предупреждение возникновения ГНВП. Раздел№1. Предупреждение возникновения и ликвидация ГНВП. Предупреждение возникновения и ликвидация газонефтеводопроявлений
 Скачать 4.33 Mb.
|
|
1.3. Причины и признаки возникновения ГНВП и ОФ ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа: способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки; способностью газовых пачек ко всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины; способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление; газ взрывопожароопасен и токсичен. 1.3. Причины и признаки возникновения ГНВП и ОФ ПРИЗНАКИ ОБНАРУЖЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Понятие раннего обнаружения ГНВП Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины Vдоп , которую устанавливают равной 1/2 Vпр. , но не более 1.5м3. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежание разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн. Основными признаками начавшегося ГНВП являются:
В случае появления ранних признаков газонефтеводопроявления бригада должна действовать в соответствии с:
1.3. Причины и признаки возникновения ГНВП и ОФ ПРИЗНАКИ ОБНАРУЖЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ НЕОБХОДИМО ПОМНИТЬ, ЧТО ЛЮБОЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРО-ЯВЛЕНИЕ МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНИРОВАНИЮ 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». ПРИЗНАКИ НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Прямые: Косвенные
1.3. Причины и признаки возникновения ГНВП и ОФ ПРИЗНАКИ ОБНАРУЖЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Технические средства и приборы раннего обнаружения ГНВП. Оснащение бригад приборами и средствами для обнаружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Это:
Признаки позднего обнаружения (проявления с выходом флюида на устье скважины):
1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ С членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должен проводится инструктаж по предупреждению возникновения ГНВП и открытых фонтанов согласно программе периодического (повторного) инструктажа, утвержденной техническим руководителем предприятия. Чтобы своевременно предупредить аварию и принять наиболее эффективное решение для ее ликвидации, специалисты предприятия должны в совершенстве знать особенности возможных аварий и иметь практическую подготовку. Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин первоочередным действиям при ГНВП. Периодичность проведения учебных тревог по сигналу «Выброс» не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Учебные тревоги с бригадами текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин проводит мастер или ответственный специалист данного предприятия. Контрольные учебные тревоги проводит представитель противофонтанной службы, который перед проведением тревоги обязан визуально и по документации проверить смонтированное на устье скважины ПВО, состояние скважины, готовность оборудования, параметры жидкости глушения и ее запас на скважине, наличие и исправность газоанализатора и средств защиты органов дыхания. После окончания тревоги детально анализируют, выявляют ошибки, допущенные членами вахты при выполнении поставленных задач. Результат анализа заносят в «Журнал учета проводимых учебных тревог на обслуживаемых объектах». 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых «согласно выполненным расчетам» сохраняются условия фонтанирования или ГНВП при пластовых давлениях ниже гидростатического. Скважины, в продукции которых содержится сернистый водород, создающий угрозу сульфидно-коррозионного растрескивания металла обсадных труб, оборудования и лифтовых колонн, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сернистого водорода. Работы по текущему, капитальному ремонту, освоению и испытанию скважин должны проводиться по планам, утвержденным техническим руководителем организации и согласованным с заказчиком. Предприятие недропользователь утверждает схему зон ответственности за монтаж и эксплуатацию необходимого устьевого оборудования при проведении работ различными подрядными организациями (бригада ТКРС и геофизическая организация) и контролирует это разграничение. Перед началом работ по ремонту, скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ. Плотность и количество раствора, цикличность глушения определяется заказчиком и отражается в плане работ. Каждый случай ГНВП должен быть тщательно расследован, обстоятельства, и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин, специалистами предприятия совместно с представителем противофонтанной службы. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему, капитальному ремонту, освоению, и реконструкции скважин устанавливается пользователем недр «заказчиком». План работ должен содержать:
1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории: 1-я категория: 2-я категория:
3-я категория: нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое давление более чем на 10%; нефтяные и нагнетательные скважины независимо от пластового давления с газовым фактором от 100 до 200 мЗ/т.; нефтяные скважины, в продукции которых содержание сернистого водорода менее 6%. нефтяные и нагнетательные скважины с газовым фактором менее 100 мЗ/т; нефтяные скважины, в которых пластовое давление равно или ниже гидростатического; нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического. На скважины первой категории производитель работ обязан пригласить с предоставлением транспорта представителя противофонтанной службы для проверки монтажа ПВО, документации и выдачи Заключения о готовности скважины к производству работ по ремонту или освоению скважины. При обнаружении нарушений, которые могут повлечь за собой опасность для жизни людей или возникновения открытого фонтана, дальнейшие работы должны быть прекращены. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее м3 с запасом жидкости не менее м2 и не менее двух объемов скважины, находящихся непосредственно на скважине или на узле приготовления раствора. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и оттарирована по объему не более чем через м3. 6 4.5 0.2 Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий: высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр; эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины в присутствии представителя противофонтанной службы; устье с фонтанной арматурой или с превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на рабочее давление в присутствии представителя противофонтанной службы, а после установки - закреплена на все шпильки и опрессована на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки колонны. Результаты опрессовки оформляются актом. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ Устье скважины перед прострелочно-взрывными работами в эксплуатационной колонне должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме и согласованной с противофонтанной службой, а скважина заполнена промывочной жидкостью с плотностью, определенной планом работ. Во время и после проведения ПВР производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости в скважине, его снижение не допускается. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которой находится скважина. Готовность территории и скважина для проведения геофизических работ подтверждается двухсторонним актом. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным. Во время перерывов в работе при спускоподъемных операциях с кабелем ЭЦН необходимо на колонну труб навернуть запорную компоновку, обеспечить постоянный контроль за состоянием устья скважины во время перерыва, иметь на рабочей площадке готовое к оперативному применению приспособление для рубки кабеля. Предприятие, в ведении которого находится опасный производственный объект, обязано разработать и представить в противофонтанную службу маршруты движения к ОПО, расстояние и систему оповещения. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ Все затраты и расходы по ликвидации аварий, связанных с разгерметизацией устья скважины, а также не соблюдение требований противофонтанной безопасности, которые привели к ГНВП и ОФ, несет владелец объекта совместно с организацией-производителем работ, допустившим возникновение аварийной ситуации. Предприятия должны предусматривать и выделять средства на приобретение оборудования и технических средств для пополнения складов A3 и принимать меры по укомплектованию и содержанию в полной готовности к применению совместно с противофонтанной службой необходимого перечня средств для ликвидации ГНВП. необходимые для ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса предприятий или противофонтанной службы, и пополняться за счет организаций, занимающихся бурением, эксплуатацией и ремонтом скважин. оборудование Специальные приспособления инструменты материалы спецодежда Средства страховки СИЗ Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ В бригадах текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должны быть следующие документы:
1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий: виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий; распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений; список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии; списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик; способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков; режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений; необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ; первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем и главным геологом предприятия и согласовывается с заказчиком (техническим руководителем и главным геологом). Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированными бригадами по плану утвержденному главным инженером и главным геологом ремонтного предприятия и согласованному с главным инженером и главным геологом предприятия «Заказчика». ПРОМЕДЛЕНИЕ В ДЕЙСТВИЯХ ПО ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ДАЖЕ ПРИ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНУ! 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕРЫ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ПЕРЕХОДУ ИХ В ОФ Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику. ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ Прием скважины в капитальный ремонт или освоение осуществляется комиссией. Комиссию возглавляет начальник цеха капитального ремонта скважин (начальник экспедиции бурового предприятия) или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию. В работе комиссии участвует мастер бригады и инженер по технике безопасности и представитель предприятия спецтехники. При отсутствии нарушений действующих правил и норм членами комиссии подписывается пусковой паспорт. Капитальный ремонт и освоение скважин производится под руководством мастера и ответственных инженерно-технических работников, назначенных за выполнение технологических регламентов. Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера или ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) или с главным инженером и главным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады. Глушение скважины производится по дополнительному заданию на глушение скважины. Необходимость проведения глушения определяется мастером ремонтной бригады, а задание на глушение выдается старшим мастером цеха КПРС по согласованию с геологической службой. Работы по промывке гидратных пробок и глушению скважин должны проводиться в соответствии с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой. Проверка знаний и переподготовка кадров проводятся не реже одного раза в 2 года. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника по дополнительному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке «Заказчиком» и «Подрядчиком". 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ Рабочие проекты на реконструкцию скважины, инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, планы работ ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью ГНВП, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению. Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты: 1-я стадия
2-я стадия
3-я стадия
1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны: Недостаточная обученность персонала бригад бурения, освоения, испытания, ремонта скважин и специалистов предприятия приемам и методам предупреждения и ликвидации ГНВП. Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Заниженная прочность обсадных колонн. Не приведение ПВО в режим оперативной готовности. Плашки превентора не зафиксированы ручными штурвалами. Прорыв флюида к устью по кольцевому пространству, возникновение грифонов. Некачественное цементирование обсадных колонн. Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового и устьевого оборудования. Неправильная эксплуатация противовыбросового и устьевого оборудования в процессе эксплуатации скважин. Отсутствие устройств для перекрытия канала бурильных или насосно-компрессорных труб. Недостаточная дегазация раствора при ГНВП. Несвоевременность обнаружения возникновения ГНВП. Низкая производственная дисциплина. Неправильные действия ИТР. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП 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:
1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний. 1-й способ (глушение жидкостями на водной основе)
2-й способ
3-й способ
Плотность обратной эмульсии 1060 - 1350 кг/м3. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl2. Объем обратной эмульсии 3-6 м3. Методы глушения скважин. Метод ступенчатого глушения скважины Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт. 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%. жг=Кз х (Рпл х 102) / (Н х 9.81) где: жг - плотность жидкости глушения, г/см3; Рпл - текущее пластовое давление, атм; Кз - коэффициент запаса, равный 1.10; Н - глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м. Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления. (1) Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м3/м3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%. Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м3) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ. При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено. На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле: Рпл = ((Н х жг)/10)+Ризб где: Ризб - избыточное давление на устье скважины, атм. На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром. Для глушения, (к примеру) используются следующие жидкости глушения:
(2) 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Количество реагента (NaCl, CaCl2), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле: Мр=(р х (жг-в)хVр х 10)/( р-в) где: Мр - количество реагента, кг; р - удельный вес реагента, г/см3 жг - удельный вес жидкости глушения, г/см3 в - удельный вес воды, используемой для приготовления жидкости глушения, г/см3 Vр- требуемый объем жидкости глушения, м3 Удельные веса - 2,15 г/cм3 (2 150 кг/м3) - 2,20 г/см3 (2 200 кг/м3) NaCl CaCl2 Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см3. Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины. Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг. Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле: Vжг=VэкО+3м3=Vэк-Vнкт-Vшт+3м3 где: Vэк=(D2/4)xH; Н - глубина скважины до цементного моста, D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны. VэкО - объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования. (3) (4) 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:
Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт): Vнкт=((dнкт2-dнктВ2)/4)хНсн где : dнкт-dнктВ- соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ, Нсн - глубина спуска насоса, м. Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг: Vшт=(dшт Ср2/4)хНсп Средневзвешенный диаметр штанг определяется: dштСр=((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп где: dшт1, h1 ... диаметры и длины ступеней колонны штанг. Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле: V1ц=(DэкВн2-dнкт2)/4)хНсп, м3 Количество циклов определяется: Кц=VэкО/V1ц 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов. При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле: V2ц=VэкО-V1ц+3, м3 При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле: V3ц=V1ц+3, м3 объем второго цикла V2ц=VэкО=V1ц-V3ц,м3; При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле: V4ц=V1ц+3 V2ц=V1ц объем третьего цикла вычисляется по формуле: V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, м3. Подготовительные работы к глушению скважины Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры. Определяется величина текущего пластового давления. Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления. Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном. Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта. Технология глушения скважины Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство. ПРОЦЕСС ГЛУШЕНИЯ (В ПРЕДЕЛАХ ОДНОГО ЦИКЛА) ДОЛЖЕН БЫТЬ НЕПРЕРЫВНЫМ. Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или дросселированием задвижки для создания противодавления на пласт. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение. При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле. to 1.2… n-1 = Hз1.2 …n-1-Hж1.2…n-1 V отн где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см3 и воды плотностью 1.0 г/см3); Нж1.2…n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м; Нз1.2…n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м; (8) 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП tо – продолжительность отстоя, час. Нж1.2…n-1=Vжг1.2…n-1 Vэк1 Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей. Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины. При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м3/м3, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП. (9) Глушение фонтанных и нагнетательных скважин В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ). Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением ( в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см2. К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса. 1.4. Меры по предупреждению ГНВП и переходу их в ОФ. Стадии контроля скважин, методы и способы ликвидации ГНВП МЕТОДЫ И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Глушение скважин, оборудованных насосами Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки. Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8. Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт. Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам. Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания. Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения. 1.5. Требования безопасности и противопожарные мероприятия при проведении работ по ликвидации ГНВП и ОФ. Действия работников при ОФ ДЕЙСТВИЯ ПРИ ВОЗНИКНОВЕНИИ ГНВП В случае ГНВП или ОФ, возникших во время производства работ подрядной организацией, подрядчик производит их ликвидацию по собственному договору с аварийно-спасательным формированием. При появлении признаков ГНВП должны быть приняты немедленные меры по герметизации устья скважины в соответствии с «Планом практических действий для бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин при возникновении ГНВП и ОФ». После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации ГНВП проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке. Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществлении мероприятий и использовании технических средств, предусмотренных планом. Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки ГНВП). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации. Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с ПРОТИВОФОНТАННОЙ СЛУЖБОЙ и утверждается пользователем недр (заказчиком). При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» (3 коротких гудка) и вахта приступает к действия согласно ПЛА. Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противофонтанной службы, а вспомогательные - персоналом бригады, прошедшим специальный инструктаж. При возникновении ГНВП до прибытия на скважину специалистов ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор). Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в ПЛА. 1.5. Требования безопасности и противопожарные мероприятия при проведении работ по ликвидации ГНВП и ОФ. Действия работников при ОФ Методы глушения скважин при возникновении ГНВП: Метод уравновешенного пластового давления Метод ступенчатого глушения скважины Скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине. способ “непрерывного глушения скважины” способ “ожидания и утяжеления” После закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение. способ “двухстадийного глушения скважины” Промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов - стадия вымыва пластового флюида. Останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину - стадия глушения. двухстадийный, растянутый Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции. Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное , максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны. |