гнвп. Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении

• Название: Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении
• Дата: 17.02.2023
• Размер: 394.56 Kb.
• Имя файла: гнвп.docx
• Тип: Лекция; #942346
• страница: 6 из 14

Ликвидация ГНВП при коротком кондукторе

При коротком кондукторе полная герметизация скважины и появление избыточного давления на устье может привести к грифонообразованию. Чтобы этого не допустить, после закрытия превентора промывка ведётся при полностью открытых задвижках на линии дросселирования. Для увеличения забойного давления (уменьшение депрессии на пласт) по возможности увеличивается производительность промывки. Заготавливается раствор необходимой плотности не менее 2-х объёмов скважины и производится закачка его в скважину с максимально возможной производительностью насоса (насосов).

Способ ликвидации фонтана путем заводнения газового пласта, питающего фонтан.

Этот метод ликвидации открытых фонтанов основывается на принципе снижения давления на забое фонтанирующей скважины, за счет увеличения сопротивления притоку газа к забою в продуктивном горизонте.

При повышении сопротивления в пласте давление уменьшает дебит газа. Пропускная способность пласта для газированной смеси всегда ниже, чем однородной жидкости или однородного газа. Таким образом, если в призабойную зону фонтанирующей скважины вводить жидкость (воду), то проницаемость пласта, а следовательно и дебит фонтана будет снижаться. При подаче воды в пласт по кольцу в центре, которого находится фонтанирующая скважина, с определенным расходом дебит газа может резко сократиться вплоть до полного прекращения работы фонтана. Этому способствует увеличение забойного давления за счет попадания в ствол скважины воды, нагнетаемой в пласт.

Закачка большого количества воды в продуктивный горизонт приводит к заводнению отдельных участков и оттеснению газа от забоя фонтанирующей скважины.

Для осуществления этого метода необходимо сооружать ряд наклонных скважин на продуктивный пласт, питающий фонтан. Количество скважин и их расположение должно определяться приблизительно гидродинамическими расчетами. Это метод более эффективен при условии, когда мощность газового пласта невелика.

Этот метод требует закачки в пласт огромного количества жидкости и длительного периода времени, что в свою очередь, вызывает необходимость сооружать несколько наклонных скважин, а так же устанавливать специальные средства закачки воды (насосные станции, водопроводы и др.).

Способ ликвидации фонтана путём подземного ядерного взрыва.

Этот метод локализации открытых фонтанов основывается на принципе взрыва продуктивного горизонта с ряда или одной скважины, пробуренных наклонно к аварийной скважине.

Количество скважин, которые необходимо бурить наклонно к аварийной скважине зависит от мощности пласта и строения горной породы.

6. Противовыбросовое оборудование.

Назначение и требования к ПВО.

ПВО изготавливается согласноГОСТ 13862 - 90 на противовыбросовое оборудование.

Согласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" при бурении скважин из - под кондуктора или технической колонны, а так же при ремонте скважин с возможным газонефтеводопроявлением, устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым

оборудованием.

Оборудование противовыбросовое (ОП) предназначено для герметизации устья нефтяных, газовых и водонагнетательных скважин при газонефтеводопроявлениях, выбросах и открытых фонтанах в процессе их строительства и ремонта.

ОП должно обеспечивать герметизацию устья как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт, а так же расхаживать, проворачивать инструмент и разгружать его на плашки, при необходимости. Комплекс ОП состоит из:

а) стволовой части, включающий колонную головку, крестовину с задвижками, блока превенторов, надпревенторную катушку, разъемный желоб;

б) манифольда с линиями дросселирования и глушения;

в) гидравлической системы управления превенторами и гидрозадвижками.

Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862 - 90 предусмотрено десять типовых схем обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием.

Схемы № 1 и № 2 используются, как правило, при ремонте скважин, так как имеют механический (ручной) привод плашечных превенторов и задживек.



Рис.15.



Рис.16.

Схемы № 3 и № 4 используются как при капитальном ремонте, так и при строительстве скважин и имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками.

Рис.17.



Рис.18.

Схемы с № 5 по № 10 имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин.

Рис.19.



Рис.20.



Рис.21.

Рис.22.

 Рис.23. 

Рис.24.

В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление.

Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862-90 противовыбросовое оборудование имеет следующее условное обозначение:

Оборудование ОП 3 - 230/80x35 К2 ГОСТ 13862 - 90 расшифровывается следующим образом:

ОП 3 - оборудование противовыбросовое по схеме № 3;

230 - условный проход превенторного блока, мм;

80 - условный проход манифольда, мм;

35 - рабочее давление, МП а (350 кгс/см2);

К2 - для скважинной среды с содержанием СО2 и Н2S до 6%.

В зависимости от содержания углекислого газа (С02) и сероводорода (H2S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионностойком исполнении:

К, - для сред с объёмным содержанием С02 до 6%;

Кг - для сред с объёмным содержанием С02 и H2S до 6% каждого;

К3 - для сред с объёмным содержанием С02 и H2S до 25%.

Следующий пример обозначения:

ППГ -156 х 320 расшифровывается следующим образом:

ППГ - превентор плашечный гидроуправляемый;

156 - условный проход превентора;

320 - рабочее давление, кгс/см2

Схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при строительстве скважин. Типовые и фактические.

Выбор типа противовыбросового оборудования при строительстве скважин производится в зависимости от конкретных горно - геологических условий и осуществляется ещё на стадии проектирования (проектной организацией) с учётом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья противовыбросовым оборудованием (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации на основе установленных требований "Правил безопасности" и согласовываются с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом руководствуются следующими положениями.

При открытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворённым газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора –верхний с трубными плашками, нижний - с глухими или универсальный "кольцевой" превентор). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 - 90 с порядковыми номерами 3 или 4.

Если при строительстве скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, то устанавливаются три или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объёмном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 - 90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.

Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и объёмным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа), использование технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 - 90 с порядковыми номерами 9 или 10.

Обвязка устья скважины осуществляется по типовым схемам, а в случае отступления составляется фактическая схема. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин, (поворот выкидной линии до блока глушения, изменение количества превенторов, изъятие из схемы кольцевого превентора, изменение длины выкидных линий манифольда и др.) допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой..

Фактические схемы составляются в нескольких экземплярах, один из которых передаётся в военизированный отряд. На фактической схеме указываются габаритные и монтажные размеры узлов противовыбросового оборудования, в спецификации приводятся соединительные размеры узлов. Кроме фактической схемы составляется также ведомость на смонтированное оборудование, в которой содержится вся необходимая информация об устье скважины и смонтированном на нём противовыбросовом оборудовании:

-Акты опрессовки ОП на рабочее давление в условиях мастерской;

-Акты опрессовки шаровых кранов, обратных клапанов и спец. трубы;

-Акты опрессовки обсадной колонны с установленном ОП на устье скважины, выкидных линий манифольда и цементного кольца;

-Акт заправки пневмогидроаккумулятора азотом;

-Сертификаты на крепёжные изделия и гидравлическую жидкость и др.

Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при ремонте скважин.

"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" требуют, чтобы при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтеводопроявлением устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

На тех скважинах, где исключена возможность газонефтеводопроявления (месторождения на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления с незначительным газовым фактором) производство ремонтных работ разрешается без монтажа превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом, с задвижкой и патрубком или другие варианты) должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

С точки зрения возможности возникновения ГНВП и сложности их ликвидации, все скважины нефтегазодобывающих регионов, при проведении в них капитального или текущего ремонтов, условно делятся на четыре группы исходя из дебита и пластового давления:

1 группа - фонтанные нефтяные с дебитом более 100 т/сут и избыточным давлением на устье, при закрытой скважине, свыше 100 кгс/см2 и все газовые скважины с пластовым давлением равным или больше гидростатического.

2 группа - фонтанные и глубинно-насосные нефтяные скважины с дебитом менее 100т/сут и избыточным давлением на устье, при закрытой скважине, менее 100 кгс/см2, и все газовые скважины с пластовым давлением ниже гидростатического.

3 группа – глубинно - насосные нефтяные скважины с дебитом до 25 т/сут и пластовым давлением равным гидростатическому или составляющем не менее 60% его величины, а так же водонагнетательные скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

4 группа - все остальные нефтяные скважины.

В зависимости от группы скважины по категориям возникновения ГНВП для практически любого нефтегазового региона используются следующие типовые схемы обвязки устья ОП.

1 группа (Схема № 1 рис .25 .):

два превентора (верхний с трубными плашками, нижний с глухими), на боковых отводах крестовины устанавливаются прямоточные задвижки с гидравлическим управлением, а на отводе в жёлоб регулируемый дроссель.

2 группа (Схема № 2 рис .26 .):

один превентор с трубными плашками, на боковых отводах прямоточные задвижки. Вместо дросселя на отводе в желоб возможна установка штуцерной камеры.

Для обеих групп длина манифольда рабочего и аварийного сбросов должна составлять:

а)для нефтяных скважин, с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м;

б)для нефтяных скважин, с газовым фактором более 200 м3/т и газовых скважин - не менее 100 м.

3 группа (Схема № 3 рис.27 .):

безпревенторная схема обвязки (аварийная планшайба), на боковых отводах прямоточные задвижки и штуцерные камеры. Длина отводов не менее 10 м.

При ремонте скважин четвёртой группы монтаж противовыбросового оборудования не предусматривается, а ремонт производится на существующей обвязке устья, без установок задвижек с отводами для глушения.

При зарезке второго ствола, независимо от группы скважин по категории возникновения ГНВП, пользуется следующая типовая схема обвязки устья ОП (Схема № 4 рис. 28):

два превентора (верхний с трубными плашками, нижний - с глухими), на боковых отводах крестовины -станавливаются прямоточные задвижки с гидравлическим управлением, в манифольде два регулируемых дросселя, один из отводов направляется через сепаратор в желобную систему. Длина сбросных линий не менее 30 м для нефтяных скважин и не менее 100м для газовых и нефтяных с газовым фактором более 200 м3/т.

Рис.25.



Рис.26.

 Рис.27.

При проведении щелевой гидромеханической перфорации схема обвязки (2 + 4 группа) устья скважины предусматривает монтаж одного превентора плашечного трубного, устьевого герметизатора «ЦИССОН» на отводах крестовины задвижки и регулируемый дроссель или штуцерную камеру.

Типовые схемы разрабатываются и утверждаются главным инженером предприятия

Рис .28.

производителя работ и согласовываются с "Заказчиком", территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной частью. На скважинах 1 и 2 группы, а так же при зарезке второго ствола, кроме типовой схемы, необходимо иметь фактическую схему обвязки устья и монтажа ОП с указанием на ней габаритных и присоединительных размеров (рис. .).

Фактическая схема утверждается главным инженером (техническим руководителем) предприятия и согласовывается с командиром военизированного отряда.

На смонтированное ОП составляется ведомость, которая содержит:

паспорта на противовыбросовую установку (ОП);

данные об обсадной колонне, колонном фланце, крестовине;

сведения о манифольде (обвязке);

-акт опрессовки ОП на стенде;

-акт опрессовки ОП совместно с колонной и манифольдом;

-акт опрессовки сбросовых линий ОП;

-акт на заправку гидроаккумулятора азотом;

-акт опрессовки обратных клапанов (шаровых кранов) на стенде;

-сертификат на масло в гидросистеме управления ОП;

-сертификат на шпильки крепления фланцевых соединений ОП до последнего фланца блока задвижек манифольда;

-акт о заполнении гидросистемы управления ОП незамерзающей жидкостью (при отрицательных температурах) 50 гр, на литр масла.

Назначение, устройство и принцип действия универсального превентора (ПУГ), плашечного превентора (ППГ).

Превенторы универсальные гидроуправляемые (ПУГ)

Превенторы универсальные предназначены для герметизации устья скважины при ГНВП и открытых фонтанов, при строительстве и ремонте скважин. При этом герметизация устья скважины возможна на любой части бурильной колонны (гладкая часть, замковые соединения, УБТ, квадрат и др.), обсадных или насосно-компрессорных труб, а также при отсутствии инструмента в скважине. Кроме того, превентор позволяет расхаживать, проворачивать (на гладкой части трубы) и протаскивать трубы (бурильные)с замковыми соединениями (при наличии на них фасок под углом 18 град.).

Конструкция превентора универсального гидроуправляемого с кольцевым уплотнительным элементом представлена на рисунке.

Превентор состоит из корпуса 3 с присоединительным фланцем в нижней части, с условным диаметром Ду = 230 мм и крупной ленточной прямоугольной резьбой 4 в верхней части. В корпус вворачивается крышка 2 с канавкой под уплотнительное кольцо и глухими отверстиями с резьбой под шпильки (крышка от выкручивания фиксируется стопорным болтом). Внутри корпуса размещается ступенчатый плунжер 7, с конической поверхностью в верхней части, которая входит в контакт с уплотнительнымэлементом 1.



Уплотнительный элемент выполнен в виде стальных сегментов сложного таврового профиля армированных резиной. Уплотнительный элемент удерживается монтажной втулкой 8, в нижней части которой имеются циркуляционные отверстия. В корпусе превентора имеются два отверстия со штуцерами. Верхний штуцер 5 связан с камерой открытия "Б", а нижний штуцер связан с камерой закрытия "А". Для северных районов превентор универсальный поставляется в варианте с полостью для обогрева в нижней части корпуса. При СПО, бурении, промывке или других технологических операциях в скважине превентор универсальный находится в открытом положении. В это время, плунжер находится в нижнем положении, так как в камере открытия находится маслопод давлением равным давлению гидросистемы.

В случаи необходимости закрытия превентора, масло подаётся в камеру закрытия. Плунжер

Рис.29. перемещается вверх и своей конической поверхностью, "набегая" на резиновый уплотнительный элемент, обжимает егои вытесняет к оси превентора. В свою очередь уплотнительный элемент обжимает колонну труб на любой её части и герметизирует затрубное пространство или полностью перекрывает сечение скважины при отсутствии инструмента.

С ростом давления на устье скважины плунжеру передаётся дополнительное запорное усилие с появлением эффекта самоуплотнения (в экспериментальных условиях после сбрасывания давления в камере закрытия до "0", при давлении в "скважине"Рскв = 15 МПа, превентор оставался в закрытом положении).

При подаче масла в камеру открытия плунжер перемещается вниз, вытесняя масло из камеры закрытия в масляный бак. За счёт упругих сил резины уплотнительный элемент возвращается в исходное состояние, освобождая сечение скважины.

При закрытии превентора возникают большие контактные напряжения, поэтому при расхаживании или проворачивания колонны труб рекомендуют снизить давление в камере закрытия до появления незначительных пропусков (4 л/мин) и вновь поднять давление до их прекращения.

После проведения работ по расхаживанию инструмента рекомендуют вновь поднять давление в камере закрытия превентора до рабочего давления в гидросистеме.

Перед монтажом превентора на устье скважины его необходимо опрессовать на стенде в условиях мастерской на рабочее давление с составлением Акта опрессовки, а после монтажа превентор опрессовывается совместно с остальным противовыбросовым оборудованием на давление опрессовки технической колонны (эксплуатационной колонны).

Проверка работоспособности кольцевого превентора сводится к проверке на герметичность резинового уплотнителя. Эта операция проводится в следующей последовательности:

-снижается уровень раствора в скважине ниже крестовины (например: путём подъёма 1 - 2 свечи);

-превентор закрывается на гладкой части трубы;

-сверху в надпревенторную катушку или до уровня отвода в желобную систему заливается техническая (питьевая) вода;

-в течение 15 мин. наблюдают за уровнем жидкости (падения не должно быть);

-затем под уплотнитель (через отвод крестовины) подаётся сжатый воздух под давлением 6 – 8 Атм.;

-наблюдают за зеркалом жидкости (пузырьков не должно быть).

Частота проверок работоспособности кольцевого превентора устанавливается самим предприятием и колеблется в разных регионах России от 1 раза в неделю до 1 раза в месяц. При этом рекомендуется, на некоторых предприятиях, давление в камере закрытия превентора при проверках снижать до 5,0 МПа.

Рис.30.

Сферический превентор состоит из уплотнителя 1 ( рис. ). Во внутренней полости корпуса размещается поршень 9, который своим верхним торцом входит контакт со сферическим уплотнительным элементом. К корпусу с помощью шпилек крепится крышка 2.Между корпусом и крышкой устанавливается направляющее кольцо 8 (планшайба) Герметичность соединений обеспечивается уплотнительными манжетами 6 и 10. В верхней части крышки имеются глухие отверстия с резьбой под шпильки, канавка под уплотнительное кольцо и проточка, в которую устанавливают сменное кольцо - центратор, фиксируемое

штифтами. В корпусе имеются два отверстия со штуцерами: нижнее отверстие "В", связанное с камерой закрытия, верхнее "А'. связанное с камерой открытия. При подаче давления в камеру закрытия поршень 9 перемещается вверх и своей торцевойповерхностью давит на сферический элемент 1. Металлические вставки (сегменты), скользя вверх по сферической поверхности крышки, отжимают резину уплотнительного элемента к оси скважины, которая в свою очередь обжимает гладкую часть бурильной трубы (или любой другой инструмент, находящийся в скважине), т.е. герметизирует устье скважины. С ростом давления на устье скважины эффект самоуплотнения увеличивается. Положение уплотнительного элемента контролируется указателем, выполненным в виде штока и предохранительного стакана с прорезями При подаче давления в камеру открытия плунжер перемещается вниз исегменты уплотнительного элемента, за счёт упругих свойств резины, возвращаются в первоначальное положение, т.е. превентороткрывается.

Показатели надёжности работы сферического превентора (количество циклов "открытие - закрытие", суммарная длина расхаживания, количество протаскиваемых замков) в несколько раз (до 10 раз) превышает показатели работы универсального кольцевого превентора (см. табл. ).

В осенне - зимнее время (при отрицательных температурах) в сферическом превенторе предусмотрена система подогрева.