Открытый фонтан гнвп определение кратко

Обновлено: 02.07.2024

1. Какие параметры фиксируются на момент герметизации устья скважины и с какой целью.

Избыточное давление в затрубном пространстве. Для принятия дальнейших решений по расчетам параметров жидкости глушения.

2. Дать определение: гнвп, выброс, грифон, открытый фонтан.

ГНВП (газонефтеводопроявление) – вид осложнения, при котором поступления флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования. Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или в следствие грифонообразования.

Выброс – кратковременное фонтанирование (около 40 мин.) с последующим затуханием. Кратковременный бурный выброс жидкости, газа или их смесей на устье скважины с последующим прекращением выносов на поверхность.

Грифон – пропускание флюида между обсадной колонной и стенкой скважины в результате некачественного цементирования

3. Манифольд противовыбросового оборудования. Правила монтажа и крепления выкидов.

Предназначен для обвязки ПВО с целью воздействия на скважину и выполнения следующих технологических операций:

- разрядки скважины путем выпуска флюида пласта через выкидные линии;

- замена газированного раствора в скважине на раствор из запаса;

- выпуск бурового раствора с регулируемым противодействием на пласт при помощи штуцера, установленного на линии дросселирования;

- закачка глинистого или цементного раствора насосами ЦА-320.

Требования к монтажу:

- производится планировка территории с уклоном от устья скважины для обеспечения стока жидкости из манифольда;

- для сброса должен быть амбар или технологическая емкость;

- монтаж производить в следующей последовательности:

А. На боковые отводы крестовины устанавливают гидрозадвижки, блоки дросселирования и глушения устанавливают на площадки и соединяют с напорными трубами;

Б. Под трубы ставят опоры;

В. Производят установку уплотнительных колец и затяжку фланцевых соединений;

Г. Опоры располагаются:

1. 1 в 10 метрах от устья;

2. конечная в 0,5 метрах от конца;

Длина выкидных линий должна быть для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м 3 /г – не менее 50 метров, более 200м 3 /г. - не менее 100 метров, а также газовых и разведочных скважин.

Линия и установленные на ней задвижки должны быть равнопроходными. После блока задвижек допускается увеличение диаметра не более, чем на 30 мм.

4. Прямые признаки гнвп.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;

Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на 2 вида: прямые и косвенные:

Прямые признаки ГНВП:

- увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемной емкости при циркуляции. Увеличение объема свидетельствует о поступлении флюида в скважину;

- повышение расходов (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;

- уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме колонны труб. Несоответствие этого объема объему поднятого инструмента.

- увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступившей приемную емкость при спуске колонны труб;

- движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

- увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновение депрессии, вход в легко буримые породы;

- падение давления на стояке (насосах):

А) выход в кольцевой пространство большого количества легкого флюида, образование сифона;

Б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушение герметичности бурильной колонны

- увеличение веса бурильной колонны:

а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;

б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

- запах, кипение промывочной жидкости;

- падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

- увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

- увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

ГНВП - это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода или их смеси) в ствол скважины не предусмотренное технологией работ при её строительстве, освоении или ремонте.

ВЫБРОС - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции промывочной жидкости энергией расширяющегося газа.

ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения или негерметичности запорного оборудования или грифонообразования.

Потеря скважины.
Потеря оборудования.
Непроизводительные материальные и трудовые затраты.
Загрязнение окружающей среды
Внутрискважинные перетоки, в результате которых происходит загрязнение недр и истощение месторождение.
Человеческие жертвы.

ГНВП возникает в основном за счет снижения забойного давления (Р_заб) ниже пластового (Рпл.) Рзаб кгс /_см ) определяется величиной столба жидкости ( Ь = м ) и её плотностью ( у = ^1^ )

Плотность рабочей промывочной жидкости определяется исходя из необходимого для проведения

работ гидростатического давления - Р_г

Н-глубина залегания продуктивного горизонта.

Необходимое для проведения работ Р_г должно превышать Р^ скважины на величину Л Р.

Р^=Р_пл +АР; у = Рпл +А ^ хЮ

п АР-берется из Правил безопасности п. 2.7; 3.3 Выводы:

Чтобы не создавались условия для ГНВП при проведении работ, не допускается снижение плотности промывочной жидкости. Правила безопасности п. 2.7; 3.7 допускает колебание плотности не более 0,02 ф /_см 3

5. ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ

В зависимости от проводимых работ гидростатическое давление в скважине может измениться и к нему могут добавиться положительное или отрицательные динамические составляющие Р_заб.

5.1. Работы, проводимые с промывкой скважины

5.1.1. При прямой промывке:

Ргск - гидравлическое сопротивление кольцевого пространства - Р_гск = — -г- — ч- — I Р_ге

Р_ГС-гидравлическое сопротивление скважины при промывке(давление на насосе)

1 ГС х ГСТ г ГСК

Р_гст-гидравлическое сопротивление труб (включая перепад на долоте и исключая перепад на турбобуре при турбинном бурении).

5.1.2. При обратной промывке:

4 5 61 _ _ П 1 1

Величина соотношения: Р_гст = | —5 5— / Б*«. и Р_гек =

.5 6 1)15 6 7У

конструкцией: при бурении - диаметр ствола скважины В = 0,194 и 0,245 м

и бурильными трубами с с!_н от 0,102 до 0,127 м; при ремонте - эксплуатационные колонны Б_к от

0,140 до 0,168 м и при НКТ в них 0,06 и 0,073 м.

От глубины нахождения труб при промывке - Ь
От площади поперечного сечения кольцевого пространства при прямой, и от площади сечения труб при обратной промывке — 8
От производительности насоса - О
От плотности промывочной жидкости - у

5.2 Забойное давление при остановках без промывки.

АР_СТ - снижение гидростатического давления (Р_г) за счет седиментации промывочной жидкости, и явлений контракции и фильтрации.

Седиментация - осаждение частиц из промывочной жидкости при остановке её движения. Контракция - смачивание поверхности вводимых в промывочную жидкость частиц (барита, бентонитовой глины, цемента и др.).

Фильтрация - уход воды из промывочной жидкости в горизонт через корку глинистового раствора.

Для глинистых растворов нормальной структуры ДР_СТ = (0,02 * 0,05) Р_г для цементных растворов АР может быть значительно больше. Выводы:

Недопустимо оставлять длительное время скважину без промывки, т.к. может возникнуть ШВДзасчет-ЛР_ст
После спуска обсадных колонн и их цементажа (при наличии в открытом стволе горизонта с возможным ГНВТТ) должна быть обеспечена возможность герметизации устья.

Скорости подъёма труб
Вязкости и СНС промывочной жидкости

ЛР_СТ-седиментация в зоне скважины из которой извлечены трубы. При подъёме АР_СТ= 0,02 Р_г Р_г - гидростатическое давление столба жидкости в скважине из которой извлечены трубы.

у снижение Р_г за счет извлечения труб из скважины.

Ъ - снижение уровня на устье.

При непрерывном дол иве у— -отсутствует.

Чтобы не допускать при подъёме труб повышенного эффекта поршневания, необходимо перед подъёмом выровнять вязкость раствора и СНС и не производить подъём на повышенной скорости.
Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС подъём должен производиться на пониженной скорости.

Долив при подъёме труб должен осуществляться своевременно.

Возникший при подъёме труб сифон должен быть ликвидирован. При невозможности ликвидации (забито долото) подъём должен производиться на минимальной скорости и с постоянным доливом.
При подъёме труб с повышенным поршневанием (при подъёме наблюдается перелив на устье) подъём должен производится с промывкой, вращением труб ротором и выбросом их на мостки через шурф.

Гидроразрыва пласта и падения уровня в скважине, вызванных высоким +Р_ДС
Снижение Р_забпри скорости спуска свыше 1 м /_сек и резком торможении.

6. Причины возникновения условий для ГНВП
6.1 Технологические причины

Снижения у (плотность) промывочной жидкости
Недолива при подъёме труб
Поршневания при подъёме труб
Сифона при подъёме труб
Гидроразрыва пласта и снижения уровня при спуске труб
Скорости спуска свыше 1 м /_сек и резкого торможения
Спуска колонны труб без заполнения её промывочной жидкостью
Установки жидкостных ванн

Неправильного определения у промывочной жидкости из-за ошибок в определении Р_шгоризонта или глубины его залегания
Наличия в открытом стволе зон несовместимости.

7. ГНВП при забойном давлении, превышающим пластовое

Действия капиллярных сил, диффузии и осмоса
Выхода газа из выбуренной породы газового горизонта, поднимающейся по стволу скважины.

При вскрытом горизонте с возможным ГНВД не допускается длительная остановка скважины без промывки, даже в тех случаях, когда Р_заб значительно >Р_т
При выходе газированного раствора необходимо установить причину его появления и после этого принимать меры по ликвидации.

Величина депрессии на пласт
Коллекторные свойства пласта и степень его вскрытия
Вид флюида

9.1 Основные св-ва газов

Определяются законом Клапейрона - Менделеева

V - объём газа - м 3

Р - давление газа в этом объёме - кгс /_сн 2

Т - температура газа в этом объёме по Кельвину ("О" по Кельвину = - 273° по Цельсию)

2 - коэф. сжимаемости газов. Определяется по номограмме Брауна ("Спутник нефтяника")

РД 39-0147009-544-87 объединяет величины Т и 2 в один коэффициент

К =

ТплТ^ТШ _ -^л

Тщ, и 2пл-для проявившего горизонта

Т, и 2, - для любого сечения скважины

Величина К определяется по номограмме в зависимости от глубины горизонтов и их

эквивалентных давлений - р_эк

Для проявившего горизонта с глубиной Н и имеющего Рщ,

Р рассчитывается р_эк= —^хЮ и определяется по номограмме - Кщ,

я « И* 10

Для любого сечения ствола рассчитывается р, = ±—^

где [Р]-допустимое давление в зоне этого сечения, ап-глубина его нахождения, и

определяется по номограмме К,

Расчётная величина для сечения К = —— для устья К, = 1

Для неглубоких скважин с низким температурным градиентом ( ниже 3 - 4 С на 100 м ) можно применять закон Бойля - Мариотта.

Р х V = соп5< 9.2 Растворимость газов В воде и глинистом растворе нефтяные газы растворяются слабо. Так при давлении 100 т /_ш г и Т = 60°С в \м 3 воды растворяется 1 м 3 метана, а при Т= 100° С — 1,9 м 3 . Растворимость нефтяных газов в нефти может составлять сотни кубометров в зависимости от давления.

9.3.1 Скорость подъёма газа в скважине составляет в среднем 300 7_час

Фактическая скорость может превышать среднюю в 3 — 4 раза, но в некоторых случаях газ вообще не поднимается по стволу скважины.

От размера пузыря газа. Чем больше размер, тем больше скорость подъёма. При размере меньшем критического газ подниматься не будет.
От кривизны скважины. Чем больше кривизна тем меньше скорость подъёма.

9.3.4 Примерная скорость подъёма определяется по формуле У= х ]0, где

17 ДР — изменение давления на устье скважины за время X- час у — плотность промывочной жидкости в скважине

Разница между расчётной скоростью и фактической может быть значительной, т.к. при подъёме газа может происходить частичное поглощение промывочной жидкости, которое повлияет на изменение устьевого давления.

9.4 Давление насыщения

Давление насыщения — это давление, при котором начинается выделение газа растворенного в нефти. Опасность представляет поступившая в скважину нефть с большим газовым фактором и с давлением насыщения значительно меньшим пластового давления.

10. Устьевые давления после герметизации скважины при газопроявлении.

Когда ГНВП возникло при промывке и газ не поступил в трубы. Давление на устье в трубах — Р_изт определяется

Давление на устье в затрубном пространстве — Р_изк определяется

Н - Ь
Ризк = Рпл — где п_газ — высота порции газа в затрубном пространстве.

Давление в затрубном пространстве будет всегда выше, чем давление в трубах, т.к. над газом в затрубном пространстве столб жидкости меньше чем в трубах.
Для определения пластового давления проявившего горизонта необходимо брать Р_изт

Давление в затрубном пространстве на устье скважины зависит от объёма поступившего газа. Давление в трубах на устье от объёма поступившего газа не зависит ( в тех случаях, когда газ не поступил в трубы ).
Если газ поступил и в трубы, пластовое давление определяется после выдавливания газа из труб кратковременными закачками промывочной жидкости. Давление в трубах берётся как расчётное, когда после закачки и остановки насоса давление в трубах останется таким же, как и перед закачкой.

11.1 Устье скважины загерметизировано

Необходимо определять допустимые давления не только для устья и ПВО, но и для слабого участка ствола скважины и не допускать роста давления сверх его величины.
Для определения Р^ необходимо строить график роста давления в трубах после герметизации устья. Берётся Р_изт когда прекращается рост давления по прямой. Скорость выравнивается Р_заб к Рпл при газопроявлении зависит от коллекторных свойств проявившего горизонта и может колебаться от 5 до 15 и более минут.
В тех случаях когда Р_изт своевременно не взято и оно увеличилось за счёт подъёма газа по стволу скважины, расчётная величина Р_изт определяется путём кратковременных стравливаний давления с затрубного пространства, с контролем роста давления в трубах после стравливания в течении

10. При стравливании давления на устье снижается и забойное давление. Пока оно не снизится до Рщ, роста давления в трубах в течении 10 мин. остановки не будет. После снижения Р₃аб кгс /_см 2 [ Р ]гр - допустимое давление на горизонт с Р^- шс 1^

V"изк _|гр и,уэ гф - у

Ь - глубина нахождения горизонта с Р^, - м

у-плотность промывочной жидкости в скважине - ф /_сн 3

13.2 Для обсаженной части ствола скважины

10 [ Р ]тр _ допустимое давление для глубины Ь - колонны (кондуктора) - ""Ус, 2 Р_опр - давление опрессовки - ""/с 2 у_опр - плотность промывочной жидкости в колонне при опрессовке

Для устья скважины и ПВО — к = 0

I*изк _|тр — "а" ^о_Пр - [у — и,УУопр )

[ Ризк ]тр - допустимое давление на устье для сечения на глубине Ь-м

у-плотность промывочной жидкости на данный момент - ^м 3

Давление опрессовки (Р_опр) определяется согласно п. 2.10.3 Правил безопасности по ожидаемому

давлению на устье, (Р_ож) когда скважина полностью заполнена флюидом.

10 Уф_Л - плотность флюида Н-глубина горизонта с возможным ГНВП

При ликвидации фонтана может возникнуть потребность поднять давление и выше Р_ож на ДР. Р_ож + АР - и должно быть допустимым давлением для устья - [ Р ]тр

0,9 13.3 Для цементного камня за колонной или кондуктором

[Р]цк = 0,95Р_опр + у_опр—^- Ь_к-глубина спуска колонны (кондуктора)

Давление опрессовки (Р_0Пр) определяется согласно п. 2.10.4 Правил безопасности по ожидаемому давлению в зоне камня Р_ож когда скважина при загерметизированном устье полностью заполнено флюидом.

