Газонефтеводопроявления: признаки и причины возникновения ГНВП
ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников.
Причины ГНВП
Причины возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте нефтескважин следующие:
- 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-подьёмных 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 полутора суток.
- Нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
- Освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
- Возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
Признаки ГНВП
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счёт изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти. В зависимости от интенсивности поступления воды и газа, а также времени их просачивания, на поверхности скважины образуются определённые признаки, свидетельствующие о существовании ГНВП.
Причины возникновения газонефтеводопроявлений во многом определяют признаки их проявления. При наличии повреждений ствола скважины или неправильной технологии добычи потоки являются достаточно интенсивными и ГНВП определить относительно несложно. Так, пузырьки газа, которые просачиваются на глубине вследствие ГНВП, находятся под высоким давлением и при поднятии на поверхность увеличиваются в объёме за счёт уменьшения давления и существенно снижают удельный вес рабочей жидкости. Определить признаки появления воды также можно по удельному весу.
Основные признаки газонефтеводопроявления следующие:
- Повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении её объёма.
- Значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счёт снижения трения.
- Рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
- Наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается, является основным признаком появления ГВНП.
- Снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
- Изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
- Увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.
Действия при ГНВП
При появлении первых признаков газонефтеводопроявления необходимо срочно принимать меры по их ликвидации. Во-первых, нужно прекратить добычу нефти из проблемной скважины, а, во-вторых, для предупреждения осложнений от ГВНП и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
При обнаружении ГНВП вахта должна выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины, а также информировать о ситуации руководство. После подтверждения факта газонефтеводопроявления вызывается спецбригада по его устранению. К работам по устранению ГНВП допускают только рабочих и 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. С целью приостановки газонефтеводопроявления одновременно создаётся оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
Если при спуске оборудования вследствие газонефтеводопроявления возникает фонтанирование, то принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
Для перекрытия скважины при газонефтеводопроявлении применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе двух насосов, то предусматривают их работу из одной ёмкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.
Методы устранения газонефтеводопроявления
После выяснения истинной причины возникновения ГВНП необходимо выбрать наиболее эффективный метод действий:
- 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.
- Двухстадийное глушение скважины при газонефтеводопроявлении. Метод заключается в чётком 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 первой стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на второй — провести замену рабочей жидкости.
- Двухстадийное растянутое глушение скважины. При выявлении газонефтеводопроявления вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой. Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии ёмкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости. Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным двухстадийным 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 газонефтеводопроявление и всплытие флюида на поверхность.
Заключение
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет с большой вероятностью предотвратить развитие осложнений и, соответственно, простоев в работе, а также значительных финансовых потерь. Поэтому необходимо обеспечить эффективный контроль внешних датчиков давления, плотности и объёма рабочей жидкости.
Видео: Причины проявления ГНВП
Источник
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.
КОНТРОЛЬ СКВАЖИНЫ. УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
ПРИ ГНВП
Учебное пособие
СОДЕРЖАНИЕ
Раздел 1. Предупреждение возникновения и ликвидация ГНВП
Основные понятия о ГНВП и фонтанах
Причины возникновения ГНВП
Мероприятия по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин
Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП
Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений
Первоочередные действия производственного персонала капитального и текущего ремонта скважин при возникновении ГНВП
Технические средства и приборы раннего обнаружения ГНВП
Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП
Меры безопасности при глушении скважин
Раздел 2. Противовыбросовое оборудование и устьевая арматура
Установки гидроуправления ПВО
Задвижки шиберные прямоточные
Герметизирующее устройство устья скважины
Обратные клапаны и шаровые краны
Колонная головка ОКК.
Устьевой самоустанавливающийся сальник типа СУС
Требования, предъявляемые к монтажу и эксплуатации ПВО и устьевого оборудования
Консервация скважин в процессе эксплуатации и ПБ при их расконсервации
Раздел 3. Газобезопасность при ГНВП
Вредные и опасные свойства паров нефти, нефтепродуктов и газов
Контроль воздушной среды (КВС)
Методы определения вредных и опасных примесей в воздухе
Газоанализаторы на санитарные нормы
Газоанализаторы замера довзрывных и взрывных концентраций — СГГ-4МЗ,
Средства индивидуальной защиты (СИЗ)
Требования ПБ 08-624-03 к СИЗОД
Оказание первой доврачебной помощи при отравлении парами нефти и газами.
Раздел 3. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при ГНВП
Литература
Раздел 1.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП
Основные понятия о ГНВП и фонтанах.
ГНВП — это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации.
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.
Открытые фонтаныявляются самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями:
1. потеря бурового и другого оборудования
2. непроизводственные материалы и трудовые затраты;
3. загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др.);
4. перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
5. случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин причиной возникновения открытых фонтанов является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП исвоевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:
— начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.
— подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.
Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе — начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.
Основные понятия о давлениях в скважине.
Давление,Р — Мпа; кгс/см. 2 .
Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.
Гидростатическое давление, Рг— Мпа; кгс/см а .
Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.
где р — плотность флюида, г/см 3 ;
Н — глубина скважины, м.
В наклонных скважинах глубина скважины Н определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Гидравлические потери(сопротивление) Рг.с, Мпа; кгс/см. 2 .
Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему.
Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.
Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.
Избыточное давление,Риз- кгс/см. 2 .
Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Риз.т. и колонне Риз.к Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Рг.с
Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.
Избыточное давление в бурильных трубах. Риз.т. — кгс/см. 2 Риз.т. — это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции. Риз.т. равно разнице между пластовым давлением Рпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.
Избыточное давление в обсадной колонне, Риз.к. — кгс/см. 2 Риз.к. — это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии циркуляции. Риз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.
Пластовоедавление, Р пл — кгс/см 2 .
Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте.Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением. Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.
Забойное давление,Рзаб — кгс/см. 2
Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рг+Рг.ск+Риз.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
— при ГНВП, когда скважина закрыта , Рзаб=Рпл.
Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.
Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами (или простоями).
ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление (Рг) превышало пластовое (Рпл ) в следующих размерах :
— для скважин с глубиной до 1200м Р=Ю% Рпл, но не более 1,5 МПа
— для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Рпл, но не более 3,0 Мпа
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:
Определение забойных давлений (Рзаб )
Забойное давление при механическом бурении и промывке
Ргск — гидравлическое сопротивление кольцевого пространства. Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет:
Ргс — полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.
При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.
2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому
3. Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину Д Рст
Дата добавления: 2018-06-01 ; просмотров: 2397 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Источник