Основные понятия о ГНВП и фонтанах
Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:
n потеря бурового и другого оборудования
n непроизводственные материалы и трудовые затраты;
n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;
n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
n случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНБП и своевременно 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.
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.
Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.
Давление, P – Мпа; кгс/см. 2 . Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.
Гидростатическое давление, Pr — Мпа; кгс/см.кв.. . Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.
 |
где r — плотность флюида, г/см 3 ;
H — глубина скважины, м.
В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
Гидравлические потери (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см. 2 . Гидравлические потери определяются как давление, которое необъодимо 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, Pиз— 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 Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr.c.
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. Pиз.т. — кгс/см. 2 Pиз.т. — это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.
Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. — кгс/см. 2 Pиз.к. — это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.
Пластовое давление, P 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=Рr+Pr.ск+Риз.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
— приГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб=Рпл.
 P заб»> |
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 ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :
для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, 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
 |
 |
Основные принципы анализа давлений
Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:
-гидростатическое давление — Рr;
-гидростатические потери — Pr.c;
-избыточное давление — Pиз.
Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr.c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.
Тема 2. Поведение газа в скважине.
Как известно, газ может находиться в скважине:
n в растворенном состоянии;
n в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен :
— для жидкости, находящейся в покое ;
— для движущейся жидкости.
где q — статистическое напряжение сдвига ;
t0 — динамическое напряжение сдвига ;
К — коэффициент пропорциональности
n виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);
n в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;
n кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.
Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается 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 повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие — фонтан. 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 фонтану ( рис.2 )
 |
Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.
Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.
Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле
 |
где Vж — скорость движения жидкости, м/час ;
Тема 3.Причины возникновения ГНВП
. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:
· Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
· Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
· Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
· Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
· Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
· Нарушение 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 увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
· 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 (пластовое) давление.
Источник
Раздатка.Инструкция. понятие о гнвп. Выбросе и открытом фонтане гнвп
| Название | понятие о гнвп. Выбросе и открытом фонтане гнвп |
| Дата | 21.05.2018 |
| Размер | 123.5 Kb. |
| Формат файла |  |
| Имя файла | Раздатка.Инструкция.doc |
| Тип | Документы #44480 |
| Подборка по базе: 2020. Болтабоев. Понятие и сущность юридического лица в гражданс, Правовое понятие национальных интересов.docx, Судебная система Российской Федерации понятие и основные элемент, реф — понятие доли гостиничных услуг.docx, Наказание понятие, цели, виды, назначение.docx, УП кр Уголовное право понятие предмет метод система и задачи.doc, Курсовая ГП Иванов понятие и виды собственности.doc, Реферат 2020 Понятие государства и его признаки.docx, лекция №1 Реаниматология. Понятие. Структура и задачи службы.do, 1. Понятие топологии.pdf 1. ПОНЯТИЕ о ГНВП. ВЫБРОСЕ и ОТКРЫТОМ ФОНТАНЕ 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. 2. ВОЗМОЖНЫЕ ПОСЛЕЛСТВИЯ ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ
3. ОСНОВНОЕ УСЛОВИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП ГНВП возникает в основном за счет снижения забойного давления (Рзаб) 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 — Рг Н-глубина залегания продуктивного горизонта. Необходимое для проведения работ Рг должно превышать Р^ скважины на величину Л Р. Р^=Рпл +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 В зависимости от проводимых работ гидростатическое давление в скважине может измениться и к нему могут добавиться положительное или отрицательные динамические составляющие Рзаб. 5.1. Работы, проводимые с промывкой скважины 5.1.1. При прямой промывке: Ргск — гидравлическое сопротивление кольцевого пространства — Ргск = — -г- — ч- — I Рге РГС-гидравлическое сопротивление скважины при промывке(давление на насосе) 1 ГС х ГСТ г ГСК Ргст-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: Ргст = | —5 5— / Б*«. и Ргек = 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 Бк от 0,140 до 0,168 м и при НКТ в них 0,06 и 0,073 м. Величина Ргс зависит:
5. От вязкости и СНС (статического напряжения сдвига) промывочной жидкости 5.2 Забойное давление при остановках без промывки. АРСТ — снижение гидростатического давления (Рг) 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 ДРСТ = (0,02 * 0,05) Рг для цементных растворов АР может быть значительно больше. Выводы: 1. Значительное снижение вязкости и СНС глинистового раствора приводит к увеличению
5.3 Забойное давление при подъёме труб ЛРДП — эффект поршневания. Создаётся движением труб находящихся в скважине. Зависит от длины труб и их диаметра. ЛРДП увеличивается при наличии КНБК (долота, центраторов, УБТ), а также намотанных сальников или сужении ствола скважины, а также подъёма труб с сифоном. Эффект поршневания зависит в значительной степени от:
Эффект поршневания имеет место и в тех случаях когда скважина заполнена водой, а поднимаются трубы со «свободным концом». ЛРСТ-седиментация в зоне скважины из которой извлечены трубы. При подъёме АРСТ= 0,02 Рг Рг — гидростатическое давление столба жидкости в скважине из которой извлечены трубы. у снижение Рг за счет извлечения труб из скважины. Ъ — снижение уровня на устье. При непрерывном дол иве у— -отсутствует. Выводы:
5.4Забойное давлениеприспуске трубРзаб=Рг±ДРдс-ДРст + АРДС — обратный эффект поршневания, ведущий к увеличению давления на забой -АРДС — снижение Рзаб происходящее за счет
Выводы: чтобы при спуске труб Рзаб не снизилось ниже Рщ, и не возникло ГНВП скорость спуска должна быть ограничена. 6. Причины возникновения условий для ГНВП Снижение забойного давления ниже пластового за счет:
Р. Седиментации, фильтрации и контракции при остановках без промывки. 6.2Ошибки припроектированииСнижение забойного давления ниже пластового за счет:
Выводы: при работе на скважине с возможными ГНВП исполнители должны не допускать перечисленных технологических причин ГНВП и помнить, что ГНВП может возникнуть и при полном соблюдении требований технологии за счёт ошибок при проектировании. Контроль за появлением признаков ГНВП должен быть постоянным. 7. ГНВП при забойном давлении, превышающим пластовое Поступление флюида в ствол скважины при Рзаб > Р^ происходит за счёт:
Выводы:
8. Факторы, влияющие на интенсивность ГНВП
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 = Т, и 2, — для любого сечения скважины Величина К определяется по номограмме в зависимости от глубины горизонтов и их эквивалентных давлений — рэк Для проявившего горизонта с глубиной Н и имеющего Рщ, Р рассчитывается рэк= —^хЮ и определяется по номограмме — Кщ, 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 7час Фактическая скорость может превышать среднюю в 3 — 4 раза, но в некоторых случаях газ вообще не поднимается по стволу скважины. 9.3.2 Скорость подъёма зависит:
9.3.3 Размер пузыря газа зависит от диаметра пор продуктивного горизонта, и от вязкости 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. 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 — Ризт определяется Давление на устье в затрубном пространстве — Ризк определяется Н — Ь Выводы:
и *пл «ют «^ У
11. Изменение давления в скважине при подъёме газа от забоя к устью. 11.1 Устье скважины загерметизировано При подъёме газа в загерметизированной скважине газ расширяться не может. Это приводит к тому, что давление на устье в трубах и затрубном пространстве, а так же на забое и по всему стволу скважины будет непрерывно расти и достигнет максимальной величины, когда газ подойдёт к устью. Выводы:
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^ [ Ризк ]гр — допустимое давление на устье для горизонта с Ргр-*™/,», 2 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 Ропр — давление опрессовки — «»/с 2 уопр — плотность промывочной жидкости в колонне при опрессовке Для устья скважины и ПВО — к = 0 [ Ризк ]тр — допустимое давление на устье для сечения на глубине Ь-м у-плотность промывочной жидкости на данный момент — ^м 3 Давление опрессовки (Ропр) определяется согласно п. 2.10.3 Правил безопасности по ожидаемому давлению на устье, (Рож) когда скважина полностью заполнена флюидом. 10 УфЛ — плотность флюида Н-глубина горизонта с возможным ГНВП При ликвидации фонтана может возникнуть потребность поднять давление и выше Рож на ДР. Рож + АР — и должно быть допустимым давлением для устья — [ Р ]тр 0,9 13.3 Для цементного камня за колонной или кондуктором [Р]цк = 0,95Ропр + уопр—^- Ьк-глубина спуска колонны (кондуктора) Давление опрессовки (Р0Пр) определяется согласно п. 2.10.4 Правил безопасности по ожидаемому давлению в зоне камня Рож когда скважина при загерметизированном устье полностью заполнено флюидом. Давление опрессовки составит Ропр = Рож — уопр—^ 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 [Ризк]- При наличии на скважине слабого участка должны определяться величины [Р] и 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 [ 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^ угаз — 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 АР’- дополнительное давление создаваемое прикрытием дросселя Источник |
9. Основные свойства газов
Тщ, и 2пл-для проявившего горизонта