Материал: Лекция Контроль скважин. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении

 или кондуктора давление на забой при промывке значительно возрастёт при том же самом давлении на насосе.

Если при промывке требуется поднять забойное давление необходимо увеличить Рг т.е. поднять ρ промывочной жидкости. При отсутствии возможности увеличить ρ, необходимо увеличить Q насоса или перейти на обратную промывку.

ρ - снижение Рг за счет извлечения труб из скважины.

h - снижение уровня на устье.

При непрерывном доливе ρ - отсутствует. При периодическом доливе величина допустимого снижения hбез после которого должен производиться долив, определяется:

H до 1200м hбез = 0,03Н

Н до 2500м hбез =0,02Н

Н Свыше 2500м hбез = 0,01Н

и по ней определяется "n" - количество труб (свечей) после подъёма которых должен производиться долив.

n = х

n - количество труб (свечей), после которых производится долив (округляется в меньшую сторону до числа кратного пяти)

D - внутренний диаметр ствола скважины на устье

dн - наружный диаметр поднимаемых труб

dвн - внутренний диаметр поднимаемых труб

h' - длина трубы (свечи)

hбез - допустимое снижение уровня жидкости в скважине при подъёме труб.

При подъёме труб седиментация происходит в той части скважины, откуда трубы извлечены

Пример расчета:

H до 1200м hбез = 0,03Н

Н до 2500м hбез =0,02Н n = х

Н Свыше 2500м hбез = 0,01Н

D = Dy - 2δ = 0,245 - 2 х 0,01 = 0,225м

dBH = dH - 2δ = 0,127 - 2 x 0,01 = 0107м

hбез = 0,02 хH = 0,02 x 2000 = 4OмH < 2500м hбез = 0,02H

n = х = 11 n = 10

Округляем в меньшую сторону до числа кратного 5 n = 10.

Чтобы не допускать при подъёме труб повышенного эффекта поршневания, необходимо перед подъёмом выровнять не толькоρ, но и вязкость раствора, СНС и не производить подъём на повышенной скорости. В районе продуктивных горизонтов и выше на 200 метров подъем производить на пониженных скоростях. Если невозможно снизить до нормы вязкость и СНС подъём должен производиться на пониженной скорости. Скорость подъёма не должна быть завышенной.

Не допускать подъём труб с сифоном или при наличии затяжек. При невозможности ликвидации (забито долото) подъем должен производиться согласно «Правил безопасности»

п. 285.

Долив при подъёме труб должен осуществлятся своевременно, со строгим контролем объёма.

Забойное давление при спуске труб.

Рзаб = Рг ΔРдс – ΔРст

+ΔРдс - обратный эффект поршневания, ведущий к увеличению давления на забой; Величина обратного эффекта поршневания зависит:

1.От вязкости и СНС раствора.

2.Скорости спуска.

3.От наличия компоновки на низу труб.

-ΔРдс - снижение Рзаб после остановки труб в тех случаях, когда скорость движения труб превышала 1 м/сек и произошло резкое торможение;

- снижение уровня, если в результате +ΔРДС произойдёт гидроразрыв пласта и поглощение раствора.

- поглощение раствора.

ΔРст - то же, что и при подъёме труб.

Снижение Рзабпри спуске труб может произойти так же по причине незаполнения спускаемых труб промывочной жидкостью.

На основании вышеизложенного:

Когда в скважине величины гидростатического давления и давления гидроразрыва близки скорость спуска должна быть ограничена. Когда возможность гидроразрыва отсутствует, чтобы не снизить Рзаб < Рпл при скорости спуска более 1м/с не должно быть резкого торможения При спуске строго контролировать объём вытесненной жидкости и заполнение спускаемых труб. На величину забойного давления при спуске труб в вязком растворе так же может сильно повлиять остаточная депрессия или репрессия, что повлечёт за собой появление флюида или поглощение раствора в слабом участке скважины.



Спуск на скорости <1 м/с и нормальном растворе

Спуск на скорости >1 м/с и резком торможении при нормальном растворе

Спуск на скорости >1 м/с с резким торможение и растворе с повышенной структурой

Величина остаточных депрессии и репрессии зависит от СНС и вязкости раствора. Если промывочная жидкость вода или глинистый раствор с низким СНС и вязкостью - остаточные репрессия и депрессия отсутствуют
1>

3.Способы раннего обнаружения и контроля за развитием ГНВП.

Раннее обнаружение.

Обнаружение считается ранним, в тех случаях, когда после герметизации устья количество поступившего на забой флюида – Vо не будет превышать величину предельного объёма – Vпp - определенного для слабого сечения.

Слабым сечением считается горизонт в скважине у которого допустимое давление ниже Рпл проявившего горизонта. Если раннее обнаружение не выполнено, то при вымыве поступившего газа невозможно выполнение, хотя бы одного из необходимых условий:

1. Поддержание Рзаб постоянным и превышающим – Рпл;

2. Не допускать роста давления в слабом сечении скважины выше допустимой величины - [Р]

Прямые и косвенные признаки ГНВП.

Для своевременного (раннего) обнаружения начала ГНВП необходимо знать признаки начала проявления. Признаки могут быть "прямые и косвенные". Прямые - появляются только в результате возникновения ГНВП. Косвенные - могут появиться и по другим причинам.

Рассмотрим признаки при выполнении основных операций на скважине.

При бурении и других работах проводимых с промывкой.

Прямые признаки:

1. Увеличение уровня промывочной жидкости в приёмной ёмкости;

2. Усиление потока выходящей из скважины промывочной жидкости;

3. Увеличение газосодержания в промывочной жидкости.

При появлении первых двух признаков работа останавливается и устье герметизируется. При увеличении газосодержания свыше 5% фонового необходимо включать вакуумный дегазатор, определять и ликвидировать причину (Правила безопасности п. 280)2 *>0

Косвенные признаки:

1.Снижение давления на насосе;

2.Изменение параметров промывочной жидкости;

3.Увеличение механической скорости проходки (при бурении);

4.Увеличение крутящего момента на роторе (при бурении).

При появлении косвенных признаков работа не останавливается, а усиливается контроль за возможным появлением прямых признаков.

При подъёме труб из скважины:

Прямой признак:

1.Уменьшение объёма доливаемой в скважину жидкости по сравнению с расчётным объёмом.

При появлении этого признака и отсутствии перелива на устье скважины подъём труб останавливается и производится их спуск. При проведении спуска ведётся контроль не появится ли перелив на устье после остановки движения труб. Если появится, то устье герметизируется, если нет, то трубы спускают до забоя и производят промывку скважины. При этом контролируют, не появятся ли признаки при работе с промывкой. Действия при их появлении изложены выше. После вымыва забойной "пачки" определяются причины возникновения ГНВП, ликвидируются, и после этого производится подъём труб.

В ПиКР если долили на 0,2м³ меньше расчётного, Правила безопасности требуют герметизацию устья скважины.

При спуске труб в скважину:

Прямой признак:

1. Увеличение объёма вытесняемой из скважины жидкости по сравнению с расчётным объёмом.

При появлении этого признака и отсутствие перелива на устье спуск продолжается, ведётся контроль не появится ли перелив на устье после остановки движения труб. Если появится, то устье герметизируется, если нет, то трубы спускают до забоя и производят промывку скважины. После чего приступают к углублению скважины.

При остановках без промывки:

Прямой признак:

1. Наличие перелива на устье скважины или появление давления под плашками превентора, если устье загерметизировано.

При появлении перелива устье скважины должно быть загерметизировано. При росте давления на устье до допустимой величины [Ризк] производится стравливание с контролем забойного давления объёмным методом.

Определение типа флюида.

Флюид – любой вид продукта (газ, нефть, вода…) находящийся в пласте.

Определить вид флюида до выхода его на поверхность практически невозможно. Поэтому при бурении опорных, параметрических или первых разведочных скважин в отечественной практике применяется обобщенный термин «газонефтеводопроявление». При строительстве и ремонте скважин на газовых месторождениях применяется термин «газопроявление», а на нефтяных месторождениях – «нефтепроявление». Вместе с газом в скважину могут поступать вода и нефть, соответственно проявления при этом носят названия «газоводопроявлений, нефтегазопроявлений или газонефтепроявлений». Наиболее распространенным и опасным по последствиям является газопроявление, так как при вымыве газа с забоя происходит быстрое его расширение, что может привести к возникновению открытого фонтана

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование.

Допустимые объёмы поступления пластового флюида при различных технических операциях.

При проведении СПО .

Разница между объёмом доливаемого раствора и объёмом металла поднятых или спущенных труб более 0,5м³. В ПиКРС не более 0,2м³.

При углублении скважены.

Количество поступившего раствора не должно превышать 1.5м³.

При отсутствии циркуляции.

Количество поступившего раствора не должно превышать 1м³.

4. Способы предупреждения ГНВП.

Требования Правил к рабочему проекту на бyрение скважин, буровым растворам, конструкции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов:

-первая линия защиты — предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;

-вторая линия защиты — предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;

-третья линия защиты (защита от открытого выброса) — ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести: инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с Приложением № 1 к настоящим Правилам;