.

Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины [V]_доп , которую устанавливают равной половине предельного объёма т.е. 1/2 V_пр. , но не более 1,5м³. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

Определение допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины.

При поступлении флюида в ствол скважины и его дальнейшей миграции в закрытой скважине или подъёме к устью при правильно организованном вымыве необходимо обеспечить постоянство давления на проявляющий горизонт и отсутствие угрозы потери герметичности канала по стволу или на устье скважины (гидроразрыв, поглощение, нарушение колонны или устьевой обвязки). Эти требования обуславливают управляемость скважины и безопасность ведения работ с позиции предупреждения аварийной ситуации. Учитывая, что с ростом длины пачки (т.е. объёма поступившего флюида), давление в затрубном пространстве будет возрастать, т.е. увеличиваться разность показаний между затрубным и трубным манометрами, а также возрастёт величина давления в «голове» пачки при её прохождении любого сечения, поэтому необходимо дать величину предельного (критичес-кого) объёма поступившего флюида, при котором возможно управление скважиной без угрозы потери контроля и её перехода в аварийное состояние.

Из решения задачи об определении давления в любом сечении ствола при при движении бурового раствора с пачкой флюида в затрубном пространстве предельный объём флюида в затрубном пространстве для сечения на расстоянии Х по глубине, поступившего в ствол скважины, определяется по формулам:

1. для газа

V^(г)_пр=F*{P_DX*[ P_DX-P_H+g*ρ*(H-x)]}

g* ρ*(P_H*T_X*Z_X/T_H*Z_H) - g* ρ_г*P_DX

б) для нефти или воды с плотностью ρ_ф

V^(ф)_пр=F*(P_DX-P_H+g* ρ*(H-x))/(g*( ρ- ρ_ф))

где F- площадь кольцевого пр-ва, м²; P_DX- допустимое давление в сечении Х, Па;

P_H- забойное давление, Па; ρ- плотность бурового раствора, кг/м³

Н- глубина скважины,м; х- расстояние от устья до газовой пачки,м;

g- ускорение свободного падения, м/с²;

Тн, Тх- температура на забое и на глубине х при циркуляции, ⁰К;

Z_H, Zx- коэф. сжимаемости газа в условиях забоя и на глубине х (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.2.)

ρ_г- плотность газа в забойных условиях, кг/м³ (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.4.);

Расчёт предельного объёма проводится для сечений, в которых наиболее возможны условия потери герметичности ствола скважины и к ним относят:

- устье скважины; -стыки секций обсадных колонн;

- цементное кольцо у башмака колонны;

- подошву интервала необсаженного ствола скважины с min градиентом гидроразрыва.

По результатам расчётов в выбранных сечениях принимается минимальное значение из полученных для допустимого объёма Vпр, которое в дальнейшем используется для опре-деления допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины [V], что в свою очередь позволяет дать оценку зон:

- предупреждения ГНВП; - ликвидации ГНВП; -аварийного ГНВП;

Допустимый объём притока флюида в ствол скважины [V] определяется с учётом обеспечения резерва времени на герметизацию устья скважины и создания необходимого запаса прочности по формуле:

[V]=а*Vпр; где Vпр- предельный объём флюида в затрубъе;

а- коэф. учитывающий неизвестность состояния объекта и вид технологической операции («Инструкция по предупреждению и ликвидации ГНВП при строителстве и ремонте скважин»). Значения коэф. а приведены в табл.3.2

табл.3.2

Тип скважины	Значение коэффициента а
	Технологические операции и виды работ
	Бурение и прочие виды работ		Подъём труб
	Наличие косвенных признаков	Отсутствие кос венных признаков	Наличие косвенных признаков	Отсутствие косвенных признаков
Эксплуатацион	0,75	0,62	0,50	0,37
Разведочная	0,62	0,50	0,37	0,25

Поступление пластовых флюидов в ствол скважины определённым образом отражается на гидравлических характеристиках циркулирующего потока, свойствах бурового раствора, выходящего из скважины. Возникающие при этом на поверхности сигналы подразделяют на прямые и косвенные признаки ГНВП, т.к. они обладают различной значимостью и информативностью.

Признаки, которые однозначно указывают на поступление пластового флюида в ствол скважины, называют прямыми признаками.

Признаки, которые предупреждают о возможности возникновения ГНВП, т.к. они могут возникать не только в результате поступления флюида из пласта, но и по другим причинам, называют косвенными.

Косвенные признаки ГНВП при различных технологических операциях

Признаки ГНВП	Бурение, проработка, промывка	СПО		ГИС, ремонтные работы, простой и т.п.
		спуск	подъём
Увеличение механической скорости бурения	+	-	-	-
Изменение давления на буровых насосах	+	-	-	-
Увеличение крутящего момента на роторе	+	-	-	-
Изменение параметров бурового раствора (ρ, Т, Ф, СНС, Р^Н, температура рас-твора)	+	-	-	-
Изменение нагрузки на крюке	+	-	-	-

Прямые признаки ГНВП при различных видах технологических операций

Признаки ГНВП	Бурение, проработка, промывка	СПО		ГИС, ремонтные работы, простой и т.п.
		спуск	подъём
Повышение расхода (скорос-ти) выходящего потока буро-вого раствора из скважины при постоянной подаче насоса	+	-	-	-
Увеличение объёма (уровня) бурового раствора в приёмной ёмкости	+	+	+	+
Повышение газосодержания в буровом растворе и снижение его плотности	+	-	-	-
Уменьшение против расчёт-ного объёма бур.раствора до-ливаемого в затрубное прос- транство при подъёме бурильного инструмента	-	-	+	-
Увеличение против расчёт-ного объёма бур.раствора в приёмной ёмкости при спуске бурильного инструмента	-	+	-	-
Перелив скважины при остановленных насосах	+	+	+	+

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

• несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из нее промывочной жидкости, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения или СПО;

• повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора;

• несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;

• повышение газосодержания в промывочной жидкости;

• снижение плотности промывочной жидкости;

• поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;

• резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;

• изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;

• увеличение вращающего момента на роторе;

• снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.

• Увеличение веса на крюке.

Стадии контроля скважины (линии защиты от открытого выброса)

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 по использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.

Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:

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 исполь-зования 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.

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад бурения, освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады бурения, освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад бурения, освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанирова-нию скважины.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления.

При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раствора, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО) первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает бурильщика, бурильщик подает сигнал «Выброс». При этом буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

Порядок герметизации устья скважины при бурении:

а) бурильщик: (закрОП)останавливает процесс бурения, не прекращая циркуляции, поднимает

долото над забоем, из расчёта выхода первой муфты на 0,5м. над ротором (для обеспечения

возможности работы ключами и установки элеватора);

фиксирует тормоз буровой лебёдки; руководит закрытием ОП; ч/з 5- 10мин, (стабилизация трубного и затрубного давлений) заносит в журнал данные: о объёме притока- V₀, значений избыточных

давлений в трубах- Риз.т. и колонне- Риз.к.;

б) второй помощник бурильщика (верховой) после подъёма ведущей трубы останавливает

буровые насосы; не открывая задвижку на манифольде, следит за наличием (отсутствием)

перелива скважины; после открытия дросселя по команде бурильщика запускает в работу один

насос (обеспечивая половинную производительность от той которая была при бурении)

трубном Риз.т и кольцевом пространствах Риз.к.;

в) в это время третий помощник бурильщика (буровой рабочий) сообщает о ГНВП, буровому

мастеру или ответственному ИТР; буровой мастер (ИТР) сообщает о ГНВП начальнику смены

ЦИТС, тот в свою очередь доводит информацию-

руководству бурового предприятия (УБР);

противофонтанную службу;

территориальный орган Ростехнадзора;

при вымывании флюида третий помощник может быть связующим звеном по передаче значения

избыточного трубного давления от верхового первому помбуру.

г) первый помощник бурильщика (первый помбур) после остановки насосов с основного пульта

управления ОП открывает коренную задвижку на рабочей линии (линия дросселирования)

противовыбросового оборудования (ОП) ведущей к открытому дросселю;

закрывает кольцевой привентор (ПУГ) или верхний плашечный превентор, плавно закрывает

задвижку перед дросселем; после регистрации давлений открывает дроссельную задвижку;

после выхода насоса на режим, при вымывании из скважины поступившего флюида, работает

дроссельной задвижкой, обеспечивая постоянное давление в трубах при этом Риз.т < [Pгрп] или

[0,8Pопр.от];

д) слесарь и электрик буровой находятся на своих рабочих местах;

е) мастер (ответственный ИТР) после получения данных V₀, Риз.т, Риз.т. приступает к расчёту

требуемой плотности и необходимому объёму приготовления промывочной жидкости; уже в

процессе вымывания флюида организует приготовление утяжелённого раствора (переключение

емкостей, включение второго насоса на перемешивание, доутяжеление раствора в гидромешал-

ке и т.п.);

Ликвидация газонефтеводопроявлений производится с использованием стандартных методов (с учетом фактических условий) под руководством ответственного лица, имеющего необходимую квалификацию.

П ервоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана.

-Остановить двигатели внутреннего сгорания.

-Отключить силовые и осветительные линии электро-питания.

-Отключить электроэнергию в загазованной зоне.

-Потушить технические и бытовые топки, находя-щиеся вблизи скважины.

-Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.

-Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.

-Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.

-Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;

-Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.

-При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Оснащение бригад приборами и средствами для обнаружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Это:

-Уровнемеры различных конструкций.

-Расходомеры или приборы для определения скорости потока различных конструкций.

-Приборы для определения плотности жидкости.

-Приборы для определения изменения давления.

-Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Ликвидация газонефтеводопроявлений. Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений.

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЙ И ЛИКВИДАЦИИ ПРОЯВЛЕНИЙ

Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.

При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.

Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.

Метод непосредственного контроля забойного давления

Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее рассчитанной программе с помощью дросселя изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.

Точность метода зависит от точности изменения давления в кольцевом пространстве. Его преимуществом является то, что зная ожидаемые давления в кольцевом пространстве, можно подготовиться для управления ими, а недостатком - то, что точную кривую противодавления невозможно построить даже при наличии связи с ЭВМ из-за многочисленных помех, непостоянства формы кольцевого пространства, изменений условий среды по мере подъема флюида с забоя скважины и многих других; поэтому этот метод в настоящее время не используется.

Метод косвенного контроля забойного давления

Изменение давления или плотности флюида в затрубном пространстве находит отражение на давлении в бурильных трубах (т.к. трубное и затрубное пространство представляют собой сообщающиеся сосуды). Так, если сильно прикрыть дроссель при циркуляции, то повысится давление в стояке. Поэтому есть возможность косвенными методами контролировать забойное давление. Действительно, если при циркуляции с постоянной подачей насосов изменится плотность флюида в затрубном пространстве (например, снизится), это немедленно отразится на давлении в стояке - оно также снизится, так как плотность раствора в бурильных трубах постоянна. В случае, если с помощью дросселя восстановить начальное давление в бурильных трубах, то восстановится и значение забойного давления. Избыточное давление, созданное дросселем, Риз. компенсирует снижение плотности флюида в затрубном пространстве.

Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться п о с т о я н н о е з а б о й н о е давление.

Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымывании поступивших пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.

Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.

Методы ликвидации проявлений

Метод уравновешенного пластового давления

В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно прикращается и предотвращатся возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.

1-ый способ , или способ “непрерывного глушения скважины”.

При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.

Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора - и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.

При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.

Этот способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.

Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

3-ий способ , или способ “двухстадийного глушения скважины”.

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов - стадия вымывания пластового флюида.

Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину - стадия г л у ш е н и я.

Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является остановка циркуляции, промытой скважины, в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.

4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.

Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.

Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.

Практическое распространение при ликвидации проявлений методом “уравновешенного пластового давления” нашли 1-ый и 3-ий способы , то есть “непрерывное глушение скважины” и “двухстадийное глушение скважины”.