Лекции ГНВП ремонт 1 часть-1



обуМинистерство энергетики РФ
Государственное образовательное учреждение
среднего профессионального образования
« Нижневартовский нефтяной техникум»



ОПОРНЫЙ КОНСПЕКТ

По курсу « На право руководства горными работами»

Раздел 11. Строительство нефтяных и газовых скважин


Составил:
Преподаватель КП Наумов Н.В.












Нижневартовск 2004г.
Управление скважиной

Тема 1. Введение

Настоящие учебные план и программа составлены в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, инструкций по предупреждению газонефтеводопроявлений, руководящих документов по противофонтанной безопасности.
Программа предназначена для обучения рабочих по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях с правом ведения работ при ремонте нефтяных и газовых скважин".
Программа включает в себя теоретическое обучение в объеме 48 часов и производственное обучение на учебном полигоне в объеме 12 часов.
Основной формой теоретической подготовки являются лекции. Для лучшего освоения теоретической части обучение должно сопровождаться демонстрацией наглядных пособий (чертежей, плакатов, схем) при помощи мультимедийного проектора в виде презентаций программы Power point, показом видеофильмов.
При проведении теоретического обучения обязательное применение тренажеров-имитаторов (при использовании компьютерного класса возможен показ программного обеспечения тренажеров-имитаторов). В билетах возможны изменения в зависимости от применяемого противовыбросового оборудования предприятием.
Возможна сдача экзамена персоналом на компьютере. После прохождения каждой темы проводится контрольный тест.
Практические занятия проводятся на учебном полигоне: в классе, оснащенном противовыбросовым оборудованием и на скважине, обвязанной противовыбросовым оборудованием
По окончании изучения курса проводится квалификационный экзамен. Для участия в экзаменационной комиссии должны приглашаться инспектора ГГТН России и представители противофонтанной военизированной службы.
После сдачи квалификационного экзамена выдается удостоверение установленного образца.


Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:
потеря бурового и другого оборудования
непроизводственные материалы и трудовые затраты;
загрязнение окружающей среды ( разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;
перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
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.


НГВП-это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте.

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.




Тренажер-имитатор по контролю за скважиной (модель DPWS-22, производства компании CS inc США)

Предназначен для обучения буровых бригад, бригад ремонта скважин и инженерного персонала нефтегазодобывающих предприятий, персонала противофонтанных частей.

Тренажер состоит из нескольких панелей, которые соединяются между собой.
Компьютер с клавиатурой, цветной монитор и мышь (для преподавателя);
Цветной монитор (для студента);
Панель бурильщика с насосами, штуцерным манифольдом и т.д. (панель бурильщика);
Панель лебедки (лебедка);
Панель поверхностного превентора;
Панель дистанционной дроссельной задвижки (дроссель);
Панель фонтанной арматуры (арматура);
Панель аккумулятора;
Панель давления вспомогательного манометра (для глушения).


Тренажер имитирует в реальном и ускоренном масштабах времени технологические процессы бурения и ремонта скважин:

Бурение с помощью блока поверхностных противовыбросовых превенторов;
Процедура бурения;
Контроль при бурении скважин без лебедки;
Ремонт скважины с помощью фонтанной арматуры;
Ремонт с помощью превентора;
Добывающая скважина;
Ремонт скважины с помощью подъемника

Тренажер при имитации технологических процессов обеспечивает также и имитацию:

возникновения и развития осложнений и аварийных ситуаций при выполнении ремонта и бурения скважин, в том числе нефтегазоводопроявлений и выбросов;
технологические процессы ликвидации нефтеводогазопроявлений и выбросов (различными способами);
показания приборов контроля технологических процессов ремонта и бурения скважин, характеризирующих состояние оборудования, инструмента, скважины.

Программное обеспечение тренажера содержит средства проектирования учебных заданий с любыми условиями выполнения бурения и ремонта скважин и нестандартными ситуациями. Преподаватель при моделировании учебных заданий устанавливает следующие условия скважины, которые отображаются на его мониторе в ходе работы учебного задания:

характеристики нефтегазоносного пласта, флюида;
параметры бурения и ремонта;
поверхностное оборудование (превентор, манифольд, арматура, насосы);
параметры бурильной трубы, насосно-компрессорной;
параметры обсадной трубы;
движение жидкости в скважине.
раствор на входе и выходе и т.д.

