ЛЕКЦИИ ПО ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

1-1,2,3 Классификация фонда скважин по степени опасности их ремонта.

Классификация выполняется геологической службой УДНГ по замерам Рпл, анализу проб нефти и газа на соединение сероводорода.

Классификация определяет признаки, на основании которых, фонд скважин по степени опасности их ремонта подразделяется на 3 категории.

1 Категория:

• газовые скважины, независимо от Рпл;

• нефтяные скважины с газлифтной добычей;

• нефтяные скважины с газовым фактором 200м³/т и более;

• нефтяные скважины, в которых Рпл больше Ргст на 15% и более;

• нефтяные скважины, имеющие нарушение колонны, по которым возможно поступление газа;

• нефтяные скважины, в разрезе которых имеется газовый пласт и расстояние от зоны перфорации до газового пласта менее 10 м;

• нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны.

2 Категория.

-нефтяные скважины, в которых Рпл больше Ргст не более чем на 15% и газовый фактор менее 200м³/т;

-нагнетательные скважины в которых Рпл больше Ргст не более чем на 15%;

-нефтяные скважины, осваиваемые на новых пластах.

-нефтяные скважины,в продукций которых имеется сероводород ниже ПДК

3 Категория.

- скважины с Р пл. равный и ниже Р гидр. (воды);

- сероводород отсутствует.

4-1.Газонефтеводопроявления( ГНВП) –

вид осложнения, при котором поступление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью ПВО.

Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправности, негерметичности, разрушения ПВО или вследствие грифонообразований.

Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а так же прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде.

Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая.

5,6.-1 Признаки обнаружения ГНВП.

Подразделяются на раннего и позднего обнаружения.

Признаки РАННЕГО обнаружения подразделяются на прямые и косвенные.

А. ПРЯМЫЕ (видимые) ПРИЗНАКИ:

1. Увеличение объема(уровня) ПЖ в приемных емкостях.

2. Увеличение скорости потока р- ра на выходе из скважины.

3. Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

4. Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.

5. Движение р- ра по желобам при отсутствии промывки и СПО.

Б. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:

1. Изменение давления промывки по манометру на стояке.

2.Увеличение веса инструмента по ГИВ-6 (ИВЭ).

3.Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.

4.Увеличение крутящего момента на роторе.

5.Повышение содержания газа в ПЖ.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ прямого признака- загерметизировать устье скважины !!!

Признаки ПОЗДНЕГО обнаружения:

1. Снижение плотности ПЖ.

2.Увеличение вязкости ПЖ.

3.Перелив р- ра через устье (выкидывание р- ра).

4.Появление пачки газа или нефти на устье скважины.

7.-1 Причины возникновения ГНВП при спуске НКТ.

- увелечение скорости спуска;

(.Возникновение поршневого эффекта, с образованием избыточного давления под долотом с последующим гидроразрывом пласта и поглощением промывочной жидкости. Уменьшается высота столба пром. жидкости и уменьшение противодавления на пласт.)

-увелечение диаметра инструмента;

-уменьшение диаметра скважины;

-увелечение вязкости раствора;

Мероприятия:

1.Ограничение скорости спуска инструмента.

2.Соблюдение регламента промежуточных промывок.

8.-1 Причины возникновения ГНВП при подъеме НКТ.

1. –не контролируемый долив, или подъем без долива;

2. –подъем инструмента с сифоном;

3. –превышение скорости подъема с возникновением гидропоршневого эффекта.(всасывание)

Мероприятия:

1. -Непрерывный долив скважины,обеспечивающий равенство объема доливаемого раствора с объемом поднятых труб;(по таблице объема труб и тарировке емкости долива).

2. – Контроль за параметрами промывочной жидкости.

3. – Промывка до полного выравнивания параметров раствора в трубах и за трубами (не менее одного цикла).

4. –Запрещение подъема с сифоном и поршневанием.

5. –Ограничение скорости подъема.

9.-1 ГНВП при разбуривании цементных мостов и промывке.

