учебное. Учебное пособие. Контроле над процессами в скважине
 Скачать 6.19 Mb.
|
|
3 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………… 5 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ ПОНЯТИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КОНТРОЛЕ НАД ПРОЦЕССАМИ В СКВАЖИНЕ…..…………… 6 1.1 Давление…………………………..………………………………....... 6 1.2 Гидростатика.…………………………………………………………. 6 1.3 Гидродинамика……………………………………………………….. 7 1.4 Градиент давления и геостатическое давление ……………………. 8 1.5 Нормальное и аномальные давления в насыщенных коллекторах .. 10 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I I I ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ, СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ЗА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯМИ ……………………………. 11 2.1 Методы определения зон с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД)…………………………………………………... 11 2.2 Средства контроля за газонефтеводопроявлениями ……………….. 15 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I I I I I БАРЬЕРЫ, ПРИЗНАКИ И ПРИЧИНЫ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ ……………….………………. 18 3.1 Барьеры……….……………………………………………….………. 18 3.1.1 Первичный барьер…………………………………………………….. 18 3.1.2 Вторичный барьер……………..……………………………………… 19 3.1.3 Последующие барьеры……………………………………………….. 19 3.2 Признаки газонефтеводопроявлений………………………………... 20 3.3 Причины газонефтеводопроявлений………………………………… 21 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I V V УСТЬЕВОЕ И ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССАМИ В СКВАЖИНАХ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ ……………. 22 4.1 Фланцевые и хомутовые соединения ….…………………………… 23 4.2 Колонные головки, колонные подвески и циркуляционные крестовины …………………………….…………………………….. 27 4.3 Противовыбросовые превенторы …………………………………… 31 4.3.1 Плашечные превентры ………………………………….………….... 34 4.3.2 Кольцевые превентры …………………………………………….…. 46 4.3.3 Диверторные системы …………………………………………….…. 56 4.3.4 Противовыбросовые устройства в составе КНБК ……………….… 58 4.3.5 Испытание противовыбросовых превенторов …………………..…. 63 4.4 Гидравлическая система управления ПВО……................................. 66 4.4.1 Работа пневматической системы …………………………………… 71 4.4.2 Работа электрической системы ……………………………………… 71 4.4.3 Блок аккумуляторов …………………………………………………. 72 4.4.4 Манифольд плашечных превенторов и задвижек …………………. 73 4.4.5 Манифольд универсального превентора …………………………… 73 4 4.4.6 Требования к гидравлическим системам управления ПВО и расчет количества баллонов аккумуляторной системы …………………… 74 4.5 Дроссели и дроссельные манифольды …………………..…………. 78 4.6 Газосепаратор, вакуумный дегазатор ……….……..…………….…. 82 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь V V ГЕРМЕТИЗАЦИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ, МИГРАЦИЯ ГАЗА, МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЕ ДАВЛЕНИЕ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ………………………. 84 5.1 Закрытие скважины…………………………………………………… 84 5.1.1 «Мягкое закрытие» скважины………………………………………. 85 5.1.2 «Жесткое закрытие» скважины…………………………….….……. 87 5.1.3 Рекомендации к выбору способа закрытияскважины ……….……. 88 5.2 Миграция газа………………………………………………..……….. 88 5.3 Максимально допустимое давление на устье скважины в кольцевом пространстве…………………………………………….... 90 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь V V I I МЕТОДЫ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, ОСОБЕННОСТИ И ОСЛОЖНЕНИЯ ……………………………………….…………….. 94 6.1 Метод «Бурильщика»………………………………………………… 94 6.2 Метод «Ожидания и утяжеления»……………………………….…… 99 6.3 «Объемный» метод глушения скважины……………………………. 103 6.4 Особенности глушения горизонтальных и наклонно- направленных скважин …………………………………………….... 105 6.4.1 Расчет графика глушения горизонтальной скважины …………….. 109 6.5 Осложнения при глушении скважин ……………………………….. 113 Приложение 1 - Лист глушения вертикальной скважины …….…………………………………………………………………… 116 Приложение 2 - Лист глушения наклонно направленной скважины ………….……………………………………………………………… 118 Список использованных источников………………………………… 121 5 ВВЕДЕНИЕ Возникновение при строительстве скважины газонефтеводопроявлений, без сомнения, является наиболее опасным и трудоемким с точки зрения ликвидации осложнением. Основной причиной перехода проявления пластового флюида в открытое фонтанирование, является отсутствие теоретических знаний и навыков у работников сферы производства, а так же слабая профессионально-техническая подготовленность к управлению скважиной. Наиболее остро эта проблема встает при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях бурения с наличием зон АВПД, и при освоении новых площадей. Особенность подготовки специальных инженерных кадров, заключается в отсутствии возможности реализации газонефтеводопроявления для закрепления полученных теоретических знаний на практике, поэтому необходим особый технико- технологический подход, включающий положения действующих общепринятых (общемировых) правил и инструкций. В учебном пособии рассмотрены вопросы контроля и управления скважиной при газонефодопроявлениях, теоретические и практические тонкости глушения скважин различными методами, однако курс охватывает специфику строительства скважин с земной поверхности и не затрагивает контроль и управление скважиной с использованием надводного и подводного противовыбросового оборудования. Учебное пособие предназначено, для инженерно-технических работников сервисных, буровых и нефтегазодобывающих предприятий. Так же будет полезно для подготовки студентов средне-специальных и высших учебных заведений нефтегазового направления. 6 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ ПОНЯТИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КОНТРОЛЕ НАД ПРОЦЕССАМИ В СКВАЖИНЕ 1.1 Давление Основным, и наиболее важным, понятием, определяющим весь смысл операций по контролю и управлению скважиной, является давление. S F P (1) Давление (P) - это сила (F), приходящаяся на единицу площади (S). g m F (2) Сила (F) в свою очередь – это произведение массы покоя (m) на ускорение силы тяжести (g). В силу особенности физических свойств жидкостей и газов масса покоя жидкости и газа определяется для единицы их объема и выражается плотностью. Отсюда давление столба жидкости либо газа определяется как произведение плотности (ρ), высоты столба (h) и ускорения силы тяжести (g). h g P (3) Это выражение отражает основной закон гидростатики. Таким образом, давление промывочной жидкости находящейся в состоянии покоя в любой точке скважины можно определить из выше представленного выражения. В системе СИ ускорение силы тяжести составляет 9,81 м/с 2 , а в английской системе коэффициент в уравнении гидростатики составляет 0,052 psi/ft, он имеет такое значение с учетом пересчета давления 1 галлона воды на площадь в 1 квадратный дюйм. 7 1.2 Гидростатика Гидростатическое давление (P гст ) не зависит от диаметра ствола скважины, а также от пространственного расположения скважин (наклонно-направленные, горизонтальные) Гидростатическое давление обычно измеряется в кгс/см 2 (МПа) или в барах и выражается как функция плотности и глубины, что показано в следующих формулах: Система единиц измерения Выражение Единицы измерения СИ, МПа h P ГСТ 81 , 9 h – глубина в метрах ρ – плотность в кг/м 3 Метрическая, кгс/см 2 2 , 10 / h P ГСТ h – глубина в метрах ρ – плотность в кг/дм 3 Английская, psi (фунт/кв. дюйм) h P ГСТ 052 , 0 h – глубина в футах ρ – плотность в ppg (фунт/галлон) 1.3 Гидродинамика Разница давлений между двумя точками трубопровода, через который прокачивается жидкость (вода, буровой раствор и т.д.) соответствует перепаду давления между этими точками, таким образом перепад давления в трубопроводе представляет сопротивление прокачиваемости (текучести) промывочной жидкости. Уменьшение давления вызывается наличием трения между движущимся раствором и стенками трубопровода, а также между различными струями раствора, которые перемещаются с разной скоростью. Перепады давления следует рассматривать как постепенное поглощение в сети исходной энергии. Эти перепады зависят от многих факторов и в первом приближении подчиняются следующей пропорции приведенной в виде выражения 4. 8 2 2 1 5 1 2 2 1 2 2 1 2 1 2 1 spm spm D D L L Q Q Р Р (4) где ρ – плотность жидкости Q – объемная скорость жидкости L – длина трубопровода D – внутренний диаметр трубопровода spm – число ходов плунжера насоса в единицу времени Гидродинамика рассматривает движение промывочных жидкостей, когда сочетаются "статическое" состояние (неподвижные растворы) и состояние "перепадов давления", при этом справедливо, что, любое изменение перепадов давления в данной точке сети (закупорка насадки долота, изменение отверстия штуцера (дросселя) на штуцерной батарее и т.д.) повлечет за собой идентичное изменение давлений до этой точки и оставит неизменными давления после нее. 1.4 Градиент давления и геостатическое давление Градиентом давления называется величина соответствующая давлению в данной точке пласта и отнесенная к глубине этой точки по вертикали от земной поверхности. Измеряется градиент в единицах СИ - МПа/м и единицах имперской системы psi/ft. Геостатическое давление на данной глубине представляет собой давление, оказываемое горными породами, которое зависит от плотности горных пород и способности скелета горных пород передавать вес вышележащих пород нижележащим. В нормальных условиях давление в насыщенных коллекторах не зависит от геостатического давления. 9 Рисунок 1- Значения давлений и градиентов различных флюидов 10 Приведенные на рисунке 1 графически изображенные линии градиентов давлений различных флюидов отражают смысл градиента давления и связь давления столба флюида с каждой точкой на вертикальной проекции скважины. 1.5 Нормальное и аномальные давления в насыщенных коллекторах Давление в порах называется нормальным, если единственной причиной его является гидростатическое давление флюидов, пропитывающих недра и, через каналы (поры), сообщающиеся с атмосферой независимо от морфологии пор и перемещений флюида. Режим нормального давления предполагает существование системы, гидравлически открытой для атмосферы. Различные вариации в величинах пластовых давлений в основном зависят от соотношений между положением пьезометрической поверхности, глубиной залегания пласта и превышением устья скважины над уровнем моря. В случае отсутствия гидравлически открытой для атмосферы системы, формуются аномальные давления причиной возникновения которых принято считать образование непроницаемого барьера препятствующего связи флюида с атмосферой и явления или явлений вызывающих рост (снижение) давления в насыщенном коллекторе. В основном все причины формирования коллекторов с аномальными давлениями носят либо геологический, либо физико-химический характер, однако в последнее время появляются причины техногенные, связанные с особенностями разработки различных месторождений. 11 Ч Ч А А С С Т Т Ь Ь I I I I ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ, СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ЗА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯМИ 2.1 Методы определения зон с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) Очень важно предсказать местоположение аномально высокого давления, чтобы принять меры, обеспечивающие нормальный процесс бурения во избежание газонефтеводопроявления. На рисунке 2 приведены основные методы оценки АВПД. В интервалах аномально высокого давления непроницаемые породы (чаще всего глинистые) сохраняются относительно неуплотненными, содержат аномально высокое количество воды и обладают повышенной пористостью. Это приводит к аномально высокой проводимости таких пород, повышению времени распространения волн в них и заметному снижению их плотности. Такие свойства непроницаемых пород дают возможность выявлять местоположение зоны с аномально высоким давлением при помощи геофизических исследований разрезов скважин: кривых проводимости (сопротивления), акустического каротажа и определения плотности непроницаемых пород. На основании построения графиков изменения (сопротивления) проводимости глин с глубиной, скорости распространения упругих волн в них и плотности устанавливается так называемая линия нормального уплотнения. Отклонение в линии указывает на наличие зоны аномальных давлений. 12 Рисунок 2 – Основные методы оценки зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) 13 На рисунке 3 показан пример выявления зон с аномально высоким давлением по данным измерения плотности глин и их проводимости. Рисунок 3 – Пример сопоставления проводимости и плотности чистых глин в зоне аномально высоких давлений: 1 – нормальные кривые уплотнения и проводимости; 2 – плотность чистых глин, определенная по образцам и шламу; 3 – проводимость чистых глин, отсчитанная по кривой индукционного каротажа Как видно, с глубины 4050 м наблюдается отклонение значений плотности и проводимости глин от линий нормального уплотнения. Четкая корреляция данных о плотности и проводимости глин подтверждает их достоверность. Для определения плотности глин используются образцы глин, полученные из керна и шлама ]. 14 Однако образцы глин, извлеченные из шлама, под влиянием бурового раствора могут изменять свои свойства и не всегда соответствовать их состоянию в пласте. Поэтому относительно правильные результаты можно получить по шламу, остававшемуся в буровом растворе минимальное время. Точки, нанесенные на графике, оценивающие плотность и проводимость глин, определенные соответственно по керну, шламу и кривой проводимости (сопротивлению), относятся к чистым глинам. Отклонения в сторону повышенных значений плотности и пониженных значений проводимости могут быть вызваны присутствием в глинах известкового или песчаного материала, близким расположением глин к песчаным пластам (ближе 3 м). Последние являются более благоприятными условиями вытеснения поровой воды из глин и близко расположенный песчаный пласт. Поэтому исследование плотности глин в разрезе, где имеет место переслаивание глинистого и песчаного материала, приводит к дифференцированному распределению точек. На основании данных о верхней границе зоны аномально высоких давлений в скважинах можно построить карту распространения верхней границы аномально высоких давлений. Полученные сведения необходимы для выбора и основания рациональной технологии бурения, обоснования глубин спуска обсадных колонн определения параметров промывочной жидкости при вскрытии пластов. С помощью данных электрометрии скважин (методов бокового электрического зондирования, сопротивления экранированного заземления, (индукционного метода) определяется удельное электрическое сопротивление (электропроводность) глинистых пластов, для чего используется соответствующий диаграммный материал. Затем по полученным значениям удельных электрических сопротивлений (электропроводимости) в полулогарифмическом масштабе строятся 15 зависимости изменения соответствующих параметров от глубины залегания изучаемых пластов и проводится линия нормально уплотненных глин. На этих графиках отклонениями от линии нормально уплотненных глин отмечается зона с АВПД. 2.2 Средства контроля за газонефтеводопроявлениями Говоря о средствах контроля за газонефтеводопроявлениями (ГНВП) правильнее было начать с признаков ГНВП, однако, сам по себе признак проявления пластового флюида является следствием возникновения движущих сил (как правило, обусловленных разностью давлений между насыщенным коллектором и технологической жидкостью), то средства контролирующие этот процесс мы упомянем ранее. Термин газонефтеводопроявление означает поступление флюида (газа нефти или воды) из насыщенного коллектора не предусмотренное планом работ. В практике бурения, для контроля за процессами в скважине при различных видах работ (бурение, спускоподъемные операции, геофизические исследования и т.д.), применяются различные технические средства позволяющие выявить признаки поступления пластового флюида в скважину на ранней стадии развития ГНВП. К ним относятся: - датчик расхода промывочной жидкости на выкиде бурового насоса; - датчик расхода промывочной жидкости на выходе из скважины; - датчики уровня бурового раствора в рабочих, приемных и доливных емкостях; - датчики плотности бурового раствора на входе и выходе из скважины. Датчик расхода промывочной жидкости на выкиде бурового насоса (рисунок 4) представляет собой накладной сенсор расходомера, установленный на трубе, излучающий сигнал, направленный через её стенку 16 трубы в поток жидкости. Частота сигнала, отражённого присутствующими в потоке жидкости твёрдыми частицами или газовыми пузырьками, отличается от исходной (эффект Доплера). Контроллер расходомера измеряет сдвиг частоты и определяет значение скорости жидкости, которое используется для расчёта расхода. Рисунок 4 - Датчик расхода промы- вочной жидкости на выкиде бурового насоса Рисунок 5 - Датчик расхода промы- вочной жидкости на выходе из скважины Датчик расхода промывочной жидкости (рисунок 5) на выходе из скважины используется для измерения величины расхода бурового раствора в открытом или в закрытом желобе. Состоит из магниторезистивного преобразователя угловых перемещений и усилителя-преобразователя. Принцип работы датчика заключается в получении с первичного магниторезистивного преобразователя электрического сигнала, пропорционального углу отклонения рабочей лопатки. Датчик уровня бурового раствора (рисунок 6) состоит из штанги и кольцевого магнита, размещенного в верхней части поплавка. Внутри штанги расположены линейный герконовый преобразователь перемещений и 17 нормирующий модуль. Линейный герконовый преобразователь состоит из последовательно подключенных друг к другу плат, смонтированных в канале прямоугольного сечения из поливенилхлорида. На нижнем конце штанги датчика установлен ограничитель перемещения поплавка. Принцип действия датчика основан на замыкании герконов преобразователя под действием перемещающегося магнита поплавка. Специальное расположение герконов и выбранный тип магнита позволяют добиться высокой точности измерений. Рисунок 6 – Датчик уровня бурового раствора Рисунок 7 – Датчик плотности буро- вого раствора Датчик плотности бурового раствора (рисунок 7)предназначен для определения плотности бурового раствора в нагнетательной линии и на выходе из скважины. Бесконтактный датчик плотности бурового раствора обеспечивает контроль изменения плотности потока гамма-излучения от радионуклидного источника, вызванного изменением плотности бурового раствора. Поток гамма-излучения регистрируется блоком детектирования, в котором этот 18 поток преобразуется в последовательность импульсов с частотой пропорциональной плотности потока излучения. Определение плотности бурового раствора осуществляется по калибровочной зависимости, учитывающей ослабление потока гамма-излучения через стенку манифольда (желоба). Вместе с приведенными выше устройствами, позволяющими фиксировать необходимые для контроля первичных (явных) признаков ГНВП современная буровая установка оснащается датчиками: крутящего момента, температуры промывочной жидкости, количества ходов плунжера насоса, давления промывочной жидкости в нагнетательной линии и многими другими. Совокупность полученных и обработанных данных, отображаемая на пульте бурильщика позволяет контролировать многочисленные процессы, в том числе такие ответственные, как контроль за ГНВП и контроль процесса глушения скважины. |