какие скважины наиболее опасны в отношении гнвп
1 Классификация скважин по категориям опасности возникновения гнвп
1.2.3.Классификация скважин по категориям опасности возникновения ГНВП.
По степени опасности все скважины подразделяются на 3 категории:
а)- Газовые скважины независимо от Рпл;
б)- Нефтяные скв-ны, в нефти которых содержится газ больше 100 м.куб./т.; или
в)- содержится сероводород превышающий ПДК(Предельно допустимая концентрация)
Ко ВТОРОЙ категории – относятся:
а)- Нефтяные скв-ны, в которых Рпл больше Рг.ст. меньше чем на 10%;
б)- в нефти которых содержится газ обьёмом меньше 100 м.куб./т.; и
в)- содержание сероводорода не превышает ПДК.
К ТРЕТЕЙ категории – относятся скважины в которых Рпл равно или меньше Рг.ст., а
( Разведочные скв-ны бурятся по первой или второй категории.)
4. Газовые и нефтяные проявления.
Газовые проявления наиболее опасны, т.к. 1-газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем и давление в короткое время. При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому.2-Газ взрыво пожароопасен, 3-Газ-токсичен(отравления персонала), 4-Скорость подъёма газа в десять раз выше нефти.
Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий связана с очисткой устья, оборудования и территории.
Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.
Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения ПВО или вследствие грифонообразований, а также затягивания процесса герметизации устья.
Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а так же прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде.
Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая.
Признаки обнаружения ГНВП.
Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.
Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.
1. Увеличение объема(уровня) ПЖ в приемных емкостях.
2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.
3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.
4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.
5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.
При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины.
11-1. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:( Может быть признаком ГНВП, так и аварийной ситуации на скважине)
1. Изменение давления промывки по манометру на стояке.( Давление падает)
2.Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).
3.Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.
4.Увеличение крутящего момента на роторе.
5.Повышение содержания газа в ПЖ.
ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.
Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:
1. Снижение плотности ПЖ.
2.Увеличение вязкости ПЖ.
3.Перелив р- ра через устье (выкидывание р-ра).
4.Появление пачки газа или нефти на устье скважины.
— увеличение скорости спуска;
(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба ПЖ и уменьшение противодавления на пласт, приводит к ГНВП)
-увеличение диаметра инструмента;
-уменьшение диаметра скважины;
-увеличение вязкости раствора;
1.Ограничение скорости спуска инструмента.
2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.
3.Проработка сужений, сальников призабойной зоны.
а)- повышение плотности бурового раствора;
в)- увеличение гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве.
Р А С С М О Т Р И М эти причины.
а).- Повышение плотности бур. р-ра может привести к проявлениям, вследствии увеличения давления на пласты, с их гидроразрывом, поглощением р-ра и снижением
уровня столба жидкости в скважине. Плотность р-ра повышается вследствии:
— насыщения р-ра глинистой фазой при проходке глинистых отложений;
— загрязнения р-ра шламом;
— приготовления р-ра завышенной плотности.
б).- Снижение плотности р-ра происходит при:
— разгазировании р-ра газом из пласта;
— разбавлении р-ра нефтью и пластовой водой;
— вспенивании р-ра при хим. обработке;
— выпадении утяжелителя в осадок.
в).- Увеличение гидравлических сопротивлений происходит при:
-и большой глубины скважины.
При увеличении гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве создаётся
дополнительное давление на пласты, что приводит к поглощению с падением уровня
раствора в скважине.
а).-вследствии спуска и крепления ОК в условиях поглощения; (СПУСКАТЬ ОК в
ОСЛОЖНЁННУЮ скважину ЗАПРЕЩАЕТСЯ. )
б).-недолива жидкости в колонну при ее спуске, при наличии обратного клапана;
в).-отсутствие промежуточных промывок;
г).- гидропоршневого эффекта при спуске ОК;
Следует учитывать объемы и удельные веса:
а) жидкости глушения;
б) буферной жидкости;
в) цементного раствора;
г) продавочной жидкости.
12-1.ВЛИЯНИЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫВОЧНОЙ И ЗАДАВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ.
Промывочная жидкость является основным средством для предупреждения ГНВП в процессе ремонта, для производства работ без осложнений и аварии. Жидкость должна соответствовать спец. требованиям.
ГНВП может произойти как при снижении, так и при повышении плотности.
При снижении плотности происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж 3/ 30мин. Определяется прибором ВМ – 6. П. жидкость должна иметь минимальную фильтрацию.
2-1. Основное условие равновесия в скважине.
14 Какое проявление (газовое или нефтяное) наиболее опасно и почему?(см №4)
Газовые проявления наиболее опасны, т.к. газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем с изменением давления в короткое время. (закон Бойля-Мариотта РV = const) При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому Рустье = Рпласт.
Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий с очисткой устья, оборудования и территории.
Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.
— увеличение скорости спуска;
(Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба пром. жидкости и уменьшение противодавления на пласт.)
-увелечение диаметра инструмента;
-сужение диаметра скважины;
-увелечение вязкости раствора;
1.Ограничение скорости спуска инструмента.
2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.
3.Проработка (расширка) интервала сужения.
–не контролируемый долив, или подъем без долива;
–подъем инструмента с сифоном;
–превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)
1.-Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).
2.– Контроль за параметрами промывочной жидкости.
3.– Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).
4.–Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.
5.–Ограничение скорости подъема.
1. Уменьшение плотности бурового раствора из-за выпадения утяжелителя в осадок.
2. Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтрации (поглощения) промывочной жидкости в пласт.
При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров. Герметизируют устье скважины.
15-1. Причины возникновения ГНВП при поглощении промывочной жидкости.
2.3 НПВ, ВПВ. Углеводороды нефти (метан), сернистые соединения, пары бензина и т.д. в смеси с воздухом при определенной концентрации могут образовывать взрывоопасные смеси, в связи с этим существует понятие нижнего и верхнего предела взрываемости.
НПВ-4,3%; ВПВ-45,5%; Сан. норма нас. пункт = 0,008мг/м 3
Угарный газ (окись углерода): ПДК- 20 мг/м 3 ; НПВ-12,5%; ВПВ-75%.
Противогазы существуют 2-х типов: фильтрующие и изолирующие.
1. Когда состав вредных, ядовитых газов более или менее известен. (примерно известен)
2. Когда содержание кислорода не менее 16%
3. Когда вредных веществ не более 0,5%.
4. Запрещается применять: 1)— для защиты от низкокипящих плохо адсорбирующихся органических веществ (метан, этан, ацетилен), 2)-от газов и паров неизвестного состава, 3)в колодцах, ямах, траншеях, плохо проветриваемых помещениях и резервуарах
1. Внешний осмотр (пожелтевшую с трещинами маску отбраковывают).
2. Если под маской появился запах.
3. По отработанному времени.
4. По весу: увеличение веса: М (красный) на 35 грамм, СО (белый) на 50гр.
5. Если при встряхивании имеется шорох.
6. Худые, ржавые, мятые.
5.3 Противогаз промышленный фильтрующий модульный ППФМ-92.
Это противогаз, у которого последовательно собрано в модуль две или более коробок (коробки из неокисляющегося металла ). Если соединены 2 коробки, то их защита возрастает до 1% концентрации вредных веществ.
Цвета и марки коробок идентичны обычным.
Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений
Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений.По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Первая категория:
газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3;
нефтяные скважины, в которых 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.
Вторая категория :
нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м3/м3, но менее 200 м3/м3;
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.
Третья категория :
нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м3/м3;
нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.
Классификация скважин по категориям опасности возникновения ГНВП
По степени опасности все скважины подразделяются на 3 категории:
а)- Газовые скважины независимо от Рпл;
б)- Нефтяные скв-ны, в нефти которых содержится газ больше 100 м.куб./т.; или
в)-содержится сероводород превышающий ПДК(Предельно допустимая концентрация)
Ко ВТОРОЙ категории – относятся:
а)- Нефтяные скв-ны, в которых Рпл больше Рг.ст. меньше чем на 10%;
б)- в нефти которых содержится газ обьёмом меньше 100 м.куб./т.; и
в)- содержание сероводорода не превышает ПДК.
К ТРЕТЕЙ категории – относятся скважины в которых Рпл равно или меньше Рг.ст., а сероводород отсутствует. ( Разведочные скв-ны бурятся по первой или второй категории.)
Газовые и нефтяные проявления.
ГНВП – подразделяются на
Газовые проявления наиболее опасны, т.к. 1-газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем и давление в короткое время. При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому.2-Газ взрывопожароопасен, 3-Газ-токсичен(отравления персонала), 4-Скорость подъёма газа в десять раз выше нефти.
Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий связана с очисткой устья, оборудования и территории.
Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.
Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения ПВО или вследствие грифонообразований, а также затягивания процесса герметизации устья.
Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а так же прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде.
Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая.
32 ) Методы освоения скважин:
первичным способом (бурение путём вскрытия продуктивного пласта, его разбуривание);
вторичным способом (вскрытие продуктивного пласта при помощи перфорации);
Освоение скважины – это комплекс технологических операций по вызову притока пластового флюида, очистки ПЗП и достижения продуктивности, соответствующей естественной проницаемости пласта. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной. Возможны 2 пути вызова притока: уменьшения плотности столба жидкости (замена жидкости, компрессорный метод) и уменьшение высоты столба жидкости (тартание, поршневание, глубинные насосы).
Освоение скважин после бурения, может осуществляться следующими способами:
— замена скважинной жидкости на более легкую – создает плавное увеличение депрессии на пласт. Снижение забойного давления пропорционально разности плотностей скважинной и вытесняющей жидкости. Используется в коллекторах хорошо поддающихся освоению. Невозможно создание глубокой депрессии.
— компрессорный метод – закачка газа в затрубное пространство, что приводит к оттеснению жидкости до башмака НКТ или пускового отверстия, газированию жидкости в НКТ и плавному снижению забойного давления. Глубина депрессии ограничивается возможностями компрессора. Один из основных способов освоения газлифтных скважин.
— прокачка газожидкостной смеси – осуществляется замена скважиной жидкости газированной смесью плотность, которой постепенно уменьшается до 300-400 кг/м3. Применяется при нормальных пластовых давлениях. Для предупреждения всплывания пузырьков газа и снижения эффективности метода скорость жидкости в скважине должна быть более 0,8 м/с, поэтому часто ГЖС закачивают ч/з НКТ.
— откачка глубинными насосами. Применяется при нормальных и низких пластовых давлениях. Эффективен в случаях когда скважина не нуждается в глубоких и длительных депрессиях для очистки ПЗП.
Geolib.net
Справочник по геологии
Газонефтеводопроявление
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
Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти
Вторая категория
Третья категория
Причины возникновения ГНВП
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
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
Методы ликвидации ГНВП
Способ «непрерывного глушения скважины»
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.
Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.
Способ «ожидания и утяжеления»
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.
Способ «двухстадийного глушения скважины»
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.
Способ «двухстадийного, растянутого глушения»
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:
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 бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины, управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации нефтегазоводопроявлений (способ глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.).
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:
Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой и корректировкой действий персонала.