В скважинах с АПВД и с высоким газовым фактором под цементным мостом накапливается газ, давление этой газовой пачки может быть близким к пластовому, что может привести к газовому выбросу при разбуривании цем. моста. В целях предупреждения ГНВП необходимо проверить состояние ПВО , применять промывочную жидкость соответствующей плотности.

При промывке:

- разбавление промывочной жидкости пластовыми флюидами (перед промывкой или бурением следует приготовить раствор соответсвующими параметрами и достаточном объеме , установить ПВО, проверить работоспособность.)

11.-1 Причины возникновения ГНВП при длительных остановках.

1. Уменьшение плотности бурового раствора из-за выпадения утяжителя в осадок.

2. Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтрации (поглощения) промывочной жидкости в пласт.

При длительных остановках скважину заполняют раствором соответствующего качества и параметров.

Герметизируют устье скважины.

12.-1 ВЛИЯНИЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫВОЧНОЙ И ЗАДАВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРОЯВЛЕНИЙ.€

Промывочная жидкость является основным средством для предупреждения ГНВП в процессе ремонта, для производства работ без осложнений и аварии. Жидкость должна соответствовать спец. требованиям.

1. Создавать на пласт давление достаточное для условия равновесия

Р_ж= Р_пл+Δ Р

2. Не вступать в химическую реакция с флюидом продуктивного пласта, породой и не создавать нерастворимые осадки в пласте.

3. Иметь стабильные параметры,

4. Быть технологичной в приготовлении и использовании.

Параметры жидкости должны соответствовать плану работ, контролироваться при приготовлении на растворном узле, перед закачкой в скважину, а при бурении боковых скважин через каждое 1-2 часа работы. Отклонение параметров от установленных может привести к ГНВП и другим осложнениям.

1. Плотность - г/см³ - определяется ареометром АБР.(ареометр бурового раствора)

Необходимая плотность определяется с условием создания противодавления на пласт.

ГНВП может произойти как при снижении, так и при повышении плотности.

При снижении плотности происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл )

При повышении может произойти поглощение с понижением уровня промывочной жидкости в скважине.(также происходит уменьшение Рж на пласт.(Рж < Рпл )

2. Вязкость Т (секунда). Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром СПВ – 5. Вязкость воды равна 5 сек.

3. Фильтрация Ф см³/ 30мин. Определяется прибором ВМ – 6. Жидкость должна иметь минимальную фильтрацию.

13.-1 Основное условие равновесия в скважине.

Р _пл < Р_ж < Р_{пог. при этом Рж = 1,05 Рпл}

При этих условиях скважина не проявляет и не поглощает.

Давление столба жидкости в стволе скважины должно превышать пластовое

Р_ж = Р_пл. + Р

Р – превышение давления столба жидкости над пластовым согласно ПБ НГП должно составлять.

10 % от Р_пл. - для скважин глубиной до 1200 м. (в интервале от 0 до 1200м) но не более 15 атм.

5 % от Р_пл. - для скважин в интервале от 1200 м. и более, но не более 25-30 атм.

В необходимых случаях может устанавливаться большая плотность, но при этом противодавление на горизонт не должно превышать пластовое давление на 15 кг/см² для скважин глубиной до 1200 м. и на 25 – 30 кг/см² для более глубоких скважин.

Для скважин в интервале от 1200 м. и более, если Рж > Рпл - это есть репрессия (бурение , освоение , ремонт) , если Рж < Рпл - это есть депрессия

(добыча , ГНВП , открытый фонтан).

14.-1 .Какое проявление (газовое или нефтяное) наиболее опасны и почему?

ГНВП – возникает вследствие поступления из пласта в скважину нефти, газа или пластовой воды. Поступление пластового флюида в ствол скважины можно регулировать с помощью ПВО.

ГНВП – подразделяются на - Газовые.

- Нефтяные.

- Смешанные.

Газовые проявления наиболее опасны, т.к. газ имеет способность в больших пределах изменять свой объем с изменением давления в короткое время. (закон Бойля-Мариотта РV = const) При полном замещении жидкости в скважине, на устье возникает давление близкое к пластовому Рустье = Рпласт.

Нефтяные проявления развиваются медленно, его трудно обнаружить в начальной стадии, ликвидация его последствий с очисткой устья, оборудования и территории.

Смешанные проявления имеют свойства газового и жидкостного, его ликвидация более сложная.

Открытый Фонтан (ОФ) - неуправляемый выход пластовых флюидов через устье скважины, в результате отсутствия, разрушения или негерметичности ПВО.

15.-1 ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ прямого признака- загерметизировать устье скважины !!!

16.-1 ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.

ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ прямого признака- загерметизировать устье скважины !!!

17.-1 Какие скважины подлежат глушению до начала ремонта.

Все скважины кроме включенных в перечень скважин не подлежащих глушению

Перечень составляется геологической службой и согласуется органом ростехнадзора , БВО.

В этот перечень включаются скважины в которых не может быть ГНВП по причине истощения пласта, а также скважины которые имеют специальное оборудование для ремонта без глушения.

18.-1 Причины возникновения ГНВП при геофизических работах.

1. Уменьшение плотности бур. р – Ра из-за выпадения утяжелителя в осадок;

2. Уменьшение высоты столба жидкости из-за фильтраций в пласт;

3. Поршневание при подъеме прибора;

4. Увелечение количества одновременно взрываемых зарядов при перфораций.

19.-1 Ответ: билет № 7, 8.

20.-1 Причины возникновения ГНВП при поглощении промывочной жидкости.

При поглощении промывочной жидкости уменьшается высота столба жидкости и соответственно противодавление на пласт , появляется депрессия.

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

НАЗНАЧЕНИЕ: Для герметизации устья н/г скважин, при их строительстве, освоении и ремонте с целью предупреждения выбросов и фонтанов. ПВО выбирается в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

• герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

• вымыва пластового флюида , поступившего в скважину , на поверхность;

• подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

• срезания бурильной колонны;

• контроля за состоянием скважины во время глушения;

• расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

• спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

ПВО устанавливается на кондуктор , промежуточные (технические) колонны , ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений.

Эксплуатация ПВО осуществляется в соответствии с техническими условиями изготовителей.

Схема установки и обвязки ПВО , блоков глушения и дросселирования на скважины разрабатывается организацией на основе установленных требований , типовых схем , утвержденных ОАО «АНК «Башнефть» и согласовывается с органами Ростехнадзора , противофонтанной службой.

Утвержденная схема обвязки устья должна находиться в каждой бригаде.

Устьевое оборудование , пульт гидроуправления должны освещаться и в зимнее время обогреваться.

ГОСТ 13862 – 90

10 типов схем обвязки устья:

2 схемы с ручным управлением;

8 схем с гидравлическим управлением.

Существуют ведомственные схемы в ООО «АНК «Башнефть» для ремонта и освоения скважин №1 и №3.

Схема № 1 ООО «АНК «Башнефть» для герметазиций скважин 3 категорий используется аварийная планшайба.

Схема № 3 ООО «АНК «Башнефть» для герметазиций скважин 1 и 2 категорий

применяется малогабаритный превентор

Все ПВО должны иметь паспорт , инвентарный номер , акт опрессовки и окрашены в красный цвет. (Все детали в мех. мастерских изготавливаются по техническим условиям. ТУ)

ТУ – чертеж , материал изготовления , технология изготовления , расчет на прочность , инструкция использования.

Разрабатывает отдел главного механика , согласовывается Ростехнадзором и БВО

1.-2 Арматура АУШГН

АУШГН-146х140

168х140

146,168-наружный диаметр колонны.

140-рабочее давление по паспорту.

Предназначена для:

1.Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин оборудованных ШГН.

2.Подвески колонны НКТ.

3.Направления добываемой жидкости в выкидную линию.

4.Выполнения различных технологических операций.

5.Проведения глубинных исследований.

6.Регулирования отбора жидкостей.