А ож 1 пл /фл _

Давление опрессовки составит Р_опр = Р_ож - у_опр—^

Выводы: Величина допустимого давления на устье для слабых сечений ствола в значительной степени зависит от плотности промывочной жидкости заполняющей скважину. При изменении у - необходимо пересчитать [Р_изк]- При наличии на скважине слабого участка должны определяться величины [Р] и

14. Предельный объём

Предельный объём - это такой объём поступившего на забой скважины газа, при вымыве которого с поддержанием работой дросселем постоянного давления в трубах. Давление в пачке газа при подходе её к слабому участку скважины не превысит допустимое давление для этого

кУ-Угаз / пл

[ Р ] - допустимое давление в зоне слабого участка - ^1^

8 - площадь сечения кольцевого пространства в зоне слабого участка - м 2

К - коэффициент, учитывающий изменение Т по стволу скважины и коэффициента сжимаемости

у-плотность промывочной жидкости в скважине - ^1^

у_газ - плотность газа при давлении равном [Р] (схема 2)

Р„л - пластовое давление проявившего горизонта - ктс /_см 2

[ Ризк ] - допустимое давление на устье для слабого участка - ""Уем 2

Ризт - избыточное давление в трубах зафиксированное через 10-15 мин. после герметизации устья

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) - регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

газопроявление,
нефтеводопроявление,
газонефтеводопроявление.

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 давление.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП - проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство.
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.
Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения.

неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ, вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена промывка за время более 1,5 суток.
нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
освоение пластов с высоким содержанием газа, растворенного в жидкости, и воды.
возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя,
при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин.

При ГВНП требуются квалифицированные действия бригад КРС.
В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:

недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
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

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

газовые скважины в независимости от величины пластового давления
нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
нефтяные скважины, где 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

нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м 3 , но менее 200 м/м 3
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м 3
нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Прямые признаки в процессе углубления:

Косвенные признаки в процессе углубления:

Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора:

Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках:

Действия при появлении признаков ГНВП:
- прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
- выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
- информировать о ситуации АУП
- устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП:
- производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
- одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
- при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
- для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП:
- ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

- 2 - стадийное глушение скважины.
Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 - провести замену рабочей жидкости.

- 2 - стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

- ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории:

Первая категория

Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.

Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти

Вторая категория

Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м 3 /т.
Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.

Третья категория

Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).

Причины возникновения ГНВП

Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
Длительные простои скважины без промывки.
Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

Рис. 2. Положение газа в скважине

а — в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б — в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в — кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится.

Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта:

Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие — выброс. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления. На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к выбросу.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

Низкая 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.

Ранее обнаружение ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.
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 огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование.
Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), 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.

Методы ликвидации ГНВП

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.

В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.

Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.

Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.

Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.

Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

Промывают скважину с противодавлением для очистки жидкости глушения от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Способ ступенчатого глушения скважины

Данный способ применяетсяется 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.

Предупреждение ГНВП

Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной отрасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки.

Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП:

Защита жизни людей. В условиях открытого фонтанирования жизнь членов бригады бурения, ТКРС, подвергается огромному риску и никакие деньги не могут компенсировать потерю жизни рабочего или инвалидность.
Предотвращение потерь полезных ископаемых. Запасы нефти и природного газа на земле ограничены, любая их потеря невосполнима.
Защита окружающей среды. Существующий в природе баланс достаточно легко нарушить и любое такое нарушение может иметь значительные по продолжительности и масштабам последствия.
Защита материальных ресурсов и оборудования. Цена продуктов топливно-энергетической отрасли во многом зависит от материальных затрат на развитие месторождений. Сюда входят и затраты на бурение, капитальный, подземный ремонт и обслуживание скважин.
Предотвращение потерь скважин. Строительство, завершение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует значительных материальных вложений. Если на скважине происходит выброс, под угрозой полной потери оказываются миллионы затраченных денег и весь сложный комплекс оборудования скважины.

Рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газонефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Разрабатываемые системы оперативного производственного контроля за состоянием профилактической работы по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов должны обеспечивать проверку надежности и эффективности мероприятий противодействия возможным причинам возникновения аварийных ситуаций, в том числе использованию и регистрации признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.

Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

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.

Читайте также: