Каковы последствия открытых фонтанов

Открытое фонтанирование

Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение

Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть разнообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и частые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие:

§ открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;

§ образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;

§ пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины;

§ образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;

§ отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

При добыче нефти и газа известно очень много случаев открытого фонтанирования и грандиозных продолжительных пожаров фонтанных скважин, приводящих к преждевременному истощению месторождения и образованию вокруг устья скважины огромных воронок, в жидкую грязь которых проваливается все буровое оборудование.

Для тушения и прекращения таких фонтанов известны случаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них атомных зарядов. Степень тяжести таких открытых фонтанов различна, как и причины, вызывающие эти бедствия. Наряду с осложнением и непредвиденными нарушениями в процессе вскрытия пласта и освоения скважин немалую роль играют нарушения оборудования устья и, в частности, фонтанной арматуры. Неплотность соединений или их нарушения вследствие вибрации арматуры, разрывы и «свищи», возникающие в результате разъедающего действия абразивной взвеси в потоке ГЖС, могут быть причиной тяжелых аварий. Для их предупреждения арматура всегда опрессовывается на двукратное испытательное давление (иногда на полуторакратное), причем спрессовываются как отдельные элементы, так и арматура в сборе.

Для предупреждения открытых выбросов в последнее время были разработаны и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб. Имеются отсекатели, устанавливаемые на шлипсах в обсадной колонне, которые автоматически перекрывают сечение НКТ или обсадной колонны при резком увеличении расхода жидкости, превышающем критические. За рубежом известны отсекатели, устанавливаемые на фонтанных трубах. Такие отсекатели также автоматически перекрывают поток при критических расходах ГЖС и предотвращают открытое фонтанирование. Известны отсекатели с принудительным перекрытием сечения фонтанных труб. Они выполнены в виде шарового крана, поворот которого осуществляется гидравлически с поверхности. Приводной механизм такого шарового крана с помощью трубки малого диаметра (12, 18 мм), прикрепленной к колонне фонтанных труб и выходящей на поверхность, присоединяется к источнику давления, обычно к выкиду скважины. При наличии давления в трубке шаровой кран открыт. При падении давления в трубке шаровой кран пружинным механизмом поворачивается и перекрывает фонтанные трубы.

Существуют простые поверхностные отсекатели механического действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, которые перекрывают фонтанную скважину при разрывах выкидных линий из-за коррозии или механических повреждений.

Известен случай тяжелого открытого фонтанирования на одной морской скважине фирмы «Экофиск» в Северном море в апреле 1977 г., когда в море было выброшено около 30 000 м 3 нефти.

Несмотря на то, что колонна фонтанных труб на этой скважине была оборудована автоматическим отсекателем, он не сработал при нарушении герметичности фонтанной арматуры в результате (как потом удалось выяснить) неправильной его посадки и закреплении в посадочной спецмуфте.

С болыннмн трудностями открытое фонтанирование было остановлено, и скважина была взята под контроль.

Источник

Порядок герметизации устья скважины при возникновении ГНВП во время бурения

Последствия открытых фонтанов.

2.Как изменяется давление в различных участках ствола скважины при правильно организованном процессе 3.Ликвидации ГНВП?

1. ВОЗМОЖНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ ОТКРЫТЫХ ФОНТАНОВ

Непроизводительные материальные и трудовые затраты.

Загрязнение окружающей среды

Внутрискважинные перетоки, в результате которых происходит загрязнение недр и истощение месторождение.

2. Давление над газовой пачкой увеличивается. Давление под газовой пачкой постоянно. Давление в газовой пачке уменьшается

3. Применяется в случаях:Когда имеется запасной раствор с конечной плотностью и объёмом равным объёму скважины (ГНВП началось из – за снижения плотности — рабочего растворов в скважине). Когда в скважине, имеющий слабый участок, и при ГНВП поступило флюида — V₀ больше чем V_пр для данного участка.Когда в скважине, имеющий слабый участок, при ГНВП не установлена

Вымыв поступившего флюида совмещается с закачкой утяжелённого раствора конечной плотности.

Если нет в запасе раствора с необходимой для ликвидации ГНВП плотностью, то настраивается один насос на промывку, а второй — на утяжеление раствора. Производится по расчётной таблице ступенчатое снижение давления в трубах от Р_н до Р_кон по мере заполнения их раствором с конечной плотностью. После заполнения труб раствором конечной плотности и снижении давления в трубах до Р_кон — оно поддерживается работой дросселя постоянным до полного заполнения скважины раствором — конечной плотностью

Билет № 6. (ИТР бурения) «ЦПиПСНГД»

1. Как определяется начало ГНВП при проведении СПО?

2. Основное условие возникновения ГНВП. Гидростатическое давление – требование Правил безопасности.

1.Прямые признаки при(СПО)Уменьшение объема БР доливаемого в скважину при подъеме. Увеличение объема в приемной емкости при спуске.

2. Возникновение ГНВП в результате снижения давления на вскрытый флюидосодержащий пласт в следствии медленного постипенного уменьшения плотности бурового раствора.

В следствии импульсного изменения на пласт при операциях с инструментом. В следствии физикохимических процессов приводящих к уменьшению статического давления.

Гидростатическое давление должно быть больше пластового на величину дельта Р установлинную надзорными органами

До 1200 10% от Рпл но не более 1.5 Мпа

С выше 1200 5% от Рпл но не более 2.5-3 Мпа

3. Подаётся сигнал «Выброс»

Остановить ротор. Трубы поднимаются так, чтобы замок был над ротором 50 см.

Открывается гидроуправляемая устьевая задвижка на линии дросселирования

Закрывается верхний плашечный превентор или ПУГ при его наличии

Закрывается задвижка перед регулируемым дросселем.

Через 5 — 10 мин после герметизации снимаются показания манометров, определяющих давление в трубах Р_изт и затрубном пространстве Р_изк и количество поступившего флюида — V₀

Сообщается руководству о ГНВП

Ведётся контроль за ростом давления и герметичностью ПВО

Билет № 7. (ИТР бурения) «ЦПиПСНГД»

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Тема 1. 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.

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.

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/см3;

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.

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.

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 ( 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.

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

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.

В ходе бурения возникающие явления подразделяются на 3 вида по состоянию вещества флюида:

• газопроявление,
• нефтеводопроявление,
• газонефтеводопроявление.

Газопроявление является наиболее опасным
Его 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 давление.

Нефтеводопроявления развиваются дольше, чем газопроявления.
Основная опасность заключается в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

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.

• 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

2 категория

• 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 %

3 категория

• 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.

Признаки раннего обнаружения ГНВП

• Прямые признаки в процессе углубления:

— повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении объема бурового раствора в приемных емкостях;
— значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счет снижения трения;
— увеличение относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса;
— перелив бурового раствора при остановленном насосе;
— уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора
— 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 — основной признак 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..

• Косвенные признаки в процессе углубления:

— увеличение механической скорости проходки;
— снижение давления в буровом насосе;
— увеличение содержания сульфидов в буровом растворе;
— изменение крутящего момента на роторе;
— поглощение бурового раствора.

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

— увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильной колонны;
— уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.

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

— перелив бурового раствора из скважины;
— увеличение давления на устье загерметизированной скважины;
— падение уровня бурового раствора (поглощение как косвенный признак).

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.

Действия передвскрытием пласта с возможным ГНВП:

• инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтепроявлений согласно «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-254-98г. и «Типовой инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений», утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88 г.;
• проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; на буровой необходимо иметь 2 шаровых крана.

1 шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, 2 й — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником.
Все краны должны быть в открытом состоянии.
Кроме шаровых должно быть 2 обратных клапана с приспособлением для их открытия;

• превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками должны быть опрессованы на рабочее давление, сроки опрессовки согласовываются с Межрегиональным Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ;
• проверяется крепление отводов ПВО и при необходимости выкидные линии ПВО после концевых задвижек манифольда переопрессовываются с составлением акта опрессовки;
• плашечные превенторы ежесменно проверяются на закрытие и открытие;
• при смене плашек, замене вышедших из строя деталей превенторы опрессовываются на давление опрессовки последней колонны;
• при разноразмерном инструменте аварийная труба на приемных мостках должна быть покрашена в красный цвет, иметь соответствующие по размеру переводники, которые должны соответствовать прочностной характеристике верхней секции бурильных труб;
• учебная тревога. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
• оценка готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую.

Перед вскрытием продуктивного горизонта на буровой должен быть 2-кратный запас бурового раствора с учетом объема раствора в скважине и неприкосновенный (аварийный) запас материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора в объеме скважины.
Вскрытие продуктивного пласта должно производиться после проверки и установления готовности буровой установки к проведению этих работ комиссией под представительством главного инженера бурового предприятия с участием представителей военизированного отряда.
По результатам проверки составляется акт готовности и военизированным отрядом выдается письменное разрешение на вскрытие и бурение продуктивного пласта.
Порядок выдачи разрешения на дальнейшее углубление скважины после монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, цементного кольца за обсадной колонной определен в п. 262, 263 «ПБ в НиГП-2013».
При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления.
Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО.

Источник