бб. ого. Основные понятия Виды проявлений. Причины гнвп
 Скачать 19.27 Kb.
|
|
Содержание Введение Основные понятия Виды проявлений. Причины ГНВП Категория скважин по опасности возникновения ГНВП Основные признаки ГНВП Действия персонала при ГНВП и ОФ Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП Противовыбросовое оборудование Типовые схемы оборудования устья скважины ПВО Используемая литература скважина газонефтеводопроявление противовыбросовое оборудование Введение Открытые Фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как: • потеря оборудования; • 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. Каждый открытый фонтан проходит стадии: • Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта. • Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным. Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП. Основные понятия 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 ПВО, или негерметичности запорного оборудования или грифонообразования. Грифон - канал, связывающий ствол скважины с атмосферой, по которому происходит ГНВП. Газонефтеводопроявления прежде всего влияют на увеличение времени ремонта, затраты на материалы и технику. А переход ГНВП в открытое фонтанирование может привести к потере оборудования, гибели людей а так же к большим материальным затратам, связанным с ликвидацией фонтана и его последствий. Виды проявлений. Причины ГНВП Проявления подразделяются на три вида по состоянию вещества флюида: газопроявление, нефтеводопроявление и газонефтеводопроявлепие. Газопроявление наиболее опасно. Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа: • Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки. • Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины. • Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление. Нефтеводопроявления возникают медленнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны. Газонефтеводопроявления включают в себя признаки и газопроявления и жидкостного проявления, поэтому их ликвидация наиболее трудна. 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 ГНВП даже если пластовое давление ниже гидростатического. Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны: • Недостаточная обученность персонала бригад 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. Категория скважин по опасности возникновения ГНВП По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории. Первая категория: газовые скважины, независимо от величины пластового давления; нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м"/м3; нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков; нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом; нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 % нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %; нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности; нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе. Вторая категория: нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м^м3, но менее 200 м"/м3; нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %. Третья категория: нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м^м3; нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %. Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины. Основные признаки ГНВП РАННИЕ Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным. Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях ПОЗДНИЕ Снижение плотности жидкости при промывке скважины. Повышенное газосодержание в жидкости глушения. Появление флюида на устье скважины. При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов». В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины. Действия персонала при ГНВП и ОФ Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления. Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады. Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона. Установить наблюдение за давлением на эксплуатационную колонну. Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану. Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана. • Остановить двигатели внутреннего сгорания. • Отключить силовые и осветительные линии электропитания. • Отключить электроэнергию в загазованной зоне. • Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины. • Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование. • Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне. • Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана. • Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны; • Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы. • При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения. Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений Исходя из признаков ГНВП бригады оснащаются следующими приборами и средствами для обнаружения ГНВП: • Уровнемеры различных конструкций. • Приборы для определения плотности жидкости. • Приборы для определения изменения давления. • Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине. Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям: - жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами; фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды; - жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год; - жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях; - жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной; жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании; - содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм. Определение плотности жидкости глушения. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%. |