контроль скважины. 2. Поведение газа при движении по стволу скважины Раннее обнаружение и предупреждение проявлений

• Название: 2. Поведение газа при движении по стволу скважины Раннее обнаружение и предупреждение проявлений
• Дата: 27.06.2019
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: контроль скважины.ppt
• Тип: Документы; #83164

2. Поведение газа при движении по стволу скважины

3. Раннее обнаружение и предупреждение проявлений

4. Устьевое оборудование

5. Управление скважиной при ликвидации проявлений

6. Безопасность труда и охрана окружающей среды при ликвидации проявлений

7. Отработка практических навыков

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 или негерметичности запорного оборудования или грифонообразования.

ГРИФОН – неуправляемое истечение флюида по заколонному пространству при отсутствии цементного камня или некачественном цементировании

Основное уравнение гидростатики
Рr = 1 + ρġH, где
Рr - полное гидростатическое давление на глубине Н (м),Па;
Po - внешнее давление на свободной поверхности жидкости, Па;
ρ - плотность жидкости, кг/м3;
ġ - ускорение свободного падения, м/с2;
H - глубина скважины, м;
Из основного уравнения гидростатики вытекает закон Паскаля, из которого следует, что давление, приложенное к поверхности, передается в любую точку объема жидкости без изменений. Это объясняет превышение пластового давления над гидростатическим.

Поровое (пластовое) давление – это давление, оказываемое флюидами, содержащимися в породах внутри пор и трещин.

Различие между пластовым и поровым давлением определяется характером пород, содержащих в порах флюиды. В проницаемых породах - коллекторах -

давление флюида называют пластовым, в непроницаемых - таких как глина, - поровым. Для пористой породы геостатическое и поровое давление связаны между собой формулой: Ргеос. = σv + Р пор.,где

Ргеос. – геостатическое давление;

σv – напряжение, ведущее к деформации породы;

Р пор.- поровое давление; Р пор.= ρ·q·Н

Давление гидроразрыва пласта – Ргрп – давление, которое необходимо создать в зоне залегания пласта для раскрытия трещин, позволяющих проникать в них буровому раствору.

Рпогл. < Ргрп.

Потеря скважины

Потеря скважины

Непроизводительные материальные

и трудовые затраты

Загрязнения окружающей

среды

Внутрискважинные перетоки,

в результате которых

происходит загрязнение недр

и истощение месторождений

Человеческие жертвы

Возможно возникновение ГНВП и при

наличии достаточного противодействия

на продуктивный пласт в результате

поступления флюида в ствол скважины в

результате диффузионных или осмотических процессов, гравитационного замещения, контракционных процессов, высокой скорости разбуривания и т.п.

2. Нарушения в районе работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;

3. Разбуривание несовместимых интервалов бурения;

4. Ошибки в определении глубины залегания продуктивных отложений;

5. Недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластовых давлений;

6. Использование жидкости глушения с заниженной плотностью;

7. Снижение давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения или при подъеме колонны труб;

8. Разрушение обратных клапанов колонн при спуске;

9. Нарушение целостности колонн при спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

10. Некачественное крепление колонн;

11. Разная плотность растворов в затрубном и в трубном пространстве.

2. Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям;

3. Плохое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение условий эксплуатации;

4. Нарушение технических условий свинчивания труб;

5. Несоответствие плашек превентора диаметру труб. Срыв плашек превентора;

6. Недостаточная дегазация раствора при возникновении ГНВП;

7. Снижение прочности колонны в результате ее износа при СПО;

8. Недостаточная обученность персонала;

9. Низкая трудовая и производственная дисциплина;

10. Некачественное цементирование обсадных колонн;

11. Отсутствия в компановке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.

2. Изменение уровня раствора в приемных емкостях при бурении или СПО;

3. Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины бурового раствора;

4.Несоответствие объема металла труб доливаемой или вытесняемой жидкости;

5. Повышение газосодержания в промывочной жидкости;

6. Снижение плотности бурового раствора;

7.Поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;

8. Резкий рост скорости при неизменных параметрах режима бурения;

9. Изменение давления на насосах при равных условиях их работы;

10. Увеличение вращающегося момента на роторе;

11. Снижение уровня столба жидкости раствора в скважине при остановках и простоях.

Рδ – необходимое гидростатическое давление на пласт.

Согласно правил безопасности Рδ должно быть:

Рδ = Рпл +∆Р , где

∆Р – превышение гидростатического давления над пластовым ( Правила безопасности п.2.7.3.3.)

Для 0
Для 1200

∆Р =5% Рпл, но не более 25-30кгс/см2

отсюда, ρ = (Рпл + ∆Р)/0,1Н.

Вывод: плотность раствора выбирается таким образом, чтобы гидростатическое давление на забое скважины превышало пластовое на определенную величину.

do =

Закон Бойля – Мариотта

Закон Бойля – Мариотта

PV

= const

Т

Уравнение Клайперона

PV = nzRT

Р – давление, Па;

V - объем газа,м3;

n - число моль вещества;

z - коэффициент сжимаемости газов;

R - универсальная газовая постоянная;

T- температура, ˚К

ρн =

-распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;

-список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

-список инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;

-способы оповещения об аварии, пути выхода людей из опасных мест;

-режим работы вентиляции при возникновении ГНВП;

-необходимость и последовательность отключения энергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;

-первоочередные действия персонала при появлении ГНВП, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.

[Р] · S · К

Vпр =

-6

10 (ρ - ρ газ) g Рпл

S –площадь поперечного сечения газовой пачки, м.кв.;

Рпл – пластовое давление, МПА;

Для жидкого флюида:

Для жидкого флюида:

S min

Vпр =

-6

10 (ρ - ρ ф) g

Рпл – пластовое давление, МПА;

V(при бурении) = 1,5 куб.метров

V(при бурении) = 1,5 куб.метров

V(при СПО) = 0,5 куб.метров

V(при КРС) = 0,2 куб.метра

-открыть коренную гидрозадвижку;

-закрыть универсальный превентор;

-закрыть дроссель (штуцер);

2.ОПРЕДЕЛИТЬ ПО МАНОМЕТРАМ избыточное давление в бурильных трубах и Ризб.т. и в

затрубном пространстве Ризб.к.

3.ВКЛЮЧИТЬ ЦИРКУЛЯЦИЮ: открыть дроссель на 3-5 оборотов, включить насос, установить расход

10-20 л/сек. (в дальнейшем не менять).

4.ОПРЕДЕЛИТЬ ДАВЛЕНИЕ ЦИРКУЛЯЦИИ: изменяя положение дросселя, установить давление

затрубном пространстве Рк=Ризб.к.+ ∆Р, где ∆Р-противодавление на пласт, равное 10-15 кгс/см2, при этом

манометр на насосах покажет Рцирк. Держать это давление постоянным до проявления флюида.

5.ПРОВЕРИТЬ НАЛИЧИЕ ФЛЮИДА В СКВАЖИНЕ: выключить циркуляцию, закрыть дроссель при

Ртрубное =Рзатрубное - флюида нет.

6.РАСЧИТАТЬ ПЛОТНОСТЬ УТЯЖЕЛЕННОГО РАСТВОРА:

Ризб. + ∆Р

ρ ут = ρ +

0,1 Но

7.УСТАНОВИТЬ γут , ВКЛЮЧИТЬ ЦИРКУЛЯЦИЮ: расход прежний; до долота держать постоянным Рк=Ризб.к.+ ∆Р после долота зафиксировать Рнас. При подходе утяжеленного раствора к устью, дроссель открыть полностью, снизить расход.

8..ВЫКЛЮЧИТЬ ЦИРКУЛЯЦИЮ: проверить наличие флюида в скважине. Открыть дроссель при

Рк = Рнас = 0 открыть превентор

9. ПРОВЕРИТЬ. Рзабойное. = Р пл. + ∆Р

Поднять ведущую трубу выше стола ротора;

Остановить буровой насос;

Открыть коренную гидрозадвижку;

Закрыть превентор ППГ – 230-21 с трубными плашками;

Закрыть дроссельную задвижку (ДР-80-35);

Наблюдать за ростом давления.

Навернуть шаровой кран;

Взять бурильный инструмент на талевую систему;

Открыть коренную гидрозадвижку;

Закрыть превентор;

Закрыть шаровой кран;

Закрыть дроссельную задвижку ДР - 85 - 35;

Установить бурильный инструмент на ротор

Взять ведущую трубу (квадрат), навернуть;

Открыть шаровой кран;

Наблюдать за ростом давления Ртр. и Рзатр.

ρ =

После герметизации устья скважины появляется избыточное давление Ртр < Рзатр. Тогда конечная плотность раствора равна:

ρк = ρ +

Рзаб = 1 + ρ·g·Н;

Рпл = σ + ρ·g·Н , где σ – напряжение горных пород;

6.2. Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должен проводиться инструктаж по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе периодического (повторного) инструктажа, утвержденной техническим руководителем предприятия.
6.3. 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 тренировок (учебных тревог) производственного персонала непосредственно на объектах текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин имеет очень важное значение для ликвидации аварии в ее начальной стадии. Известны случаи, когда в момент угрозы открытого фонтанирования даже опытные бригады совершали беспорядочные действия. Поэтому практика в ликвидации имитируемых проявлений и навыки по герметизации устья способствуют выработке уверенности в действиях при возникновении аварийной ситуации.
Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность проведения учебных тревог по сигналу «Выброс» не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Результаты проведения и оценка действий вахты должны отражаться в «Журнале учета проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс». Ответственным за их проведение является мастер бригады.
6.4. Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин, специалистами предприятия.




6.6. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ по ремонту скважины. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.
6.7. Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных клапанами-отсекателями, и на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Данный перечень должен пересматриваться не реже одного раза в 3 месяца.
6.8. Прием скважины в капитальный ремонт, освоение или испытание осуществляется специальной комиссией с участием мастера бригады. Возглавляет комиссию начальник цеха (РИТС) или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию. Состав комиссии определяется техническим руководителем предприятия.

При отсутствии нарушений действующих правил и норм (стандартов) членами комиссии подписывается пусковой паспорт.

6.9. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады, оператором и машинистом подъемной установки.

6.10. Текущий, капитальный ремонт, освоение и испытание скважин производятся под руководством мастера или ответственного лица из числа специалистов предприятия по плану работ.План капитального ремонта утверждается техническим руководителем предприятия, производящего ремонт скважины. При выполнении работ подрядным способом план дополнительно согласовывается с техническим руководителем заказчика.Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему ремонту скважин устанавливается недропользователем (заказчиком). При текущем ремонте скважин 1 категории по опасности возникновения ГНВП и ОФ план работ согласовывается с недропользователем. План освоения или испытания скважины утверждается техническим руководителем буровой организации (организации-исполнителя работ) и согласовывается с заказчиком.

В плане также должны быть указаны:

- сведения о конструкции и состоянии скважины;

- сведения о внутрискважинном оборудовании;

- перечень планируемых технологических операций;

- категория скважины по опасности возникновения ГНВП;

- схема и тип противовыбросового оборудования;

- величина пластового давления и дата его замера (давностью не более 3 месяцев);

- газовый фактор;

- высота подъема цемента за колонной;

- плотность жидкости глушения и долива в соответствии с требованиями п.2.7.3.3 ПБНГП;

- объем запаса раствора на скважине и на растворном узле, условия его доставки с растворного узла;

- глубина залегания продуктивного пласта по вертикали;

- тип колонной головки, завод-изготовитель;

- тип фонтанной арматуры, завод-изготовитель;

- диаметр канавки под уплотнительное кольцо верхнего фланца крестовины фонтанной арматуры;

- дата ввода скважины в эксплуатацию;

- максимально ожидаемое давление на устье;

- максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну;

- мероприятия по предотвращению аварий (газонефтеводопроявлений и т.п.).

6.12. Перед началом ремонта, освоения (испытания) скважины бригада должна быть ознакомлена с планом работ.

