Фонтанирующая скважина
Самостоятельное выливание воды из скважины
Бурение скважин не всегда связано только со слабыми песчаными слоями, когда вода с трудом заполняет высоту ствола скважины, необходимую для опускания погруженного насоса. Иногда, бурильщикам приходится сталкиваться с проблемой фонтанирующих скважин, когда из-под земли начинает бить фонтан воды, выливающий на поверхность десятки кубических метров воды. Водяные насосы, в таких ситуациях, не успевают откачивать большое количество воды, и вода заливает весь участок земли, и переливается на соседние участки. Урон от подобных фонтанов воды может быть колоссальным, поэтому перед сверлением скважин в таких местах, бурильщикам необходимо подготовить дренажные канавы, по которым вода будет отводиться в безопасном направлении. И даже подготовив дренажные канавы, рассчитать каким будет дебет воды невозможно, поэтому перед началом сверления необходимо подготовить несколько помп и проложить отводные рукава, по которым в случае большого выхода воды, можно будет откачивать воду из скважины.
Появление фонтанирующих скважин встречается не часто и происходит в местах предгорий, когда основное блюдце с водой находится выше по склону горы. Пробивая нижнюю оконечность водяной линзы, бурильщики создают систему соединенных сосудов, в которой вода, в соответствии с законами физики, находится на одинаковом уровне. Вода поднимается по стволу скважины и стремится достичь уровня водяной линзы, которая располагается выше по склону. Чаще всего, давление воды быстро падает, и вода потихоньку переливается через край ствола скважины. В таком случае, водой можно обеспечить всех соседей, не используя для подачи воды погруженных насосов. Однако встречаются ситуации, когда на линзу воды оказывает давление поверхностный слой земли, в результате чего вода из скважины длительное время выливается под давлением, создавая настоящие фонтаны.
Не прогнозируемое, самостоятельное, выливание воды из скважины создает немало трудностей, так как мешает установке кессона с водоотводящими трубами и запорной аппаратурой, а вода изливается на участок, создавая вокруг себя грязь и лужи. Запорную аппаратуру невозможно установить, так как она срывается потоком воды, а водоотводящие трубы невозможно закопать в землю, так как та размывается водой.
С попаданием на водоносный слой других буровых установок, разбор воды из водяной системы увеличивается, и давление воды в скважине уменьшается. Тем не менее, скважины будут фонтанировать до тех пор, пока уровень воды в водяной линзе не уменьшится
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