Газонефтеводопроявления.

К проявлениям относят самопроизвольный излив бурового раствора или пластового флюида различной интенсивности в виде перелива, выброса и фонтана через устье скважины по межтрубному пространству, бурильным трубам, межколонному пространству, либо заколонному пространству за пределами устья скважины – их называют грифоны.

Перелив – это излив жидкости через устье скважины при отсутствии подачи бурового насоса в скважину.

Выброс – апериодическое выбрасывание жидкости или газожидкостной смеси через устье скважины на значительную высоту.

Фонтан – непрерывное интенсивное выбрасывание больших количеств пластового флюида через устье скважины. Возможно открытое – неуправляемое фонтанирование и закрытое – управляемое, когда поток газожидкостной смеси с помощью устьевой арматуры и системы наземной обвязки направляется в приемные амбары или может быть прекращен вовсе.

Основная причина проявлений – это превышение пластового давления хотя бы в одном из проницаемых горизонтов под давлением, создаваемым промывочной жидкостью. Приток может возникнуть при недостаточном контроле за плотностью промывочной жидкости и за ее дегазацией, при понижении уровня жидкости в скважине в результате поглощения или во время подъема бурильных труб. Интенсивность притока зависит от разности между пластовым давлением и давлением в скважине, проницаемости приствольной зоны горизонта, а также свойств пластовой жидкости (флюида).

Некоторое количество пластового флюида поступает в скважину вместе с частицами разбуриваемой породы. Объемная скорость поступления флюида примерно пропорциональна механической скорости проходки. При высокой механической скорости объем поступающего таким путем газа может быть опасно большим.

В скважине после прекращения промывки давление, создаваемое тиксотропной жидкостью, уменьшается, т.к. часть твердой фазы выпадает из взвешенного состояния и зависает на стенках скважины. Если давление против кровли газоносного горизонта станет ниже пластового, отфильтрование дисперсионной среды прекратится и в скважину может начаться поступление пластового газа. При длительных перерывах циркуляции может поступить значительное количество газа и в скважине образоваться газированного раствора.

После восстановления циркуляции по мере продвижения газированной жидкости к устью содержащийся в ней газ расширяется, объемное соотношение газ-жидкость возрастает. В результате давление, создаваемой столбом жидкости уменьшается, особенно на сравнительно небольших глубинах до 1500 м, разность между Р_пл и Р_заб возрастает, а это способствует интенсификации притока газа из пласта. Как только первая порция газированного раствора оказывается на глубине нескольких десятков (сотен) метров от негерметизированного устья, начинается бурное расширение пузырьков газа и промывочная жидкость может быть выброшена из скважины, а давление на пласт скачкообразно уменьшается. Такие выбросы могут перейти в открытое фонтанирование.

О начавшемся притоке пластового флюида можно судить по ряду признаков:

- уменьшение плотности бурового раствора;

- увеличение уровня его в металлических приемных емкостях;

- увеличение скорости течения жидкости в желобе на выходе из скважины;

- перелив через устье после прекращения промывки;

- увеличение газосодержания в потоке, выходящем из скважины;

- увеличение вязкости промывочной жидкости за счет ее газирования.

В случае притока пресной воды снижаются условная вязкость и СНС, возрастает водоотдача и суточный отстой, из утяжеленного раствора происходит выпадение утяжелителя.

Газонефтепроявления не только нарушают процесс бурения, но и часто являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновение взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Основным способом, позволяющим управлять состоянием скважины в случае начинающегося перелива пластовой жидкости и позволяющим предотвращать нерегулируемые выбросы и фонтаны промывочной жидкости, является герметизация устья специальным противовыбросовым оборудованием (ПВО).

В полный комплект ПВО входят 2-3 плашечных превентора, универсальный и вращающийся превенторы, аппаратура дистанционного управления ими, а также система трубопроводов с задвижками высокого давления с дистанционным управлением и система регулируемых и нерегулируемых штуцеров.

Превентор – это специальная задвижка высокого давления.

Основными деталями плашечного превентора являются: корпус превентора, две подвижные горизонтальные плашки и два гидравлических цилиндра для перемещения плашек в корпусе превентора.

Корпус превентора представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное отверстие и сквозную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Плашки изготовляют с полукруглым вырезом (так называемые трубные плашки) или без выреза (глухие плашки).

Поверхности контакта плашек друг с другом и с поверхностью труб облицованы специальной резиной. Превенторы с вырезными плашками предназначены для герметизации устья, когда в скважине находится бурильная или обсадная колонна. Диаметр выреза в плашках равен наружному диаметру труб колонны. Если колонна составлена из труб различного диаметра, то на мостках всегда должна находится труба с соответствующим диаметром с навернутым переводником, т.е. диаметр соответствовать диаметру плашек, а переводник для соединения с верхней трубой колонны, находящейся в скважине.

Превенторы с глухими плашками герметизируют устье, когда в скважне нет труб. Поэтому на устье скважины всегда устанавливают не менее двух превенторов: один нижний - с глухими плашками, другой верхний – с трубными плашками. Для обогрева превентора в зимний период в корпусе имеются каналы для подачи тепла.

Основные параметры превентора – это диаметр проходного отверстия и наибольшее рабочее давление, при котором он может надежно герметизировать устье скважины.

Диаметр проходного отверстия в превенторе должен быть несколько больше диаметра долот, которыми в дальнейшем будут бурить скважину.

Рабочее же давление превентора должно быть выше того наибольшее давления, которое возникает на устье скважины в случае закрытия превентора после газового или нефтегазового выброса. Так, в случае газового выброса и полного замещения промывочной жидкости газом наибольшее давление на устье будет

Р_у≈Р_пл, а в нефтяной скважине при полном замещении промывочной жидкости нефтью:

Р_у≈Р_пл-ρ_agH_пл,

Где ρ_ф – плотность газированной жидкости в скважине, кг/ м³;

H_пл – глубина залегания проявляющего горизонта, м.

Плашечные превенторы имеют заводской шифр. Например, ППГ-156 х 320, ППГ - 307 х 320 или ППГ – 520 х 140, где П – превентор, П – плашечный, Г – с гидравлическим приводом, первая цифра – диаметр проходного отверстия, мм, вторая – рабочее давление, кг/см². Для каждого диаметра превентора поставляются как трубные так и глухие плашки соответствующего диаметра.

Универсальный превентор предназначен для герметизации устья вокруг любой части бурильной колонны, т.е. ведущей или бурильной труб или УБТ, замка сложного (разного сечения), соединения труба-замок, а также для полного перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента. Основными нагруженными деталями в универсальном превенторе являются корпус, крышка и уплотнитель. Время закрытия превентора 30 сек.

Шифры универсально превентора по техническим условиям и другой нормативно-технической документации имеют вид ПУГ-230 х 350 или ПУГ- 350 х 350 и т.д. По ОСТ 26-02-1366-76 ПУ-1-230 х 350 или ПУ-1-350 х 350, где П – превентор, У – универсальный, Г – гидравлический привод, 1 – модель, первая цифра – проходное отверстие, вторая цифра – рабочее давление, кг/см².

В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется проводить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъемные операции с целью предотвращения прихвата и прилипания бурильной колонны к стенкам скважины. Плашечные и универсальные превенторы для этих целей не предусмотрены. Для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения, УБТ и забойного двигателя предназначены вращающиеся превенторы. При наличии такого превентора модно расхаживать, проворачивать и вращать, а таже поднимать бурильную колонну. Однако при таких операциях основной узел превентора – резиновый элемент, подвергается значительному износу, поэтому вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бурильной колонны в процессе газонефтепроявления. Превентор типа УПВ (универсальный превентор вращающийся) в отличии от типа ВП позволяет расхаживать бурильную колонну при ее вращении.

В настоящее время необходимо использовать превенторы ПУГ и УПВ при бурении скважины на равновесии гидростатического и пластового давлений, бурении с использованием газообразного агента в качестве бурового раствора, а также при бурении скважин на термальные воды, где и рекомендуется использование глинистых растворов.

Вместо вращающегося превентора часто применяют для бурения нефтяных и газовых скважин, содержащих в растворе газ, вставной превентор типа ВП-230 и ВП-307. Они рассчитаны на рабочее давление: первый 15 МПа – статическое и

8 МПа – динамическое, второй 21 МПа – статическое и 8 МПа – динамическое.

Пакет вставного превентора монтируется в катушке и извлекается из нее подъемом бурильного инструмента при помощи специального ключа.

Схемы установки противовыбросового оборудования на устье скважины применяют в зависимости от геологических условий разреза скважины. Если ожидаемое давление на устье небольшое, применяют более простую схему герметизации, т.е. установка с двумя плашечными превенторами и двумя отводами, если ожидаемое давление на устье до 70 МПа и более, схема установки противовыбросового оборудования наиболее сложная, и состоит из трех плашечных превенторов, универсального и вращающегося превенторов, а также четыре боковых отвода с задвижками, блоком дросселирования и дистанционным управлением.

Для предотвращения выбросов и открытых фонтанов в случае начавшегося газонефтеводопроявления необходимо:

1. герметизировать устье скважины превенторами, для этого регулярно следить за их исправностью, проверять надежность системы управления ими и своевременно устранять выявленные дефекты;

2. систематически контролировать качество промывочной жидкости, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание. С момента подхода к горизонту с повышенным коэффициентом аномальности, особенно газонасыщенному, контроль плотности и газосодержания вести непрерывно;

3. перед вскрытием горизонтов с повышенным коэффициентом аномальности, т.е. к горизонтам с АВПД, заблаговременно увеличить плотность бурового раствора до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение промывочной жидкости;

4. для вскрытия горизонтов со значительным АВПД применять буровой раствор с минимальной водоотдачей, возможно минимальным СНС, но достаточным для удержания утяжелителя во взвешенном состоянии малым динамическим напряжением сдвига и практически нулевым суточным отстоем;

5. тщательно дегазировать буровой раствор выходящий из скважины. В случае значительного газосодержания уменьшить механическую скорость проходки или временно приостановить углубление скважины и не прекращая промывки, заменить газированную жидкость на свежую повышенной плотности;

6. отрегулировать режим работы дегазаторов, а при необходимости установить дополнительный дегезатор в очистной системе, для того чтобы пластовый газ полностью удалялся из промывочной жидкости;

7. иметь на буровой запас промывочной жидкости того количества, которое требуется для вскрытия горизонта с АВПД, в количестве не менее 2-3 –х объемов скважины;

8. при подъеме бурильной колонны постоянно доливать в скважину промывочную жидкость, чтобы уровень ее всегда находился на устье;

9. в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или шаровой кран высокого давления (устанавливать между ведущей и бурильной трубами, а шаровой кран иногда над ведущей бурильной трубой);

10. не допускать длительных простоев скважины, с вскрытыми продуктивными горизонтами, без промывки.

Таким образом в профилактике газоводонефтепроявлений очень важно знать пластовое давление в породах подлежащих разбуриванию. Поэтому крайне необходимо измерять эти давления в процессе бурения, систематизировать их по всему месторождению и на этом основании его прогнозировать. В ГТН на бурение следующих скважин обязательно указывать пластовые давления и коэффициенты аномальности по возможно опасным с точки зрения проявлений горизонтам. Такая же информация в ГТН должна быть и о давлениях поглощения.

Если не удалось предотвратить приток пластовой жидкости и начинается выброс, при находящейся в скважине бурильной колонне, нужно срочно закрыть превентор с трубными плашками, направить входящую из скважины жидкость через боковой отвод в запасные емкости, и через бурильные трубы закачивать негазированную, повышенной плотности промывочную жидкость. Во время закачки раствора одновременно с помощью регулируемого штуцера создавать противодавление на проявляющий горизонт, т.е. чтобы Р_заб>Р_пл.

При создании противодавления на устье скважины, происходит ограничение выхода жидкости и давление возрастает не только на продуктивный пласт и стенки скважины, но и на обсадную колонну на которой смонтировано ПВО. Поэтому при операциях по глушению притока необходимо следить за тем, чтобы избыточное давление в обсадной колонне не превышало допустимого с точки зрения прочности обсадных труб, а давление на стенки скважины ниже башмака этой колонны было меньше давления поглощения.

Если приток флюида не удалось устранить быстро, то к работе по ликвидации осложнения привлекают специализированную противофонтанную службу.

Дата добавления: 2015-08-09