Капитальный ремонт скважин что такое выброс


Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин

Как проводят капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин?

В результате длительной эксплуатации нефтяных или газовых скважин возникает потребность в их ремонте.

Ремонт нефтяных скважин может подразумевать замену насосно-компрессорных труб, починку или замену спуско-подъемных механизмов, очистку обвалившихся частей  ствола, его промывку  и прочие необходимые мероприятия. Такие операции бывают текущими и капитальными.

Для первых характерен плановый порядок проведения (промывка, прочистка и так далее), а для вторых – масштабная замена используемого оборудования, устранение значительных  неисправностей, процедура вторичного бурения, а также углубление или расширение скважинного ствола. Оборудование для капитального ремонта скважин применяется специальное, и перед началом рабочего процесса его необходимо предварительно подготовить. Также на этапе подготовки проводятся исследования  ствола и сбор необходимой разрешительной документации.

 Загрузка ...

Текущие процессы обслуживания

Текущий ремонт – это мероприятия, направленные на восстановление оптимального рабочего состояния инструментов и  технического оборудования, на смену режима функционирования скважины (например, увеличение или снижение интенсивности, с которой добывается нефть), а также разного рода очистка  разных уровней ствола, призванная убрать накопившиеся в процессе эксплуатации отложения.

К таким операциям  также относится   очистка самого применяемого оборудования. Все текущие мероприятия делятся на профилактические и восстановительные.

Регулярное проведение профилактических обслуживающих операций дает возможность минимизировать риски, связанные с уменьшением объема добываемых ресурсов, разрушением скважинного ствола, с обводнением, засорением прочими негативными моментами.

Периодичность выполнения таких мероприятий находится в зависимости от  конкретных параметров эксплуатации, и добывающие компании, как правило, тщательно следят за регулярностью проведения таких действий.

Запланированными текущими профилактическими мерами являются следующие  мероприятия:

  • очистка ствола от засоров либо путем его промывки, либо механическими способами, либо с применением желонки;
  • замена отдельных деталей насосного оборудования;
  • устранение повреждений применяемых труб или, в случае возникновения необходимости, их замена;
  • замена непригодных к дальнейшей эксплуатации опор и  штанг;
  • смена  параметров опускания насосно-компрессорных труб (НКТ);
  • очистка, текущий ремонт или полная замена песчаного якоря.

Восстановительные операции необходимы в случае внезапной аварии, внеплановой поломки оборудования, при восстановлении поврежденных   в результате  эксплуатационных ошибок инструментов и  труб и так далее. Такие ситуации возможны на любом производстве, и такие текущие меры являются внеплановыми и экстренными.

Капитальный вид ремонта скважин

К таким мероприятиям относятся такие действия, как   операции по восстановлению трубной колонны, починка колец или их замена,  восстановление функциональности  забоя, устранение последствий крупных аварий (засыпка или обрушение ствола), а также создание в существующей скважине новых ответвлений либо параллельных рабочих стволов.

Капитальными считаются следующие мероприятия:

  • мероприятия по изоляции определенных породных слоев, если это необходимо для восстановления функциональности скважины;
  • отключение подземного оборудования с его последующим полным извлечением на поверхность в случаях прекращения эксплуатации месторождения (временного или постоянного);
  • капитальный ремонт скважинного ствола;
  • формирование второй трубной колонны;
  • починка НКТ с целью возвращения им герметичности;
  • химические или физические воздействия на породные пласты в области забоя;
  • ловильные манипуляции;
  • консервация скважины, вызванная либо окончательной потерей её эффективности, либо временным прекращением разработки месторождения, либо ками-то другими причинами.

В процессе  капитального ремонта скважины нередко возникают ситуации, когда необходимы так называемые ловильные работы. Необходимость в таких  мероприятиях возникает в случаях, когда при эксплуатации горной выработки в её ствол обрываются и падают  подземные компоненты применяемого оборудования. Такие падения не только вызывают различные повреждения ствола, но и препятствуют  дальнейшей нормально эксплуатации скважины.

Этапы проведения ловильных операций:

№Полезная информация
1предварительное глушение скважины
2спуск диагностического специального оборудования с целью установить  характер обрыва и найти  неисправные элементы
3исходя из данных диагностики – выбор типа ловильного приспособления (это могут быть различные виды труболовочных приспособлений, колокола, крюки. «пауки» или  овершоты)
4выбранное на предыдущем этапе  устройство опускается в скважинный  ствол, после чего производится  захват упавшего  или оторванного элемента (стоит сказать, что простое извлечение помехи не всегда дает желаемый результат, поэтому на этом этапе часто в комплексе с ловильным применяется и гидравлическое оборудование)
5в тех случаях, когда извлечение поврежденного  оборудования не представляется возможным (например, из-за его большой массы, невозможности его захвата или если его заклинило в стволе), производится бурение нового ствола с одновременной ликвидацией старой скважины

Современные методики проведения ремонтов скважин

Как правило, и текущий, и капитальный ремонт подразумевают применение насосно-компрессорных труб, однако в настоящее время есть и другие типы ремонтной оснастки.  Такие приспособления, как правило, используются при капитальных мероприятиях и позволяют выполнять такие  манипуляции:

  • действия с канатами;
  • методы, подразумевающие применение  тросов;
  • способы с применением гибких труб;
  • методики одновременного применения веревок и  шлангов;
  • технологии одновременного использования  кабелей и шлангов.

Справедливости ради стоит сказать, что перечисленные методики полностью исключить использование НКТ не способны,  однако с их помощью можно существенно снизить уровень  ремонтных затрат в некоторых случаях.  Кроме того, применение таких способов  существенно облегчает ремонтный процесс и снижает временные затраты на его проведение.

В настоящее время наиболее оптимальным считается сочетание традиционных технологий скважинного ремонта нефтегазовых выработок с использованием кабельного и канатного оборудования.

ВАХТА СЕВЕР Капитальный ремонт скважин , помбур КРС обучение и бурение !

neftok.ru

4.Капитальный ремонт скважин (крс) и текущий ремонт скважин (трс); назначение.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт — ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0.94 – 0.98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту. Организация вахтовая — 3 человека: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

    • Единицами ремонтных работ различного назначе­ния являются:

  •          капитальный ремонт скважины;

  •          текущий ремонт скважины;

  •          скважино-операция по повышению нефтеотдачи плас­тов.

    • Капитальным ремонтом скважин (КРС) называ­ется комплекс работ, связанных с восстановлением рабо­тоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

    • o        Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление рабо­тоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафино-смолистых отложений, солей и песчаных пробок бри­гадой ТРС.

    • o        Скважино-операцией ремонтных работ по по­вышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном уча­стке залежи.

Единицей ремонтных работ перечисленных на­правлений (ремонт, скважино-операция) является комп­лекс подготовительных, основных и заключительных ра­бот, проведенных бригадой текущего, капитального ремон­та скважин или звеном по интенсификации, от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотрен­ных планом и принимаемых по акту.

  •          Если после окончания работ скважина не отрабо­тала 48 ч гарантированного срока или не вышла на уста­новленный режим в связи с некачественным проведением работ запланированного комплекса по вине бригады КРС или звена по интенсификации, то независимо от того, какая бригада будет осуществлять дополнительные работы на скважине, считать их продолжением выполненных работ без оформления на них второго ремонта или скважино-операции.

  • o        Ремонтные работы в скважинах в отрасли прово­дятся тремя основными способами доставки к заданной зоне ствола инструмента, технологических материалов (реагентов) или приборов:

  • o                 с помощью специально спускаемой колонны труб;

  • o               путем закачивания по НКТ или межтрубному про­странству;

  • o                 на кабеле или на канате.

  • studfiles.net

    Первоочередные действия производственного персонала капитального и текущего ремонта скважин при возникновении ГНВП

    При возникновении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор).

    Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

    При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( 3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.

    ГНВП в процессе разбуривания цементного моста, промывке, СПО и других операциях

    При наличии цементного моста в эксплуатационной колонне поступивший из пласта газ всплывает и накапливается под цементном мостом. Давление в этой газовой пачке может быть близким к пластовому, что при разбуривании моста может привести к выбросу. Поэтому до начала разбуривания моста необходимо проверить состояние ПВО, применять промывочную жидкость соответствующей плотности.

    При возникновении ГНВП:

    Бурильщик приподнимает инструмент до выхода ведущей трубы и муфты первой трубы инструмента выше АПР (КМУ, гидроротора), дает команду остановить насос.

    Вместе с помощник отворачивает ведущую трубу и укладывает на мостках (опускает в шурф), наворачивает на инструмент шаровой кран в открытом положении (КВД, обратный клапан), инструмент подвешивает на талевой системе, закрепляет тормоз лебедки, открывает задвижные крестовины, закрывает превентор.

    Затем закрывает центральную задвижку (шаровой кран) и после этого затрубную задвижку на выпуклой линии.

    Бурильщик после герметизации устья снимает показания манометров, руководит работой вахты, следит за скважиной и контролирует за давлениями, не допуская при этом его роста выше давления опрессовки колонны. При росте давления стравливает через задвижку и выкидную линию в специальную емкость. При наличии возможности закачивает в скважину промывочную жидкость соответствующей плотности.

    Помощник бурильщика принимает участие в отвороте и укладке ведущей трубы на мостках, навороте шарового крана, снятии с устья АПР, закреплении арматуры.

    Машинист агрегата.

    Выполняет указания бурильщика, устанавливает двигатель агрегата, после герметизации скважины сообщает диспетчеру о ГНВП.

    Если в качестве ПВО представлена представлена устьевая арматура (фонтанная арматура, АУШГН, АУЦН) бурильщик с помощниками наворачивает на инструмент монтажный патрубок, на крюк подвешивает монтажную легкость (кошку). Бурильщик приподнимает инструмент, снимает клиновую подвеску, зацепляют АПР (КМУ, гидроротор) легкостью и после отворота боктов крепления приподнимает инструмент с АПР.

    Инструмент сажается на вспомогательный элеватор и отворачивает монтажный патрубок. Затем на инструмент наворачивает аварийная планшайба с патрубками и с КВД в открытом положении на верхнем патрубке, снимаютнижний элеватор, планшайбу сажают на колонный фланец, наворачивают прижимную гайку(закрепляют болты фонтанной арматуры), затем герметизируют устье - закрывают центральную задвижку (КВД) и после этого задвижку выкидной линии.

    ГНВП при отсутствии в скважине колонны труб.

    • 1. Бурильщик с помощниками спускает в скважину одну трубу ( при возможности несколько труб), наворачивает шаровой кран и герметизирует устье по разделу I.
    • 2. При невозможности спуска труб производится герметизация спуском аварийной трубы

    ГНВП с прихваченным инструментом

    Бурильщик натягивает инструмент ( в наклонных и горизонтальных скважинах при малой натяжке) и производит отворот на возможно большей глубине. Приподнимает инструмент, при необходимости выбрасывет одну трубу и совместно с вахтой герметизирует устье согласно разделу I.

    ГНВП в случае полета в скважину оборванных бурильных труб или НКТ.

    Бурильщик с помощниками наворачивает на оставшиеся трубы шаровой кран и все последующие действия вахты по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

    ГНВП при перфорации и геофизических работах.

    Бурильщик совместно с начальником партии немедленно поднимает приборы из скважины и закрывает превентор при возможности произвести спуск максимального количества труб. При невозможности подъема прибор обрубает каротажный кабель.

    Дальнейшие работы по герметизации скважины выполняется в порядке, приведенной в разделе I.

    ГНВП при подъеме пластоиспытателя.

    Бурильщик совместно с начальником партии прекращает подъем ИП. Открывает ЦК, подвешивает инструмент на талевой системе, закрывает превентор и обратной промывкой вымывает нефть (поступивший из пласта флюид) из труб через ЦК и выкидную линию в емкость.

    Выравнивает давление в трубах и затрубном пространстве и поднимает ИП.

    В случае продолжения проявления через затрубной пространство герметизирует устье по разделу I, обратной промывкой закачивает утяжеленную промывочную жидкость и поднимает ИП

    ИП - испытатель пласта

    ВК - выпускной клапан

    УК -уравнительный клапан

    ЗПК - запорно-поворотный клапан

    ПК - циркуляционный клапан

    М- манометр

    ГНВП при спуске эксплутационной колонны.

    1. Бурильщик сажает колонну на ротор, вместе с помощниками наворачивает шаровой кран с переводником под обсадные, наворачивает воздушную трубу и подвешивает на талевой системе, фиксирует тормоз лебедки, демонстрирует клинья.

    Затем закрывает превентор, после этого шаровой кран и затрубную задвижку.

    • 2. При несоответствии плашек превентора диаметру обсадных труб на колонну, наворачивает аварийную бурильную трубу с шаровым краном и с переводником под обсадные.
    • 3. Дальнейшие действия по герметизации устья выполняются в последовательности, приведенной в разделе I.

    ГНВП с выделением сероводорода.

    При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК необходимо:

    • 1. Подать сигнал тревоги и всем надеть соответствующие противогазы (КД, БКФ, В)
    • 2. Людей, несвязанных с ликвидацией, вывести из опасной зоны.
    • 3. Оповестить вышестоящие инстанции (п.6.В.6 ПБ НГП)
    • 4. Принять первоочередные меры по ликвидации загазованности - загерметизировать скважину в последовательности, приведенной в разделе I.
    • 5. Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками.
    • 6. После устранения загазованности производить контрольные замеры воздушной среды и задавку скважины производить промывочной жидкостью, обработанной нейтрализатором сероводорода.

    При повышении концентрации Н2S воздухе, близкой к 0,5% объемных (7575мг/мі), допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо:

    • 1. Подать сигнал тревоги и вывести людей из опасной зоны;
    • 2. Сообщить о создавшейся аварийной обстановки руководителю предприятия, вызвать ВО;
    • 3. Отключить электроэнергию, заглушить ДВС, т.к. концентрация газа может быть в пределах взрываемости;
    • 4. Закрыть движение транспорта и обозначить загазованную зону знаками, при опасности оповестить ближайшие населенные пункты.

    Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом ВО.

    Открытое фонтанирование при невозможности загерметизировать устье скважины.

    • 1. Бурильщик прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно сообщает диспетчеру об аварии, выводит из нее людей, отключает электроэнергию. Принимает меры к недопущению растекания нефти и пластовой воды за пределы скважины и при возможности организует устья водой.
    • 2. Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.
    • 3. Машинист останавливает ДВС, по возможности оказывает помощь к выводу находящегося на скважине транспорта из опасной зоны.
    • 4. Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана выполняются силами ВО по особому плану, разработанному штабом (штаб назначается по приказу АНК, особый план принимается на месте после оценки ситуации на объекте).

    Воспламенившийся газонефтяной выброс

    • 1. Бурильщик принимает срочные меры по выводу людей в безопасное место, сообщает диспетчеру об аварии, отключат электроэнергию, оказывает первую доврачебную помощь пострадавшим.
    • 2. Помощник бурильщика закрывает движение транспорта, выставляет предупреждающие знаки.
    • 3. Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся силами ВО и пожарных по особому плану, разработанному штабом.
    Page 2
    < Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
       
    • 1. При невозможности герметизации устья скважины в случае обрыва полированного штока:
      • · сообщить диспетчеру об аварии;
      • · остановить работу СК аварийной скважины и при необходимости соседние скважины;
      • · отключить ТП и при необходимости ЛЭП;
      • · закрыть движение транспорта и выставить знаки;
      • · провести КВС;
      • · загерметизировать устье, при необходимости с привлечением службы ВО.
    • 2. При нарушении герметичности кабельного ввода
    • · сообщить диспетчеру;
    • · остановить работу ЭЦН и вывесить плакат на станции управления;
    • · подтянуть сальник кабельного ввода и устранить пропуск.
    • 3. При порыве выкидной линии:
      • · сообщить диспетчеру;
      • · вывести людей из опасной зоны;
      • · остановить скважину, закрыть задвижки на выкидную линию;
      • · закрыть движение транспорта и выставить знаки;
      • · провести КВС;
      • · принять меры к недопущению растекания нефти;
      • · ликвидировать порыв или заменить выкидную линию.
    • 4. При порыве нефтесборного коллектора:
      • · сообщить диспетчеру;
      • · вывести людей из опасной зоны;
      • · остановить скважины и АГЗУ, работающие на поврежденный нефтепровод, закрыть задвижки на коллектор;
      • · закрыть движение транспорта и выставить знаки;
      • · принять меры к недопущению растекания нефти.
    • 5. При разрушении СК (обрыв траверсы, шатуна, канатной подвески):
      • · сообщить диспетчеру;
      • · отключить станцию управления и выесить плакат;
      • · дальнейшие работы по восстановлению работы скважины выполняются аварийной службой.
    • 6. При возникновении пожара на устье скважины, АГЗУ:
      • · сообщить диспетчеру;
      • · вывести людей из опасной зоны;
      • · отключить электроэнергию на ТП;
      • · перекрыть поступление нефти и газа из скважины на АГЗУ;
      • · принять меры к недопущению нефти и газа из скважины на АГЗУ;
      • · принять меры к недопущению растекания нефти и распространении пожара;
      • · дальнейшие работы по ликвидации аварии ведутся пожарной службой и УДНГ.
      Если Вы заметили ошибку в тексте выделите слово и нажмите Shift + Enter < Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
       

    studwood.ru

    Газонефтеводопроявление

    Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

    Классификация скважин по степени опасности возникновения ГНВП

    По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины распределяются на три категории:

    Первая категория

    • Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
    • Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
    • Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.

      Рис. 1. Работа аварийно-спасательной службы по ликвидации открытого фонтана нефти

    • Нефтяные скважины, у которых в разрезе близко расположенны между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3-х метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.
    • Нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м3/т.
    • Водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия.
    • Все скважины с отсутствием циркуляции.
    • Разведочные скважины.
    • Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
    • Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.

    Вторая категория

    • Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м3/т.
    • Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.

    Третья категория

    • Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
    • Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
    • Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).

    Причины возникновения ГНВП

    • Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
    • Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
    • Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
    • Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
    • Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
    • Несоблюдение 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 увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).

    Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).

    Рис. 2. Положение газа в скважине

    а                                          б                                           в

    а —  в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б — в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в — кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

    Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается 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:

    P1V1=P2V2

    Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие — выброс. 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 выбросу.

    Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны

    • Низкая 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.

    Ранее обнаружение ГНВП

    Основные признаки газонефтеводопроявлений:

    • Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
    • Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
    • Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
    • Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
    • Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
    • Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
    • Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
    • Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях.
    • При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

    Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

    Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

    • Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
    • Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
    • Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.
    • Остановить двигатели внутреннего сгорания.
    • Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
    • Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
    • Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
    • Прекратить в газоопасной зоне огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование.
    • Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), 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.

    Методы ликвидации ГНВП

    Способ «непрерывного глушения скважины»

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

    В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.

    Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

    Способ «ожидания и утяжеления»

    При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение.

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

    Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.

    Способ «двухстадийного глушения скважины»

    Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения.

    Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне.

    Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.

    Способ «двухстадийного, растянутого глушения»

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

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

    Способ ступенчатого глушения скважины

    Данный способ применяетсяется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

    Предупреждение ГНВП

    Сегодня, одной из самых серьезных задач в нефтяной отрасли, является сохранение контроля за скважиной. Статистика за последние годы показывает, что более половины случаев причиной открытых выбросов являются неправильные действия членов бригад. Исходя из этого практика предупреждения ГНВП имеет ряд серьезных недостатков, требующих значительной корректировки.

    Причины, объясняющие необходимость направления материальных и интеллектуальных затрат на улучшение практики и технологий предупреждения и ликвидации ГНВП:

    • Защита жизни людей. В условиях открытого фонтанирования жизнь членов бригады бурения, ТКРС, подвергается огромному риску и никакие деньги не могут компенсировать потерю жизни рабочего или инвалидность.
    • Предотвращение потерь полезных ископаемых. Запасы нефти и природного газа на земле ограничены, любая их потеря невосполнима.
    • Защита окружающей среды. Существующий в природе баланс достаточно легко нарушить и любое такое нарушение может иметь значительные по продолжительности и масштабам последствия.
    • Защита материальных ресурсов и оборудования. Цена продуктов топливно-энергетической отрасли во многом зависит от материальных затрат на развитие месторождений. Сюда входят и затраты на бурение, капитальный, подземный ремонт и обслуживание скважин.
    • Предотвращение потерь скважин. Строительство, завершение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин требует значительных материальных вложений. Если на скважине происходит выброс, под угрозой полной потери оказываются миллионы затраченных денег и весь сложный комплекс оборудования скважины.

    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 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   глушения скважины, метод ожидания утяжеления и т.п.).

    Программы подготовки рабочих кадров в специализированных учебных центрах 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. В бригадах ТКРС обязаны проводить контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором, оценкой  и корректировкой действий персонала.

    www.geolib.net


    Смотрите также