Нафтогазоводопроявлення. Осипання і обвалювання стінок свердловин свердловини. Методи попередження, наслідки і шляхи їх ліквідації

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №7

До проявів належать довільний вихід промивальної рідини, пластового флюїда різної інтенсивності (перелив, викид, фонтан) через устя свердловини по міжтрубному простору, бурильних трубах, міжколонному простору або заколонному простору за межами устя свердловини (грифони).

Переливи - це вихід рідини через устя при відсутності подачі промивальної рідини в свердловину.

Викиди - аперіодичний викид рідини або газорідинної суміші через устя на значну висоту.

Фонтани - безперервний інтенсивний викид великої кількості пластового флюїда через устя свердловини.

Можливе відкрите (не кероване) фонтанування та закрите (кероване), коли потік газорідинної суміші з допомогою устєвої арматури і системи наземної обв’язки направляється в сепаратори, прийомні ємності або може бути припинений зовсім.

Причина флюїдопроявів - порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині p_c і проявляючому пласті p_пл, що призводить до надходження флюїду із пласта в свердловину при p_с < p_пл. Проникність пласта відповідає його природному стану або посилена гідророзривом. Різновидності проявів: газопрояви (основна частина флюїду - пластовий газ або суміш пластових газів); нафтопрояви (основна частина флюїду - нафта); водопрояви (основна частина флюїду - пластова вода того чи іншого ступеня мінералізації); змішані флюїдопрояви (у свердловину надходить суміш різних флюїдів, з яких хоч би два флюїди приблизно в рівних кількостях, і їх сума складає більшу частину загальної кількості поступаючого флюїду).

Прояви можуть виникати як при зниженні тиску на пласт, так і без його зниження. Основними причинами проявів із-за зниження тиску на пласт є геологічні і технологічні фактори. До геологічних факторів належать: розкриття регіональних і локальних зон АВПТ, наявність порожнин заповнених газом, а також тектонічні порушення. До технологічних факторів виникнення проявлень належать причини, пов’язані з порушенням технології проводки свердловини: низька густина промивальної рідини; зменшення гідродинамічного тиску в свердловині; падіння рівня промивальної рідини в свердловині; утворення штучних зон АВПТ. До технологічних факторів включають і помилки, допущені при розробці технічного проекту на будівництво свердловини, прогнозування пластових тисків і т.д.

До причин проявів без зниження тиску на пласт (тобто при перевищенні вибійного тиску над пластовим) належать дифузні і осмотичні процеси, капілярні перетоки, гравітаційні заміщення, надходження газу з вибуреною породою при високих швидкостях буріння, контракційні ефекти та ін.

Створення протитиску на пласт з метою попередження проявів забезпечується вибором відповідної густини промивальної рідини. Сучасна практика буріння передбачає в основному проводку свердловин при перевищенні вибійного тиску над пластовим в статичних умовах.

Недостатня густина промивальної рідини - основна причина проявів і вона обумовлена помилками в технічному проекті і технологічних регламентах проводки свердловини, неточністю прогнозу пластових тисків у процесі буріння, несвоєчасністю прийняття рішень про обважнення промивальної рідини чи спуску проміжної колони, поступленням у промивальну рідину пластового флюїду з меншою густиною, спінюванням бурового розчину, неякісною дегазацією, седиментацією твердої фази промивальної рідини та ін.

При виконанні окремих технологічних операцій (спуск і підйом колони труб, зупинка бурових і ін.) можливе зменшення тиску в свердловині нижче гідростатичного, що може сприяти в певних умовах проникненню пластового флюїду.

Зниження тиску на пласт обумовлено також зменшенням висоти стовпа промивальної рідини в свердловині. Основними причинами зниження рівня в свердловині є: поглинання промивальної рідини з падінням рівня, недолив свердловини при підйомі колони труб, перетоки між трубним і затрубним простором або пластами. При будь-якій причині зниження рівня існує критичне значення, перевищення якого призводить до виникнення проявів. Пластові рідини можуть потрапляти в свердловину в результаті дифузії через її проникні стінки, під впливом капілярного і осмотичного тисків. Інтенсивність таких припливів невелика і не викликає небезпеки при умові, що відсутні тривалі перерви в циркуляції і забезпечена якісна дегазація промивальної рідини.

Флюїд може надходити в свердловину і при достатній густині промивальної рідини, якщо вона утворює міцну структуру-каркас, завдяки якому частина її маси передається на стінки свердловини (зависання рідини, внаслідок чого на вибій свердловини і на флюїди, що містяться в пластах, передається неповний гідростатичний тиск). Крім того, частина твердої фази осідає із змуленого стану і зависає на стінках свердловини і колоні труб. Гравітаційна взаємодія між флюїдом і промивальною рідиною або його фільтратом у пласті з вертикальною тріщиноватістю може призвести до заміщення флюїду промивальною рідиною. При розкритті газоносних пластів великої товщини, внаслідок фільтрації промивальної рідини в пласт, можуть спостерігатись локальні перевищення тисків, які призводять до проявів.

Явище контракції промивальної рідини може призвести до перерозподілу тиску між свердловиною і пластом і викликати підсмоктування флюїдів. Газ з породою може надходити в промивальну рідину при розбурюванні газовміщуючого пласта. Однак це незначно зменшує вибійний тиск. Зниження тиску може бути суттєвим у верхній частині і викликати приплив із пластів, розміщених на цих глибинах.

Про початок нафтогазоводопроявів можна судити за підвищенням рівня рідини в прийомній ємності, зміною витрати промивальної рідини на вході і виході із свердловини, появою нафтової плівки і газових бульбашок у промивальній рідині, за зниженням її густини, зміною реологічних властивостей і хімічного складу фільтрату, переливом через устя після припинення циркуляції, загорянням факела на відводі превентора, за показами і сигналами газокаротажної станції, підвищенням або зниженням тиску в нагнітальній лінії бурових насосів.

При нафто- і газопроявах велику небезпеку становлять самозагоряння, утворення вибухонебезпечної суміші з повітрям, отруєння. Особливо небезпечні прояви сірководню

При проявах нафти, високомінералізованої води, рапи з великим дебітом забруднюється територія навколо бурової і розміщені поблизу водойми, що знешкоджує рослинність, а при вмісті у воді сірководню та інших отруйних речовин виникає загроза для персоналу бурової та населення. При відкритих фонтанах на морі забруднюються великі площі-акваторії, дно моря, побережжя, що призводить до загибелі птахів, риб та інших мешканців моря. Очистка, видалення нафти і відновлення таких площ - надзвичайно складний процес. При проявах рапи спостерігається випадання кристалів солей у міру її охолодження при підйомі з великої глибини. При переході рапи із рідкого, текучого стану в пастоподібний і твердий можлива закупорка нею кільцевого простору свердловини, припинення циркуляції, прихоплювання бурильного інструменту та інші негативні наслідки.

При імовірності проявів підвищують контроль за станом свердловини, частіше заміряють параметри промивальної рідини (r, q, Т) та її рівень у прийомних ємностях, вивчають зміну складу шламу, розчину, його фільтрату, перевіряють готовність резервного бурового і підпорних шламових насосів, противикидне та інше обладнання, кількість і параметри бурового розчину в запасних ємностях. Профілактика проявів при бурінні свердловин забезпечується застосуванням комплексу техніко-технологічних заходів. Це вибір раціональної конструкції свердловини, керування гідродинамічною обстановкою в свердловині при виконанні технологічних операцій, зміна проникності проявляючого пласта та ін. Варто зауважити, що в окремих ситуаціях при розбурюванні зон АВПТ прояви можуть розглядатися як нормальне очікуване явище, яке виконує роль індикатора її розкриття і свідчить про необхіднсть прийняття рішення, наприклад, передбаченого проектом на буріння свердловини.

Технологія попередження проявів у процесі буріння перш за все основана на додержанні умови p_с > p_фп. Дана нерівність виконується в основному нормуванням густини промивальної рідини у відповідності з діючими правилами ведення бурових робіт. Густина визначається із розрахунку створення стовпом промивальної рідини гідростатичного тиску, який перевищує пластовий (поровий) на величину, наведену в табл. 7.2.

При розбурюванні інтервалів, де зниження гідростатичного тиску не може призвести до викиду або втрати стійкості стінок свердловини, допускається буріння при від’ємних диференціальних тисках.

Вплив решти показників промивальних рідин на можливість виникнення проявів носить в основному другорядний характер. З позиції профілактики необхідно регулювати реологічні властивості і статичне напруження зсуву з метою зниження гідродинамічних тисків, покращення очистки від газу і підвищення седиментаційної стійкості обважненої промивальної рідини.

Важливим заходом попередження проявів є контроль за якістю промивальної рідини. При бурінні свердловин в ускладнених умовах необхідно густину і в’язкість замірювати через кожних 10-15 хвилин, а фільтрацію і статичне напруження зсуву - через кожну годину. Не допускається відхилення густини промивальної рідини, що знаходиться в циркуляційній системі, від необхідних значень більше, ніж на 20 кг/м³. При виявленні в промивальній рідині більше 1% газу необхідно застосовувати заходи для дегазації розчину.

Найнебезпечнішою (з позиції проявів) технологічною операцією в процесі буріння свердловини є підйом колони труб. Зниження тиску в процесі підйому труб обумовлено гідравлічними та інерційними опорами при русі бурового розчину в кільцевому просторі, а також можливим зменшенням висоти його стовпа в свердловині. Основні способи попередження проявів - регулювання швидкостей підйому колони труб, контроль за рівнем бурового розчину в свердловині з періодичним чи постійним доливом.

Опороження свердловини при підйомі колони труб може служити самостійною причиною проявів, а також у поєднанні з іншими факторами. Об’єм промивальної рідини для доливу у свердловину визначається виходячи із об’єму піднятих труб із врахуванням об’ємів розлитого при підйомі розчину та інших втрат. Профілактика проявів внаслідок зниження тиску в свердловині може бути забезпечена зміною проникності проявляючого пласта внаслідок створення кольматуючого екрана, а також застосування додаткових технологічних прийомів.

Надходження в свердловину флюїдів з причин, не зв’язаних із зменшенням тиску на пласт, не може практично призвести до створення передвикидної ситуації. Проте в певних умовах надходження в свердловину флюїду, особливо газу, може сприяти розвитку проявів із-за зниження тиску на вибій. Крім того, такі поступлення газу можуть служити приводом для термінового обважнення промивальної рідини і причиною виникнення інших ускладнень.

Газонафтоводопрояви не тільки порушують процес буріння, але є причиною важких аварій. При інтенсивних проявах можливі випадки руйнування устя свердловини і бурового обладнання, виникнення вибухів і пожеж, сильного забруднення навколишнього середовища, а інколи і людських жертв. Основним способом, який дозволяє керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам промивальної рідини, є герметизація устя спеціальним противикидним обладнанням. У комплект цього обладнання входять два-три плашкові превентори, універсальний і превентор, що обертається, апаратура дистанційного управління превенторами, а також система трубопроводів, обв’язки із засувками високого тиску з дистанційним керування і система регульованих і нерегульованих штуцерів. Превентор - це спеціальна засувка високого тиску.

Плашкові превентори мають плашки із півкруглими (фігурними) плашками з вирізами під діаметр бурильних труб і з глухими. Превентори з фігурними плашками призначені для герметизації устя, коли в свердловину спущена бурильна колона, а з глухими - коли в свердловині відсутні труби.

Універсальний превентор герметично закриває свердловину як у випадку, коли в його отворі знаходиться труба, так і у випадку, коли там знаходиться бурильний замок або ведуча труба. Превентор, що обертається, дозволяє здійснювати герметизацію устя при обертанні бурильної колони у випадку, коли надлишковий тиск на усті порівняно невеликий. Робочий тиск превенторів повинен бути вищий того найбільшого тиску, який може виникнути на усті у випадку закриття превентора на викиді.

Застосовують декілька схем установки противикидного обладнання на усті свердловини. На рис. 7.1 наведена схема, розрахована на тиск 70 МПа і більше. Якщо тиск менший за 70 Мпа, то застосовують простіші схеми герметизації.

Для попередження викидів і відкритого фонтанування у випадку флюїдопроявлень необхідно:

1. Герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти;

2. Систематично контролювати якість промивальної рідини, яка виходить із свердловини (густину, вміст газу); при підході до горизонту з аномально високим пластовим тиском (особливо газовим) необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів;

3. Перед розкриттям горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності необхідно завчасно довести густину промивальної рідини до норми (щоб не допустити проявлень і поглинань);

4. Для розкриття горизонтів із підвищеним коефіцієнтом аномальності застосовувати промивальні рідини з малою водовіддачею, низьким статичним і динамічним напруженням зсуву та практично нульовим добовим відстоєм;

А-аварійні лінії; Б-робоча лінія дроселювання; В- резервна лінія дроселювання;

1-розйомний жолоб для промивальної рідини; 2-фланцева котушка; 3-обертовий превентор; 4-універсальний превентор; 5-плашкові превентрои з вирізаними плашками; 6-превентор з глухими плашками; 7,17-хрестовини; 8-колонна головка; 9-обсадна колона; 10-манометри; 11-швидкороз’ємні з’єднання; 12-швидкороз’ємні штуцери; 13-засувки з гідравлічним керуванням; 14-засувки з ручним керуванням; 15-вібійна камера; 16-регулювальні штуцери; 18-трійники; 19-запірні пристроі; 20-розділювачі до манометрів.

Рисунок 7.1 – Схема герметизації устя свердловини з аномально високим пластовим тиском

5. Здійснювати повну дегазацію промивальної рідини при необхідності припинити буріння іпровести її змаміну на свіжу з більшою густиною;

6. Мати на буровій запас промивальної рідини необхідної якості в кількості, не менше двох-трьох об’ємів свердловини;

7. При підйомі колони труб доливати в свердловину промивальну рідину з таким розрахунком, щоб рівень її завжди знаходився біля устя;

8. У складі бурильної колони необхідно мати зворотний клапан або над вертлюгом - кульковий кран високого тиску;

9. Не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання;

10. При кожній промивці циркуляцію відновлювати при закритому превенторі на усті.

Відкривати превентор можна лише після того, як надлишковий тиск на виході з свердловини знизився до атмосферного. Якщо не вдалося запобігти припливу пластового флюїду і пройшов викид, коли в свердловині знаходилась бурильна колона, то необхідно оперативно закрити превентор і направити рідину із свердловини через боковий відвід обв’язки, а через бурильні труби закачувати свіжу рідину підвищеної густини. При операціях по глушінню припливу необхідно стежити за тим, щоб надлишковий тиск в обсадній колоні не перевищував допустимого (з умови розрахунку колони), а на стінки свердловини нижче башмака – був менший від тиску поглинання. Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи по ліквідації аварії приступають спеціалізовані протифонтанні служби.

Дата добавления: 2014-01-15