидации ГНВП. Разновидности непрерывного способа: – Способ ожидание утяжеления – Непрерывный упрощенный способ 2.Ступенчатый способ ликвидации ГНВП. 3.Двух стадийный способ ликвидации ГНВП. Вариант двухстадийного способа: - Двухстадийный растянутый. Рассмотрим приведённые методы ликвидации ГНВП подробнее. Необходимые данные для расчётов при ликвидации ГНВП преведены в Приложении 4. Непрерывный способ ликвидации ГНВП Непрерывный: процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия - Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой. Применяется в случаях: -Когда имеется запасной раствор с ρк и объёмом равным объёму скважины (ГНВП началось из - за снижения ρ — рабочего раствора в скважине). Когда в скважине, имеющий слабый участок, и при ГНВП поступило флюида — V0 больше чем Vпр для данного участка. -Когда в скважине, имеющий слабый участок, при ГНВП не установлена величина V0. Порядок проведения. Вымыв поступившего флюида совмещается с закачкой утяжелённого раствора ρк. Если нетв запасе раствора с необходимой для ликвидации ГНВП плотностью, то настраивается один насос на промывку, а второй — на утяжеление раствора. Производится по расчётной таблице ступенчатое снижение давления в трубах от Рн до Ркон по мере заполнения их раствором с ρк. После заполнения труб раствором ρк и снижении давления в трубах до Pкон — оно поддерживается работой дросселя постоянным до полного заполнения скважины раствором — ρкон. Необходимые расчёты для проведения операции, те же что и для проведения двухстадийного способа. Кроме них составляется таблица снижения давления в трубах, для чего: Определяется Ркон. Ркон = Pгс ; Давление должно снизиться на ΔР = Рн - Ркон Время заполнения труб, имеющих объём Vбт раствора с производительностью = Q Т = - мин. Определяется количество ступеней снижения давления - n, количество этапов зависит от разницы между величинами Рпл и Ргр горизонта, а также от величины снижения давления от Рн до Ркон. Таблица 6 Уточнения: В скважине, где работа ведётся комбинированным бурильным инструментом, таблицы составляются для каждого диаметра труб в отдельности. В скважинах, где не допускается значительного колебания забойного давления (Рпл и Ргр близки по величинам), а скважина наклонно - направленная , величины Т и V должны корректироваться на угол наклона ствола скважины Т' = ; V' = В скважине имеющей горизонтальный участок Vбт — определяется до этого участка и таблица составляется по её объёму. Положительные стороны способа: Ризк при вымыве флюида ниже, чем при двухстадийном способе (при том же объёме поступившего флюида). Отрицательные стороны. Более сложен в исполнении. При работе одного насоса на утяжеление, а другого на промывку не всегда удаётся выдержать необходимую величину ρк. Рис.12. Варианты непрерывного способа: Способ ожидания утяжеления. Применяется в том случае: Когда при непрерывном способе ликвидации ГНВП необходимо чтобы была строго выдержанаρкутяжелённого раствора (Рпл и Ргр близки по своей величине). После обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии пачки флюида. Порядок проведения: Заготавливается необходимый объём раствора с ρк. Промывка скважины не ведётся. Контролируется рост давления на устье и при необходимости применяется объёмный метод контроля забойного давления. После заготовки раствора с ρк — применяется непрерывный способ. Необходимые расчёты те же что и при непрерывном способе. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Имеется возможность потери циркуляции в скважине в случае длительного времени без промывки, необходимо периодически производить продавку скважины. В зимнее время необходим прогрев нагнетательных линий насосов. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные давления, так как когда газ еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно, газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью. Непрерывный упрощенный способ. Применяется в том случае, когда количество поступившего флюида не превышает 1м³ и вымыв его производится сразу после герметизации устья скважины. Порядок проведения: Настраивается один насос на промывку, а другой на утяжеление раствора до величины ρк. При заполнении труб поддерживается дросселем постоянное давление в затрубном пространстве. После их заполнения фиксируется Ркон в трубах и держится постоянным до заполнения скважины раствором с ρкон Необходимые расчёты: — те же, что и при проведении двухстадийного способа. Положительные стороны: — те же. Метод ступенчатого глушения скважины. К использованию этого метода прибегают тогда, когда при использовании предыдущих методов возникают давления, превышающие допускаемые давления на устье. Рис.13. Когда на первой стадии двухстадийного способа не выдерживается Рзаб выше Рпл и в скважину поступает порция флюида Vобъёмом больше первоначальной — V0 . Это определяется по окончанию первой стадии, остановки насоса и герметизации затрубного пространства. Если избыточное давление в затрубном пространстве Р'изк при этом будет больше первоначального Ризк то это будет означать, что V'>V0 Порядок проведения: Дальнейшая ликвидация ГНВП осуществляется непрерывном способом. Плотность утяжелённого раствора доводится до максимально возможной величины, т.е. до величины, которая не вызовет гидроразрыва пласта с наименьшим Ргр ρк = ; Когда при вымыве газа давление в затрубном пространстве поднимается до допустимой величины - [Ризк] и потребуется увеличить открытие дросселя, что приведёт к снижению давления в трубах и на забое, по возможности увеличивается производительность насоса. Способ двухстадийного глушения скважины (метод бурильщика). На первой стадии производится вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление. Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в скважине. Применяется в случаях: -Когда в стволе скважины отсутствуют слабые сечения (слабым сечением считается зона скважины, у которой допустимое давление - [Р] меньше пластового давления -Рпл горизонта с возможным ГНВП). -Когда при наличии слабого сечения определено, что количество поступившего в скважину флюида -V0 равно или меньше предельного объёма, определённого для этого сечения -Vпр. Двухстадийный способ Рис.14. Порядок проведения: 1 стадия. Вымыв поступившего флюида производится той же промывочной жидкостью, что в скважине. Работой дросселя поддерживается постоянное давление в трубах - Рн. Рост давления в затрубном пространстве допускается выше [Ризк] определяемого для слабого сечения только в том случае, если V0 < Vпр. Давление Ризк растёт до подхода газа к устью, когда начнёт выходить газ - снижается. После вымыва флюида насос останавливается дроссель и задвижка закрывается. Если Ризт Ризк — означает что весь флюид вымыт из скважины и новых поступлений не было. 2 стадия. Закачка утяжелённого бурового раствора. По мере откачки объёма раствора равного объёму труб (Vбт) дросселем поддерживается постоянное давление Ризк. Ризт будет снижаться. После откачки объёма раствора равного Vбт — фиксируется давление Ркон и поддерживается постоянным до заполнения скважины буровым раствором - ρк. Ризк будет снижаться и приближаться к "0". Если после окончания 2 стадии и герметизации затрубного пространства давление на устье отсутствует — превентор открывается. Необходимые расчёты для проведения операции: Рпл = Ризт +ρ ρк = ; ΔР берётся из Правил безопасности п. 210. Рн = Pгс + Ризт + ΔР ' Рн — давление в трубах при осуществлении 1 стадии. ΔР ' — дополнительное давление, создаваемое прикрытием дросселя ΔР '= 5 10 кгс/см2 При наличии в стволе скважины слабого сечения — Vпр для этого участка: Vпр = ([Ризк] – Ризт - ΔР ' Положительные стороны способа: Менее сложен в исполнении по сравнению с другими. Плотность закачиваемого в скважину утяжелённого раствора может быть отрегулирована в большей степени, чем при непрерывном способе, (необходимо,когда Рпл и Ргр близки по величине). Отрицательные стороны Ризк - при вымыве флюида выше, чем при непрерывном способе. Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором получили проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей. Дополнительные методы ликвидации газонефтеводопроявлений. Ликвидация ГНВП при слабых коллекторских свойствах горизонта Применяется, когда после герметизации устья в связи со слабыми коллекторскими свойствами пласта выравнивание забойного давления до пластового происходит медленно. Раствор в скважине в это время набирает структуру, и изменение Рзаб до Рпл на устье не передаётся. Ризт в трубах не появится, а значит, не будет данных для определения необходимой плотности раствора. В этом случае для определения Рпл проводится промывка при закрытом превенторе и создание дросселем давления в затрубном пространстве = 5 кгс/см2. Если при этом разгазирование раствора не прекращается дроссель прикрывается ещё на 5 кгс/см2 и т.д. После прекращения выхода разгазированного раствора фиксируется при каком Ризк это произошло. Пластовое давление определяется: Рпл = Ризк + ρ + Ргск Ргск — гидравлическое сопротивление кольцевого пространства = давления на насосе до герметизации устья. Необходимая плотность промывочной жидкости: ρк = ; Поднятие плотности до необходимой величины может производиться и при открытом превенторе с контролем за изменением уровня в приёмной ёмкости. Способ задавки поступившего флюида на поглощение. Применяется в следующих случаях: -Поглощающий горизонт ниже проявившего или рядом с ним, а также в тех случаях, когда проявивший горизонт не представляет интереса с точки зрения его эксплуатации, а другие поглощающие в стволе скважины отсутствуют. -Пластовый флюид содержит сероводород или другие агрессивные компоненты. -Невозможна нормальная промывка скважины (забиты долото, промоина в верхней части бурильного инструмента). -При отсутствии возможности доставить на буровую необходимые химические реагенты и утяжелитель. Количество раствора необходимого для задавки зависит от объёма поступившего в скважину флюида и места нахождения его в стволе скважины на момент задавки. Если задавка производится сразу после поступления флюида требуется для её проведения объём бурового раствора не меньший 3-х объёмов поступившего флюида. Уточняется величина допустимого давления для цементного камня под башмаком колонны. [Ризк]баш = 0,9 Ропр - (ρ - 0,9ρопр) Ропр — давление опрессовки цементного камня за башмаком; Lк — глубина нахождения башмака в колонне; ρ — плотность бурового раствора в скважине; Производительность насоса при задавке должна быть максимально возможной, но давление не должно превышать [Ризк]баш При наличии слабого горизонта в скважине, если плотность задавочной жидкости выше плотности раствора в скважине, необходимо уточнить допустимое давление для этого горизонта, чтобы не произошел ГРП и переток из проявившего горизонта в слабый пласт. |