Первая категория:

- газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

- нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 100 м3/м3;

нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;

- нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

- нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического 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 м, а также находящиеся от внешней границы ГНК на расстоянии 500 м и ближе;

- скважины с отсутствием циркуляции;

разведочные и поисковые скважины.

Вторая категория:

- нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10%

и газовый фактор менее 100 м3/м3;

нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

Третья категория:

- нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического;

- нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

6.15. При проведении работ устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования утверждается техническим руководителем предприятия и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.
6.16. Монтаж противовыбросового оборудования на устье скважины и его обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструкции, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы и инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО, согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Рабочее давление применяемого противовыбросового оборудования должно быть выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
6.17. Противовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление (в случае поглощения жидкости скважина опрессовывается на начальное давление поглощения), но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны и не ниже 3 МПа (30 кгс/см2) с выдержкой в течение 10 минут. Запорная компоновка для перекрытия канала применяемых труб должна находиться рядом с устьем скважины с открытым шаровым краном.

6.18. Для герметизации затрубного пространства должен быть обеспечен беспрепятственный доступ к задвижкам на крестовине фонтанной арматуры. На задвижках должны быть установлены штурвалы.

Производство работ при отсутствии штурвалов на превенторах или на задвижках крестовины фонтанной арматуры запрещается.

6.19. Периодически противовыбросовое оборудование должно проходить ревизию в условиях механических мастерских и опрессовываться на рабочее давление. Результат испытания оформляется актом и записывается в паспорт. Сроки периодической опрессовки противовыбросового оборудования определяются инструкцией по монтажу и эксплуатации на каждый тип оборудования.
6.20. При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль за объемом доливаемой жидкости. Объем и плотность доливаемой жидкости фиксируется в вахтовом журнале. На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее 6 м3 с запасом жидкости не менее 4 м3. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку через 0,2 м3. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья. Разрешается использовать передвижную автоцистерну при условии обеспечения непрерывного долива скважины в процессе подъема труб, а также контроля за объемом доливаемой в скважину жидкости в соответствии с перечисленными выше требованиями. На период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована в соответствии с пп.2.7.5.3 и 2.7.5.6 ПБНГП совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

6.22. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки – закреплена на все шпильки и опрессована на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
6.23. Устье скважины перед прострелочно-взрывными работами в эксплуатационной колонне должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена промывочной жидкостью с плотностью, определенной планом работ.Во время и после прострелочно-взрывных работ производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины, его снижение не допускается.
6.24 Вызов притока из пласта путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается.
6.25. Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которого находится скважина. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двухсторонним актом.
Геофизические работы в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление. Периодичность ревизии и опрессовки лубрикаторов на рабочее давление в механических мастерских – один раз в шесть месяцев. Результаты опрессовок оформляются актами и заносятся в паспорт.

После монтажа на устье скважины лубрикатор должен быть опрессован на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом и отмечаются в вахтовом журнале.

6.27. При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

6.28. При появлении признаков газонефтеводопроявления должны быть приняты немедленные меры по герметизации устья скважины в соответствии с «Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».
6.29. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.

6.30. Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противофонтанной службы, а вспомогательные работы – персоналом бригады, прошедшим специальный инструктаж.

6.31. В бригадах текущего, капитального ремонта, освоения (испытания) скважин должны быть следующие документы:

- Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

- Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием;

- Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования;

- Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- План практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- Журнал учета проведения учебно-тренировочных занятий;

- План работ;

- Пусковой паспорт;

- Акт на глушение скважины;

- Паспорт (копия) противовыбросового оборудования;

- Акт опрессовки противовыбросового оборудования в условиях механических мастерских;

- Акт опрессовки противовыбросового оборудования совместно с запорной компоновкой на устье скважины;

- Акт опрессовки выкидных линий;

- Паспорта и акты опрессовки в условиях механических мастерских запорной компоновки, шаровых кранов.

Кроме того, в бригадах освоения и испытания, а также в бригадах ремонта скважин производящих работы по замене колонной головки и фонтанной арматуры, должны быть:

- Паспорт колонной головки;

- Паспорт фонтанной арматуры;

- Акт опрессовки межколонного пространства.