Газовые, нефтяные, водяные выбросы, их проявления и предотвращения

Министерство образование и  науки

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального  образования

Тюменский государственный нефтегазовый колледж

 

 

 

 

 

 

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

 НА ТЕМУ

 

«газовые, нефтяные, водяные выбросы, их проявления и предотвращения»

 

 

 

 

 

 

 

ВЫПОЛНИЛ:

Студент группы           НБн-08

ПРОВЕРИЛА:

_________________

 

 

 

ТЮМЕНЬ 2011

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

 

Введение…………………………………………………………………..3

Глава 1

  Виды газо; нефте; водопроявления. ..4

1.1 газо; нефте; водопроявления ..4

1.2 Признаки газо; нефте; водопроявления .5

1.3 Предупреждения газо; нефте; водопроявления .5

1.4Причины возникновения ГНВП .8

Глава 2

Технико- технологические требования

по  предупреждению газо; нефте; водопроявления

и открытых фонтанов ………………………………………………...10

2.1 Грифоны  и межколонные проявления……………………………….10

2.2Стадии  контроля скважины (линии защиты  от открытого 
выброса)………………………………………………………………….11

Глава 3

Техника безопасности 14

Заключение 21

Список литературы 22

 

 

Введение

Несмотря на то, что достигнуты определенные успехи в совершенствовании технологии бурения - повышение качества буровых растворов, крепления скважин, применение надежного противовыбросового оборудования (ПВО) и обсадных труб - количество ГНВП в практике бурения еще достаточно, велико. Причин ГНВП много: применение бурового раствора недостаточной плотности в связи с отсутствием достоверных данных о значениях пластового (норового) давления; снижение забойного давления при подъеме бурильной колонны за счет недолива раствора в скважину; действие отрицательной составляющей гидродинамического давления; снижение гидростатического давления вследствие эффектов фильтрации, контракции и седиментации; недостаточная плотность бурового раствора; неправильная технология проведения промежуточных промывок. Проявления при спускоподъемных операциях, переходящие в открытое фонтанирование, свидетельствуют, прежде всего, об отсутствии надежных средств контроля за скважиной и о нарушениях технологической дисциплины.

Следует отметить, что если ГНВП в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия и глушения скважины, то ГНВП в скважинах малой и средней глубины (до 2000 м) опасны быстрым развитием процесса и трудностями раннего его обнаружения.

Цель работы рассмотреть газовые, нефтяные, водяные выбросы их проявления и предотвращения.

 

 

 

Глава 1

Виды газо; нефте; водопроявлений.

1.1 Газо; нефте; водопроявления

В разбуриваемых  пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины  и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции глинистый раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа, при этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникать и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

 

1.2 Признаки газо; нефте; водопроявления

Признаки  начала газопроявлений следующие: а) выход  на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повыщение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

1.3 Предупреждения газо,- нефте- водопроевления

В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15 % выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной. Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося  выброса необходимо немедленно закрыть  скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

Превенторы  изготовляются нескольких типов. При  использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему уплотнению.

В универсальных  превенторах ствол скважины перекрывается  специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются  для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа. Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.
2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.
3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.
4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.
5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газо;нефте;проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.
6. Так как колебания давления при спуско - подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.
7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.
8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.
9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

1.4Причины возникновения газо; нефте; водопроявления

Одним из основных условий возникновения газо; нефти; водопроявления является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышение пластовым давлением забойного. Возможно возникновение газо; нефти; водопроявления и при наличии достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате диффузионных или осмотических процессов, гравитационного замещения, контрационных эффектов, высокойскорости разбуривания газонасыщенных пород и т.п. Возникновение развитие газо; нефти; водопроявления из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием: ошибок прогнозировании пластовых давлений или определений проектной плотности бурового раствора; технических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномальным высоким пластовым давлением; разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение- снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт); ошибок определений глубины залегание продуктивных отложений; недостаточного оперативного контроля за текущем изменениям 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 скважин при подъеме 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 при забойной части вследствие длинных простоев скважин без промывок разрушения обратных клапанов бурильных и обсадных колонн в процессе их спуска;

Выбор конструкций скважин должен воспроизводится  в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Конструкция скважины должна обеспечить условия  безопасного ведения работ при ликвидации газо; нефте; водопроявлений, охрану недр и окружающий среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичность обсадных колонн и кольцевых пространств, изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и

дневной поверхности. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижения уровня.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2

Технико - технологические требования

по предупреждению газо; нефте; водопроявления и открытых фонтанов

2.1 Грифоны и межколонные проявления

Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газа -, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте -, газо - и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

По  причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости и газа на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных  проявлений необходимо: спустить кондуктор  с учетом перекрытия пластов, по которым  может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья; обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.