Преподаватель кроме осложнений и аварийных ситуаций, запланированных им заранее в сценарии учебного задания, может «создать их на ходу», в процессе выполнения задания. Обеспечена возможность остановки имитации технологических процессов в любой момент и продолжения условия задания.
При имитации технологических процессов на экран монитора выводятся все числовые характеристики процесса, графики, а также анимационные картинки, отображающие в реальном времени работу оборудования, инструмента и состояния скважины.
Тренажер позволяет обучаемым увидеть (на экранах мониторов) скрытые от прямого наблюдения процессы, происходящие в скважине, наблюдать процессы возникновения и развития осложнений и аварийных ситуаций.
Тренажер позволяет приобрести и усовершенствовать практические навыки выполнения, контроля и оптимизации технологических процессов бурения и ремонта, распознавания и предотвращения аварийных ситуаций.

Тема 2. Основные понятия о давлениях в скважине.

Принятые определения

Давление, P – Мпа; кгс/см.2. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.
Гидростатическое давление, Pr - Мпа; кгс/см.кв.. . Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

где ( - 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. - кгс/см.2 Pиз.к. - это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.
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=10-15% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной до 2500м Р=5-10% Р пл, но не более 2,5 Мпа
для скважин с глубиной свыше 2500м Р=4-7% Рпл, но не более 3,5 Мпа
При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

Определение забойных давлений ( Р заб )

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.

2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому



3.Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину ( Рст


При остановках до 10 часов
где Н1 - высота столба бурового раствора, находящегося без движения.
При остановках без циркуляции более 10 часов для растворов с О > 2 Па, при наличии хорошо проницаемых коллекторов в разрезе ствола скважины в расчете принимают снижение давления равное :


4.Забойное давление при подъеме бурильной колонны

где (Рдп. - гидродинамическое давление под долотом при движении колонны труб вверх ( эффект поршневания );
(Рст - снижение забойного давления за счет явлений седиментации и др. В зоне, где нет движения бурового раствора
( g (h - понижение забойного давления за счет недолива скважины при подъеме, где (h - величина недолива.
где
( - статическое напряжение сдвига за 10 мин, Па ;
L - длина колонны бурильных труб находящихся в скважине
D - диаметр скважины, м
dн - наружный диаметр бурильных труб, м
(- плотность бурового раствора, кг / м3
с - скорость распространения ударной волны по кольцевому пространству, м/с

Для обсаженного ствола, заполненного водой С = 1350 м/с; буровым раствором С = 1100 м/с.
V - достигнутая скорость движения труб за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м
Vо - начальная скорость движения колонны бурильных труб, м
Sт - площадь кольца трубы, м2
S - площадь кольцевого пространства скважины, м2
(Рст - при непрерывном подъеме = 0,02 (gН, Мпа
(h - безопасная величина недолива. Согласно РД 39-0147009-544-87 определяют :
для скважин с глубиной до 1200м (h = 0,03 Н
для скважин с глубиной до 2500м (h =0,02 Н
для скважин с глубиной свыше 2500м (h = 0,03 Н

5. Забойное давление при спуске бурильного инструмента:


где ( (Рдс - гидродинамическая сила при спуске.
При спуске каждой свечи бурильного инструмента под долото возникают знакопеременные гидродинамические давления. В начале спуска свечи с ростом скорости спуска нарастает и репрессия под долотом. После того, как скорость выровнялась - репрессия достигает максимума и остается постоянной до момента начала торможения. При резком торможении репрессия снижается до «О» и переходит в депрессию.
Величина репрессии + (Рдс - определяют по формуле ( X ).
Величина депрессии - (Рдс при скорости спуска меньшей Iм/с составляет 0,01qgL при скорости спуска большей I м/с.
(Рдс = ( 0,02 - 0,05 ) (gL
Для того, чтобы не возникало ГНВП при наличии вскрытого продуктивного горизонта необходимо, чтобы во всех случаях забойное давление превышало пластовое Рзаб > Рпл .

Допустимое давление, {Pr.p} - кгс/см.кв.
{Pr.p} - это давление, при котором не происходит разрушения скелетной решетки пласта или поглощения бурового раствора. Обычно {Рr.p}>Pпл.




Основные принципы анализа давлений

Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:
-гидростатическое давление - Рr;
-гидростатические потери - Pr.c;
-избыточное давление - Pиз.
Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr.c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.



Тема 3. Поведение газа в скважине.

Как известно, газ может находиться в скважине:
в растворенном состоянии;
в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен :


для жидкости, находящейся в покое ;





- для движущейся жидкости.
где ( - статистическое напряжение сдвига ;
(0 - динамическое напряжение сдвига ;
К - коэффициент пропорциональности




виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);










в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;









кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.








Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.


Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа ( например при подъеме инструмента ), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта


для идеального газа, давление тоже не меняется ( рис.1 )
Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое

поглощение и как следствие - фонтан. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления.

На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану ( рис.2 )

Изменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье скважины.
Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.
Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.
Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле

где Vж - скорость движения жидкости, м/час ;

Vrст - скорость всплытия газа в статике, м/час.


Тема 4. Причины возникновения ГНВП

. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:
Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
Длительные простои скважины без промывки.
Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
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 (пластовое) давление.






ПРИЧИНЫ ПЕРЕХОДА ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ В ОТКРЫТЫЕ ФОНТАНЫ.

Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
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, капитальном и текущем ремонте скважин.
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 использованию и регистрации прямых и косвенных признаков возникновения и развития газонефтеводопроявлений.
Программы подготовки бурильщиков и специалистов по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении» должны включать разделы по изучению теории и обучению практическим действиям по использованию стандартных методов ликвидации нефтегазоводопроявлений (способ двухстадийного глушения скважины, метод ожидания утяжеления и др.). Программы обучения должны быть согласованы с органами Госгортехнадзора России.
Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах (комбинатах) должны включать обучение практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин.
Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, содержащий:
виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение этих мероприятий и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;
распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;
список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;
списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах хранения, с указанием их количества и основных характеристик;
способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков;
режим работы вентиляции при возникновении газонефтеводопроявлений;
необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;
первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии.
Планирование аварийной готовности объекта к возможному возникновению газонефтеводопроявлений следует проводить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Объем и периодичность контроля за аварийной готовностью объекта к возникновению газонефтеводопроявлений устанавливается системой оперативного производственного контроля, разработанного предприятием.
Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при появлении признаков газонефтеводопроявлений и предельно допустимым параметрам (давление опрессовки противовыбросового оборудования, скорость спуско-подъемных операций, порядок долива и т.п.);
проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений;
учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления и доставки на буровую.
Перед вскрытием горизонта с возможным газонефтеводопроявлением и при наличии во вскрываемом разрезе нефтегазосодержащих пластов на объекте вывешиваются предупреждающие надписи: «Внимание! В скважине вскрыт проявляющий пласт», «Недолив скважины приводит к выбросу!», «В контроле за скважиной перерывы не допустимы!» и др.
В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0.5 МПа).
Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30 % превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.
Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.
После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой (если это предусмотрено договором).
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.
Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком и заказчиком.
Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой «шапки»;
предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;
охрану недр и окружающей среды.
Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;
эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и противовыбросовым оборудованием, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;
фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления. а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет: замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см3; при большей разнице плотностей должны быть ограниченны темпы снижения противодавления на пласт.
Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне производится по специальному плану, согласованному с Заказчиком. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем и главным геологом предприятия и согласовывается с заказчиком (техническим руководителем и главным геологом).
Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированными бригадами по плану утвержденному главным инженером и главным геологом ремонтного предприятия и согласованному с главным инженером и главным геологом предприятия «Заказчика».
Перед началом проведения работ на скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам при их проведении. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.
Прием скважины в капитальный ремонт или освоение осуществляется комиссией.
Комиссию возглавляет начальник цеха капитального ремонта скважин (начальник экспедиции бурового предприятия) или уполномоченное на это лицо, назначенное приказом по предприятию.
В работе комиссии участвует мастер бригады и инженер по технике безопасности и представитель предприятия спецтехники. При отсутствии нарушений действующих правил и норм членами комиссии подписывается пусковой паспорт.
Капитальный ремонт и освоение скважин производится под руководством мастера и ответственных инженерно-технических работников, назначенных за выполнение технологических регламентов.
Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера или ответственного из числа инженерно-технических работников по плану, согласованному с ведущим геологом ЦДНГ (ЦППД) и утвержденному ведущим инженером ЦДНГ (ЦППД) или с главным инженером и главным геологом НГДУ в случае выполнения работ подрядным предприятием. При текущем ремонте скважин пусковой паспорт подписывается мастером бригады.
Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом, утвержденных техническим руководителем предприятия.
Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа двух бригад по ремонту скважин. Расстановка бригад производится согласно «Положению по одновременным работам нескольких подразделений на кусту». В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (признаки газонефтеводопроявлений, отклонение от технологического регламента и т.п.). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.
В плане работ на текущий, капитальный ремонт и освоение скважин должны быть предусмотрены все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и охрану окружающей среды. В плане работ должно быть также отражено:
величина пластового давления определенная в соответствии с РД-39-100-91 “Пластовое давление определяется в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на первой стадии разработки не реже одного раза в полугодие, а по пъезометрическим скважинам не реже одного раза в квартал. На второй стадии разработки минимальная частота измерений может быть сокращена в двое” ;
газовый фактор;
объем и плотность жидкости глушения.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Объем жидкости глушения и долива, а также порядок глушения скважины определяется инструкцией по глушению скважин утвержденной руководством предприятия и согласованной с противофонтанной службой.
Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливочная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.
На скважине должен быть обеспечен запас жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее 2-х объемов скважины, находящемся непосредственно на скважине или на растворном узле при наличии дороги и дежурных автоцистерн.
В процессе подъема колонны труб следует производить долив раствора глушения в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства жидкости глушения, доливаемой в скважину, не должны отличаться от находящейся в ней. Объемы вытесняемого из скважины при спуске труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0.5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при НГВП. Если в процессе СПО оборудования наблюдаются газонефтеводопроявления, поглощения, то СПО оборудования должны быть прекращены, устье скважины герметизировано. Бурильщик, старший оператор должен информировать о НГВП мастера, а при его отсутствии вышестоящее руководство и ждать дальнейших распоряжений. Вести наблюдение за давлением на устье скважины с регистрацией в вахтовом журнале.
Глушение скважины производится по дополнительному заданию на глушение скважины. Необходимость проведения глушения определяется мастером ремонтной бригады, а задание на глушение выдается старшим мастером цеха ТКРС по согласованию с геологической службой.
Работы по промывке гидратных пробок и глушению скважин должны проводиться в соответствии с инструкциями, согласованными с противофонтанной службой.
При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважин незагерметизированным.
При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.
Ежегодно должны проводится комплексные проверки бригад освоения, капитального, текущего ремонта скважин по предупреждению открытых нефтяных и газовых фонтанов работниками военизированной службы совместно с главными специалистами предприятий. По итогам проверок проводятся совещания и разрабатываются мероприятия по устранению выявленных недостатков.
К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях” в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих соответствующую лицензию. Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.
Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу “Выброс” является основной формой практического обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин первоочередным действиям при газонефтеводопроявлениях. Периодичность учебных тревог не реже 1 раза в месяц с каждой вахтой. Ответственным за их проведение является мастер бригады.
Руководители и инженерно-технические работники предприятий при посещении объектов текущего, капитального ремонта и освоения скважин обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу “Выброс” с последующим разбором и записью оценки действия каждого члена вахты в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» по установленной форме.
Каждый случай газонефтеводопроявления должен быть тщательно расследован, обстоятельства и причины его возникновения проработаны с членами бригад текущего, капитального ремонта и освоения скважин, инженерно-техническими работниками цеха, РИТС и ЦИТС.
При обнаружении признаков газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий ПЛА.
После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника по дополнительному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке «Заказчиком» и «Подрядчиком".

ПОМНИТЕ:










Категория скважины по опасности возникновения газонефтеводопроявлений

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Первая категория:
газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3;
нефтяные скважины, в которых 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.
Вторая категория :
нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10 % и газовый фактор более 100 м3/м3, но менее 200 м3/м3;
нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.
Третья категория :
нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м3/м3;
нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.


Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП.


Разработал –
главный специалист по обучению ОАО "Томскнефть" Кагарманов И.И


13 EMBED PBrush 1415

P г = ( g Н

P пл. > P заб

( = ( Рпл + (Р) / g Н


Рзаб = Рг + Ргск

Ргск = Ргс / 5(7



Рзаб = Рг


Рзаб = Рг -- (Рст.

Рст = 0,02 ( g Н1

Рст = (0,02 (0,05) ( g Н1

Рзаб = Рг -- (Рдп. -- (Рст -- ( g (h

(Рдп = 4(L / (D – d) + (c(V- V0)Sт/S

Рзаб = Рг ( (Рдс. -- (Рст

dп =6( / kg(( - (г)

dп =6(0 / Кg(( - (г)

Р1 V1 = Р2 V2


Изменение давления в закрытой скважине при всплытии газовой пачки


Руст =0

Руст =(g (Н-hr)


Pз =(g (Н-hr)

Pз =2(g (Н-hr)


Момент выброса раствора Vг




Vr


Рзаб

Р

Pпл

Vгд = 1,2 Vж + Vrст



ПРОМЕДЛЕНИЕ В ДЕЙСТВИЯХ ПО ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ДАЖЕ ПРИ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ
МОЖЕТ ПРИВЕСТИ К ОТКРЫТОМУ ФОНТАНУ!



13 EMBED MSPhotoEd.3 1415

13 EMBED PBrush 1415

13EMBED PBrush1415

















Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 14809092
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий