Файл: Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 159
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Способ задавки поступившего флюида на поглощение.
Применяется в следующих случаях:
-Поглощающий горизонт ниже проявившего или рядом с ним, а также в тех случаях, когда проявивший горизонт не представляет интереса с точки зрения его эксплуатации, а другие поглощающие в стволе скважины отсутствуют.
-Пластовый флюид содержит сероводород или другие агрессивные компоненты.
-Невозможна нормальная промывка скважины (забиты долото, промоина в верхней части бурильного инструмента).
-При отсутствии возможности доставить на буровую необходимые химические реагенты и утяжелитель.
Количество раствора необходимого для задавки зависит от объёма поступившего в скважину флюида и места нахождения его в стволе скважины на момент задавки. Если задавка производится сразу после поступления флюида требуется для её проведения объём бурового раствора не меньший 3-х объёмов поступившего флюида. Уточняется величина допустимого давления для цементного камня под башмаком колонны.
[Ризк]баш = 0,9 Ропр - (ρ - 0,9ρопр)
Ропр — давление опрессовки цементного камня за башмаком;
Lк — глубина нахождения башмака в колонне;
ρ — плотность бурового раствора в скважине;
Производительность насоса при задавке должна быть максимально возможной, но давление не должно превышать [Ризк]баш
При наличии слабого горизонта в скважине, если плотность задавочной жидкости выше плотности раствора в скважине, необходимо уточнить допустимое давление для этого горизонта, чтобы не произошел ГРП и переток из проявившего горизонта в слабый пласт.
Ликвидация ГНВП при коротком кондукторе
При коротком кондукторе полная герметизация скважины и появление избыточного давления на устье может привести к грифонообразованию. Чтобы этого не допустить, после закрытия превентора промывка ведётся при полностью открытых задвижках на линии дросселирования. Для увеличения забойного давления (уменьшение депрессии на пласт) по возможности увеличивается производительность промывки. Заготавливается раствор необходимой плотности не менее 2-х объёмов скважины и производится закачка его в скважину с максимально возможной производительностью насоса (насосов).
Способ ликвидации фонтана путем заводнения газового пласта, питающего фонтан.
Этот метод ликвидации открытых фонтанов основывается на принципе снижения давления на забое фонтанирующей скважины, за счет увеличения сопротивления притоку газа к забою в продуктивном горизонте.
При повышении сопротивления в пласте давление уменьшает дебит газа. Пропускная способность пласта для газированной смеси всегда ниже, чем однородной жидкости или однородного газа. Таким образом, если в призабойную зону фонтанирующей скважины вводить жидкость (воду), то проницаемость пласта, а следовательно и дебит фонтана будет снижаться. При подаче воды в пласт по кольцу в центре, которого находится фонтанирующая скважина, с определенным расходом дебит газа может резко сократиться вплоть до полного прекращения работы фонтана. Этому способствует увеличение забойного давления за счет попадания в ствол скважины воды, нагнетаемой в пласт.
Закачка большого количества воды в продуктивный горизонт приводит к заводнению отдельных участков и оттеснению газа от забоя фонтанирующей скважины.
Для осуществления этого метода необходимо сооружать ряд наклонных скважин на продуктивный пласт, питающий фонтан. Количество скважин и их расположение должно определяться приблизительно гидродинамическими расчетами. Это метод более эффективен при условии, когда мощность газового пласта невелика.
Этот метод требует закачки в пласт огромного количества жидкости и длительного периода времени, что в свою очередь, вызывает необходимость сооружать несколько наклонных скважин, а так же устанавливать специальные средства закачки воды (насосные станции, водопроводы и др.).
Способ ликвидации фонтана путём подземного ядерного взрыва.
Этот метод локализации открытых фонтанов основывается на принципе взрыва продуктивного горизонта с ряда или одной скважины, пробуренных наклонно к аварийной скважине.
Количество скважин, которые необходимо бурить наклонно к аварийной скважине зависит от мощности пласта и строения горной породы.
6. Противовыбросовое оборудование.
Назначение и требования к ПВО.
ПВО изготавливается согласноГОСТ 13862 - 90 на противовыбросовое оборудование.
Согласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" при бурении скважин из - под кондуктора или технической колонны, а так же при ремонте скважин с возможным газонефтеводопроявлением, устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым
оборудованием.
Оборудование противовыбросовое (ОП) предназначено для герметизации устья нефтяных, газовых и водонагнетательных скважин при газонефтеводопроявлениях, выбросах и открытых фонтанах в процессе их строительства и ремонта.
ОП должно обеспечивать герметизацию устья как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт, а так же расхаживать, проворачивать инструмент и разгружать его на плашки, при необходимости. Комплекс ОП состоит из:
а) стволовой части, включающий колонную головку, крестовину с задвижками, блока превенторов, надпревенторную катушку, разъемный желоб;
б) манифольда с линиями дросселирования и глушения;
в) гидравлической системы управления превенторами и гидрозадвижками.
Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862 - 90 предусмотрено десять типовых схем обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием.
Схемы № 1 и № 2 используются, как правило, при ремонте скважин, так как имеют механический (ручной) привод плашечных превенторов и задживек.
Рис.15.
Рис.16.
Схемы № 3 и № 4 используются как при капитальном ремонте, так и при строительстве скважин и имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками.
Рис.17.
Рис.18.
Схемы с № 5 по № 10 имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин.Рис.19.
Рис.20.
Рис.21.Рис.22.
Рис.23. Рис.24.
В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление.
Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862-90 противовыбросовое оборудование имеет следующее условное обозначение:
Оборудование ОП 3 - 230/80x35 К2 ГОСТ 13862 - 90 расшифровывается следующим образом:
ОП 3 - оборудование противовыбросовое по схеме № 3;
230 - условный проход превенторного блока, мм;
80 - условный проход манифольда, мм;
35 - рабочее давление, МП а (350 кгс/см2);
К2 - для скважинной среды с содержанием СО2 и Н2S до 6%.
В зависимости от содержания углекислого газа (С02) и сероводорода (H2S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионностойком исполнении:
К, - для сред с объёмным содержанием С02 до 6%;
Кг - для сред с объёмным содержанием С02 и H2S до 6% каждого;
К3 - для сред с объёмным содержанием С02 и H2S до 25%.
Следующий пример обозначения:
ППГ -156 х 320 расшифровывается следующим образом:
ППГ - превентор плашечный гидроуправляемый;
156 - условный проход превентора;
320 - рабочее давление, кгс/см2
Схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при строительстве скважин. Типовые и фактические.
Выбор типа противовыбросового оборудования при строительстве скважин производится в зависимости от конкретных горно - геологических условий и осуществляется ещё на стадии проектирования (проектной организацией) с учётом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья противовыбросовым оборудованием (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации на основе установленных требований "Правил безопасности" и согласовываются с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом руководствуются следующими положениями.
При открытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворённым газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора –верхний с трубными плашками, нижний - с глухими или универсальный "кольцевой" превентор). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 - 90 с порядковыми номерами 3 или 4.
Если при строительстве скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, то устанавливаются три или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объёмном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 - 90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.
Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и объёмным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа), использование технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 - 90 с порядковыми номерами 9 или 10.
Обвязка устья скважины осуществляется по типовым схемам, а в случае отступления составляется фактическая схема. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин, (поворот выкидной линии до блока глушения, изменение количества превенторов, изъятие из схемы кольцевого превентора, изменение длины выкидных линий манифольда и др.) допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой..