Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Газонефтеводопроявление представляет собой проникновение пластовых флюидов через устье скважины или в заколонное пространство при превышении пластового давления над гидростатическим давлением столба бурового раствора. Данное явление относится к наиболее опасным осложнениям при бурении и может привести к открытому фонтанированию скважины при несвоевременном обнаружении или неправильных действиях персонала.
Федеральные нормы и правила № 534 классифицируют скважины по степени опасности возникновения ГНВП на основании прогнозируемых значений пластового давления и состава ожидаемых флюидов. К первой категории относятся скважины с аномально высоким пластовым давлением и наличием сероводорода, требующие установки трехпревенторных схем противовыбросового оборудования с дублированием линий манифольда.
Газопроявления характеризуются высокой скоростью развития из-за малой плотности газа и его способности расширяться при подъеме в стволе скважины. Газовая пачка всплывает со скоростью, определяемой скоростью движения жидкости и скоростью всплытия газа в статических условиях. При закрытии скважины газовая пачка продолжает подъем, сохраняя первоначальное давление и вызывая рост давления на устье.
Нефтеводопроявления развиваются медленнее газовых из-за большей плотности флюида. Основная опасность заключается в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнении рабочей зоны. Газонефтеводопроявления сочетают признаки обоих типов, что существенно усложняет процесс ликвидации и требует применения специальных методов глушения с учетом многофазности поступающих флюидов.
Основной причиной начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением, создаваемым столбом бурового раствора. Забойное давление определяется величиной гидростатического давления промывочной жидкости и гидравлическими сопротивлениями при циркуляции. При недостаточной плотности раствора создаваемое давление не компенсирует пластовое, что приводит к поступлению флюида в ствол скважины.
Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом раствора. Снижение плотности жидкости при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. Поршневание при спускоподъемных операциях, вызывающее снижение давления на забое. Поглощение бурового раствора в проницаемые пласты с одновременным снижением уровня в скважине.
Геологические факторы включают наличие в разрезе скважины пластов с аномально высоким пластовым давлением, присутствие газовых горизонтов с давлением, существенно превышающим гидростатическое. Нефтяные и водяные пласты с большим количеством растворенного газа также значительно увеличивают опасность возникновения ГНВП, даже при пластовом давлении ниже гидростатического за счет дегазации флюида при подъеме.
Противовыбросовое оборудование согласно ГОСТ 13862-90 предназначено для герметизации устья нефтегазовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью предупреждения выбросов, открытых фонтанов и безопасного ведения работ. Оборудование монтируется на колонную головку кондуктора и включает превенторный блок, манифольд и станцию гидроуправления.
Плашечные превенторы обеспечивают быстрое и надежное перекрытие устья при наличии труб в скважине или без них. Трубные плашки герметизируют межтрубное пространство при неподвижной колонне, глухие плашки полностью перекрывают устье при отсутствии труб. Срезающие плашки применяются при аномально высоких давлениях для обламывания бурильной колонны и последующей герметизации устья глухими плашками второго превентора.
Универсальные превенторы с резиновым сферическим или кольцевым уплотнителем позволяют герметизировать устье при расхаживании колонны, бурении утяжеленными бурильными трубами и в случаях, когда диаметр труб не соответствует типоразмеру плашек. Вращающиеся превенторы дают возможность продолжать бурение при закрытом устье, что критически важно при проходке зон с высоким пластовым давлением.
Рабочее давление превенторов по ГОСТ 13862-90 составляет 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа. Выбор осуществляется по разнице между прогнозируемым давлением на устье при ГНВП и гидростатическим давлением столба бурового раствора с учетом градиента давления флюида. При наличии негазированной обводненной нефти градиент составляет от 4,5 до 6,8 кПа на метр, при газовых пластах требуется расчет с учетом расширения газа при подъеме.
Манифольд противовыбросового оборудования состоит из линии глушения и линии дросселирования. Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки утяжеленного раствора в межтрубное пространство при ликвидации ГНВП. Линия дросселирования необходима для регулировки давления, дебита и направления потока бурового раствора с флюидом в сепаратор. При повышенной опасности ГНВП обе линии дублируются в схеме обвязки.
Станция гидроуправления включает основной пульт, размещаемый на расстоянии минимум 10 метров от устья скважины, и дублирующий пульт у рабочего места бурильщика. Система обеспечивает открытие и закрытие превенторов, задвижек и дросселей при рабочем давлении гидравлической жидкости от 14 до 21 МПа. Проверка работоспособности превенторов производится один раз в неделю при нормальной работе и перед каждой спускоподъемной операцией в режиме оперативной готовности.
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым давлением на величину от 10 до 15 процентов для скважин глубиной до 1200 метров, но не более 1,5 МПа; от 5 до 10 процентов для скважин глубиной до 2500 метров, но не более 2,5 МПа; от 4 до 7 процентов для скважин глубиной более 2500 метров, но не более 3,5 МПа.
Необходимая плотность бурового раствора для ликвидации проявления определяется по формуле, учитывающей начальную плотность раствора, избыточное давление в кольцевом пространстве, гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве и запас давления. Плотность раствора глушения рассчитывается путем сложения начальной плотности с величиной, получаемой делением суммы давлений на произведение глубины скважины и ускорения свободного падения.
При известном пластовом давлении расчет упрощается - необходимая плотность промывочной жидкости определяется делением произведения пластового давления и коэффициента запаса на произведение глубины скважины и ускорения свободного падения. Отклонения плотности жидкости глушения от расчетной не должны превышать 0,02 грамма на кубический сантиметр в любую сторону для обеспечения эффективного глушения без риска гидроразрыва пласта.
При расчете плотности обязательно учитывается давление гидроразрыва пород вышележащих горизонтов. Превышение давления гидроразрыва приводит к поглощению бурового раствора, снижению уровня в скважине и возможному усилению ГНВП. Давление гидроразрыва определяется методом опрессовки после спуска каждой обсадной колонны и учитывается при выборе максимально допустимой плотности раствора глушения.
Объем жидкости глушения рассчитывается исходя из полного объема скважины от устья до забоя с учетом водоизмещения находящихся в скважине труб. Для двухстадийного глушения первый цикл включает объем от устья до приема насоса, второй цикл — объем межтрубного пространства от устья до забоя минус водоизмещение насосно-компрессорных труб. Количество циклов определяется отношением полного объема жидкости глушения к объему второго цикла с округлением до целого числа в большую сторону.
Метод ожидания и утяжеления является наиболее распространенным в отечественной практике бурения. При обнаружении ГНВП производится герметизация устья закрытием превенторов, стабилизация давления и приготовление раствора с расчетной плотностью. После приготовления утяжеленный раствор закачивается в бурильную колонну при поддержании постоянного давления в кольцевом пространстве с помощью регулируемого дросселя. По мере заполнения затрубного пространства утяжеленным раствором избыточное давление снижается до нуля.
Метод двухстадийного глушения заключается в четком разделении операций на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения ГНВП, и одновременное приготовление раствора с необходимой плотностью для глушения. На первой стадии выполняются действия по вымыву поступившего флюида при поддержании давления в кольцевом пространстве равным сумме начального избыточного давления и гидравлических сопротивлений. На второй стадии производится замена рабочей жидкости на утяжеленный раствор с контролем давления в бурильных трубах.
Двухстадийное растянутое глушение применяется при отсутствии емкостей для приготовления необходимого объема утяжеленного раствора. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид исходным раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой, циркулируя раствор через специальный смеситель с дозированной подачей утяжелителя. Процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени по сравнению с обычным двухстадийным методом, но позволяет глушить скважину при ограниченных запасах утяжелителя.
Метод ступенчатого глушения применяется при высоких пиковых давлениях, когда существует опасность разрушения обсадной колонны или гидроразрыва пласта. Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразу после герметизации скважины. При достижении пикового давления в кольцевом пространстве приоткрывают дроссель и выпускают расчетный объем раствора. Действия повторяются до тех пор, пока не снизится пиковое значение давления и не прекратится поступление флюида.
Плотность бурового раствора для окончательного глушения определяется по избыточному давлению в обсадной колонне во время промывок, при котором прекратилось поступление пластового флюида. Метод фактически является подготовкой скважины к глушению одним из способов уравновешенного пластового давления и позволяет избежать критических нагрузок на обсадную колонну при работе с высоконапорными пластами.
Федеральные нормы и правила № 534 в разделе двадцать четвертом устанавливают обязательные организационно-технические требования к предупреждению газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин. Эксплуатирующая организация разрабатывает инструкцию по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов, учитывающую специфику эксплуатации месторождений и технологию проведения работ при бурении, освоении, геофизических исследованиях скважин, ремонте и ликвидации скважин, и согласовывает ее с противофонтанной аварийной службой.
Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу контроль скважины и управление скважиной при газонефтеводопроявлении должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации, включая способы глушения скважины, метод ожидания утяжеления и другие. Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах включают обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.
Периодичность обучения составляет не реже одного раза в год для буровых бригад и бригад текущего и капитального ремонта скважин. Инженерно-технические работники проходят подготовку по расширенным программам, включающим расчетные методики определения плотности бурового раствора, давлений в скважине, выбор схем противовыбросового оборудования. Обучение завершается проверкой знаний и выдачей свидетельств о прохождении курса, без которых не допускается работа на скважинах с возможными ГНВП.
На буровых установках и бригадах текущего и капитального ремонта скважин регулярно проводятся учебные тревоги по отработке действий персонала при возникновении признаков ГНВП. Периодичность учебных тревог устанавливается не реже одного раза в квартал. Результаты учебных тревог заносятся в специальный журнал с указанием выявленных недостатков и мероприятий по их устранению. Время выполнения операций по герметизации устья не должно превышать нормативные значения, установленные планом ликвидации аварий.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.