Требования безопасности по предупреждению газонефтеводопроявлений

Ответ на вопрос: «Требования безопасности по предупреждению газонефтеводопроявлений».

Газонефтеводопроявление — поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при строительстве и ремонте, создающее опасность выброса промывочной жидкости и открытого фонтанирования.

Накопление в стволе скважины объема флюида в пределах до допустимого количества является областью предупреждения ГНВП, а его поступление в количествах больше допустимого и до некоторого предельного объема — областью принятия мер по ликвидации ГНВП.

Основным условием возникновения газонефтеводопроявления является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластового давления над забойным давлением.

    Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба жидкости в стволе скважины может явиться следствием:

  • ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;
  • тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;
  • разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение — снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);
  • ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;
  • недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;
  • использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;
  • снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
  • снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
  • снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;
  • снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
  • уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
  • снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;
  • разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
  • разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;
  • нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
  • некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
    Признаками возникновения и развития газонефтеводопроявлений являются:

  • несоответствие количества закачиваемой в скважину и выходящей из нее промывочной жидкости, изменение ее уровня в приемных емкостях в процессе бурения;
  • увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;
  • повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока промывочной жидкости;
  • 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 жидкости в скважине при технологических остановках или простоях.
    Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:

  • первая — предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
  • вторая — предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
  • третья (защита от открытого выброса) — ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
    Прочность обсадной колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:

  • герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;
  • противостояние воздействию давления гидростатического столба промывочной жидкости максимальной плотности;
  • противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня столба промывочной жидкости, а также в интервале пород, склонных к текучести.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также над устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

    Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:

  • подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
  • контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
  • возможность аварийного глушения скважины;
  • герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
  • испытание на герметичность обсадных колонн.
    Плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания ею гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

  • 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа (15 кгс/см2);
  • 5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа (25 кгс/см2);
  • 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа (35 кгс/см2).

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения промывочной жидкости на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

    Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горногеологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

  • герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;
  • вымыва флюида из скважины по принятой технологии;
  • 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 герметично закрытом устье.

Обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления промывочной жидкости с одновременной промывкой скважины. Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями циркуляционной системы должны быть запорные устройства.

На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером.

При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив промывочной жидкости, увеличение ее объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемой (вытесняемой) жидкости при СПО) подается 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. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.

После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины.

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

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Обновлено: Май 20, 2016 автором: admin
Поделитесь с друзьями: