Что называется грифоном в гнвп

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Грифоны и межколонные проявления

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

Все случаи грифонообразований Н.А. Сидоров и Г.А. Ковтунов разби­вают по причинам их возникновения на следующие три группы (рис. 8.10):

1. Грифоны, обусловленные некачественным перекрытием цементным
раствором высоконапорных пластов.

2. Грифоны, возникающие при газо-, нефте- и водопроявлениях и от­
крытых фонтанах в процессе бурения, особенно при полной герметизации
устья скважины.

3. Грифоны, образующиеся вследствие движения газа или нефти через
резьбовые соединения обсадных колонн по причине их негерметичности
или через нарушения в колоннах.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных прояв­лений необходимо:

1) при разработке конструкций скважин предусматривать спуск кон-

1

Некачествен itoe

перекрытие напорных пластов

в процессе действия

Несовершен спгво конструкции

Не перекрыты

э ксплуатац ионного

Негермети чность колонны

Негермети чность оовязки устья

Неподъем

При угрозе разъе­дания арматуры

При подготовке к глушению

Несоответствие резьбы ГОСТу

Неудовлетворите.! ьная

проработка и промывка скважин

При пожарной опасности

Неудовлетворитель—‘ ное крепление

Некачественный цемент, преждевремеп ное схватывание

Нека чеспыенная смазка

Рис. 8.10. Схема классификации причин возникновения грифонов по Н.А. Сидорову и Г.А. Ковтунову

дуктора с учетом перекрытия пластов, обусловливающих образование гри­фонов, с обязательным подъемом цемента до устья;

2) перед спуском обсадной колонны тщательно прорабатывать сква­
жину со скоростью не более 35 — 45 м/ч, при этом качество глинистого рас­
твора перед цементированием должно строго соответствовать ГТН;

3) увеличение высоты подъема цементного раствора за эксплуатаци­
онной колонной следует производить с учетом перекрытия промежуточной
колонны или кондуктора, которые в обязательном порядке цементируют до
устья;

4) в зоне подъема цементного раствора на эксплуатационных колоннах
устанавливать центрирующие фонари;

5) скорость продавки цементного раствора в затрубное пространство
должна быть не ниже 1,5—1,8 м/с;

6) эксплуатационную колонну спускать только с применением спайде-
ров; это обеспечивает необходимое крепление муфт в резьбовом соеди­
нении;

7) приваривать нестандартные муфты; качественно производить все
работы по обвязке устья скважины; для скважин глубиной более 2500 м
применять колонные головки с клиновым захватом;

8) осваивать скважину только при условии соответствующего оборудо­
вания устья.

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.

Вместе с тем при соблюдении всех необходимых требований в про­цессе бурения и опробования скважин можно избежать этих осложнений.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при про­водке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

В случае, когда в результате действия грифона доступ к устью буря­щейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят на­клонно направленные скважины.

Источник

Билет №3. Что называется грифоном

Что называется грифоном?

Ответ 2 Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

Ответ 3 Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

Ответ 4 Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

Определить давление в кольцевом пространстве на устье при поступлении в скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

тметьте обозначение плашечного превентора

Какова длина линий глушения и досселирования для нефтяных скважин?

Ответ 1 не менее 50

Ответ 3 Все перечисленное верно

Какое из давлений на устье будет всегда меньшим после закрытия скважины при ГНВП?

Какова формула конечного давления циркуляции?

Ответ 2 Pкон. = Рнач. · ( p гл/рнач) + S

Ответ 3 Pкон. =Ризб. труб · ( p гл/рнач) + S

Какой самый ранний явный признак ГНВП?

Ответ 1 Увеличение механической скорости бурения

Ответ 2 Повышение уровня жидкости в мерных емкостях

Ответ 3 Увеличение скорости потока жидкости (при неизменной подаче насосов) в желобе.

Является ли буровой раствор с пузырьками газа в нем надежным индикатором ГНВП?

Какое применяется крайнее решение во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота?

Ответ 1 Увеличивают давление на насосах.

Ответ 3 Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

Наибольшее давление действует на башмак обсадной колонны, когда давление в межтрубном пространстве у поверхности максимально:

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Источник

Угрозы фонтанирования

Номер журнала:

Рубрика:

В истории нефтегазовой отрасли можно привести немало показательных примеров по фонтанированию скважин. В Казахстане были проведены работы по ликвидации горящего нефтегазового открытого фонтана на скважине № 37 Тенгизской площади, которые продолжались около полутора лет (с 1985 по 1986 г.г.). Скважина фонтанировала с ежесуточным дебитом нефти более 10 тысяч тонн и газа – 2 миллиона кубометров, объемная доля сероводорода в них составляла 25%. Нельзя не вспомнить крупнейшую аварию в Мексиканском заливе, где в результате разрушения скважины в океан до сих пор поступает огромное количество нефти, а самое главное, погибли люди. Из числа наиболее поздних примеров аварий в России можно привести горящий открытый газонефтяной фонтан на скважине № 5320 Капитоновского месторождения ОАО «Южуралнефтегаз» в Оренбургской области, произошедший в феврале 2010 года.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных перетоков и ГНВП необходимо, во-первых, при проектировании конструкций скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, которые обусловливают образование грифонов, с подъемом цемента до устья. При оборудовании устьев скважин необходимо применять стандартные колонные головки. Наконец, осваивать скважину при наличии на устье соответствующего противовыбросового оборудования.

Среди последних случаев можно отметить аварию, произошедшую 2 октября 2010 года на скважине №919 Варзинского участка недр Удмуртской Республики. При строительстве поисковой скважины, которое проводило ЗАО «Пионер-2000» (Республика Татарстан), произошло открытое фонтанирование газонефтяной смеси. Пострадавших при данном инциденте не было. В ходе ликвидации аварии были проведены работы по освобождению устья аварийной скважины от технологического оборудования и элементов конструкций буровой установки, а также по замене неисправного устьевого противовыбросового оборудования (ПВО). Основными причинами возникновения открытого фонтанирования явились неисправность ПВО и невыполнение требований безопасности проводки скважины при наличии угрозы газонефтепроявления.

Факторы возникновения ОФ
Процесс строительства и эксплуатации скважин технологически можно разбить на четыре взаимосвязанных этапа. Первый этап – бурение ствола, включая работы по его проработке, проведению в скважине различных исследований. Второй этап – крепление ствола скважины путем спуска обсадных колонн, их цементирование и обвязка устья скважины. Третий этап – освоение скважины, включая работы по перфорации колонны, вызову притока флюидов. Завершающий этап – непосредственная эксплуатация скважины (отбор нефти и газа), проведение плановых исследований и различных технологических операций, направленных на интенсификацию добычи нефти и газа, кроме того, проведение ремонтных и восстановительных работ.
Все работы по строительству и эксплуатации скважин, пластовое давление в которых превышает гидростатическое давление столба нефти (скважинного флюида), являются потенциально опасными с точки зрения образования открытых фонтанов. И в настоящее время, несмотря высокую техническую оснащенность, на возросший профессиональный уровень и дисциплину рабочих и специалистов организаций, открытые фонтаны продолжают встречаться.

КраснодарнефтегазРемонт» – сентябрь 2008 года.
По причинам возникновения грифонообразования распределяют на следующие группы:
— обусловленные некачественным креплением высоконапорных пластов, как основного эксплуатационного, так и вышележащих;
— возникающие при ГНВП и ОФ в процессе бурения, особенно при полной герметизации устья скважины;
— возникающие вследствие движения флюида через негерметичности резьбовых соединений обсадной колонны или нарушения в колоннах. В этом случае грифоны возникают при строительстве и эксплуатации скважин.

В Удмуртской Республике 2 октября 2010 года на Варзинском месторождении ЗАО «Пионер 2000» произошло открытое фонтанирование нефти с примесью газа, пострадавших при инциденте нет. По данным Удмуртского военизированного отряда, на месте были проведены аварийно-восстановительные работы по очистке устья скважины от элементов разрушенных конструкций буровой установки и подъемных механизмов, буровых инструментов и стеллажей.

Для предупреждения возникновение грифонов и межколонных перетоков и ГНВП необходимо при проектировании конструкций скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, которые обусловливают образование грифонов, с подъемом цемента до устья. При оборудовании устьев скважин необходимо применять стандартные колонные головки. Наконец, осваивать скважину при наличии на устье соответствующего противовыбросового оборудования.
Для предупреждения возникновения ГНВП и перехода их в открытые фонтаны нужно регулярно проводить учебно-тренировочные занятия согласно плану ликвидации аварий (ПЛА), совместные учения по отработке действий при возникновении открытого фонтанирования скважины, своевременно пересматривать нормативные документы по противофонтанной безопасности и схемы обвязки устья скважин ПВО.

Контроль деятельности предприятий по бурению, добыче и ремонту нефтяных скважин

Профилактика образования ОФ

Источник

Газонефтеводопроявления и грифонообразования

Главная > Реферат >Геология

На ряде месторождений, в особенности с аномально вы­сокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочислен­ные случаи заколонных газонефтепроявлений после цементи­рования обсадных колонн.

Длительно действующие пропуски газа приводят к насы­щению вышележащих пористых горизонтов.

Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть значитель­но снижены или сведены к нулю при правильном установле­нии природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно-технических и профилактических ме­роприятий.

При эксплуатации газовых, газонефтяных, газоконденсат- ных и нефтяных месторождений часто наблюдаются случаи скопления газа между кондуктором (или промежуточной ко­лонной) и эксплуатационной колонной.

Пути движения газа в эксплуатирующихся скважинах в основном те же, что и при цементировании или ОЗЦ сква­жин, выходящих из бурения. Правда, в первом случае можно было бы отметить и появление нарушений колонны вследст­вие их коррозии и разрушения цементного камня под дейст­вием суффозии и пластовых вод.

К наиболее характерным осложнениям при бурении и эксплуатации газовых скважин, требующих незамедлительно­го ремонта, относятся следующие:

Насыщение бурового раствора газом в процессе буре­ния и (или) при остановке углубления скважины.

Межколонные газопроявления, связанные с негерметич­ностью резьбовых колонн (этот вид осложнений встречается и при эксплуатации скважин).

Заколонные (межколонные) каналообразования, связан­ные с физико-химическими процессами в кольцевом прост­ранстве, и поступление по ним газа.

Накопление газа в межтрубном (затрубном) пространст­ве.

Межколонные перетоки и насыщение газом вышеле­жащих пластов.

Грифонообразования (характерны и для эксплуатации скважин).

Каждое из названных осложнений может перерасти в от­крытые газовые (нефтяные) фонтаны, если вовремя не пред­принять меры или не провести ремонтные работы.

Выявление природы газопроявлений при бурении и после цементирования скважин, объяснение причин движения газа, объединение наблюдений и результатов экспериментов в еди­ную теорию представляют довольно сложную задачу.

В настоящем разделе предпринята попытка обобщить зна­чительный опыт отечественной и зарубежной практики по предупреждению и борьбе с газопроявлениями при бурении и креплении (при заканчивании) скважин с учетом специфичес­ких свойств газа.

ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ

Конечно, поступление флюидов из пласта в скважину при превышении забойным давлением пластового практически не может привести к созданию предвыбросовой ситуации.

Однако даже незначительное по объему поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье. Вместе с тем подобные поступ­ления газа в буровой раствор при р заб > р пл очень часто дают повод для его утяжеления. Ниже рассмотрены причины по­ступления в буровой раствор пластовых флюидов и показана целесообразность немедленного утяжеления раствора при первых признаках ГНВП.

Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмо­са; поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессионный эф­фекты.

Капиллярный переток. Обусловлен капиллярным противо­током при поступлении фильтрата раствора в пласт. Однако поступление флюидов в скважину за счет капиллярного пере­тока столь незначительно, что не может быть замечено. Кро­ме того, переток может возникнуть при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в кото­рых способно вытеснить нефть или газ из пласта в скважи­ну. В каналах большего диаметра капиллярные силы слишком малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта.

Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном слу­чае — фильтрационная корка) не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности.

Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалив­шейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбу­ренной породы, выносимые раствором на поверхность, со­держат пластовые флюиды.

В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено.

Содержание газа в буровом растворе (С, %) может быть рассчитано по формуле

Видно, что при повышении механической скорости про­ходки за счет поступления газа с выбуренной породой плот­ность бурового раствора на выходе из скажины значительно снижается. Однако при этом почти не снижается забойное давление. Так, даже при 80%-ном содержании газа и р за6 = = 100 МПа, последнее снижается всего на 2,7 МПа.

Таким образом, при ограничении механической скорости проходки надо исходить не из опасности снижения забойно­го давления, а из возможной подачи дегазационной установ­ки, а также необходимости предупреждения пульсаций буро­вого раствора на устье вследствие выхода пузырьков газа из скважины.

Чтобы представить себе объем газа, который может по­ступить из пласта с низкой проницаемостью при депрессии на пласт, рассмотрим следующий пример. Если предполо­жить, что поступление газа обусловлено депрессией, равной 1 МПа, и вскрыт газоносный пласт толщиной 0,1 м с прони­цаемостью 1-10″ 15 м 2 и контуром питания не более 10 м, то в течение 1 ч в скважину может поступить всего 0,2 м 3 газа. Вполне очевидно, что поступление газа из

Изменение плотности бурового раствора при выходе его из скважин

Рвых (В г/см 3 ) п ри Рисх’ г/см 3

низкопроницаемого пласта за счет депрессии будет существенно большим, чем поступление его с разбуренной породой даже при очень вы­соком показателе открытой пористости.

В связи с указанным вскрытие газоносных низкопроница­емых пластов малой толщины с репрессией считается пред­почтительным. При вскрытии с депрессией нефте- и водо­носных пластов с низкой проницаемостью поступление в раствор нефти или воды может быть не замечено, но рас­творенный в них газ будет газировать буровой раствор, а объем этого газа может быть сопоставим с объемами газа, поступающего с выносимой породой.

Расчеты показывают, что если в буровом растворе объе­мом 100 м 3 есть 5—10 % нефти, то поступление 2 — 3 м 3 неф­ти за время цикла циркуляции из пласта толщиной 1 м с проницаемостью (1—2)-10″ 14 м 2 не будет зафиксировано ни по показаниям плотномера, ни по данным центрифугирова­ния, а поступление 2 — 3 м 3 пластовой воды, кроме того, практически не изменит показателя фильтрации раствора. Даже поступление 2 — 3 м 3 рапы в буровой раствор, подготов­ленный для вскрытия рапопроявляющих пластов, не может быть обнаружено ни по показаниям плотномера, ни по зна­чению показателя фильтрации, ни по результатам замера вязкости. В то же время добавление 2 — 3 м 3 жидкости к объ­ему циркулирующего раствора однозначно фиксируется с помощью уровнемера как поступление пластового флюида.

Учет известных факторов, способствующих переходу газа из породы в скважину при разбуривании газоносных гори­зонтов, сложен и пока не поддается точному определению. Однако с известными допущениями можно определить коли­чество газа, переходящее в скважину в процессе бурения.

Более точно объем газа, поступающий в скважину, может быть определен следующим образом. Очевидно, рассматрива­емое его количество прямо пропорционально скорости раз­буриваемого газового горизонта и объему выбуренной и об­валившейся породы: чем выше коэффициент кавернозности, тем больше попадает газа в скважину (пропорционально ква­драту диаметра вновь образованного ствола и высоте каверны).

Количество газа, попадающее при этом в единицу объема бурового раствора, обратно пропорционально его скорости циркуляции. При этом можно записать:

где г — коэффициент сжимаемости газа, равный отношению объема реального газа к объему идеального при одинаковых температуре и давлении.

При ф г = 1 и ф в = 0 формула (4.4) значительно упрощается.

Если пренебречь отклонениями от закона Генри при вы­соких давлениях, величины V н и V в для конкретной пластовой температуры можно приближенно определить по коэффици­ентам растворимости газов в нефти и воде и по пластовому давлению.

Пластовые флюиды в забойных условиях, попадая в буро­вой раствор, остаются практически в тех же агрегатных со­стояниях, в которых они пребывали в породах. При подъеме вместе с глинистым раствором в результате уменьшения дав­ления часть находившихся в состоянии конденсации углево­дородов начинает переходить в газообразное состояние.

Подсчитаем весьма ориентировочно количество газа, попа­дающее во время бурения газового объекта в скважину, при следующих допущениях: ф г = 1; а = 0; в = 0.

Примем диаметр долота равным 254 мм, скорость пр ох од- ки 5 м/ч, объемную скорость циркуляции 30 л/с при п = = 25 %. Будем считать, что газ представлен метаном, коэф­фициент растворимости которого в воде составляет 0,03. Примем, что растворимость метана в глинистом растворе равна 0,03 (хотя она будет, несомненно, меньше вследствие минерализации пластовыми водами, наличия твердой фазы и т.д.).

Приблизительный расчет показывает, что при приведен­ных данных и допущениях количество поступившего в сква­жину газа составит 55 см 3 за 1 ч. Если допустить, что поры пласта заполнены водой с растворенным в ней газом, коли­чество газа, поступившее в скважину, будет значительно меньше 16 см 3 за 1 ч. Естественно, с уменьшением скорости проходки у м в газовом горизонте до 2,5 м/ч скорость поступ­ления газа в последнем случае снизится до 8 см 3 /ч.

При равномерной скорости проходки и известной подаче насосов можно определить снижение плотности бурового раствора на поверхности в результате одного цикла циркуля­ции.

Часто газ попадает в скважину из глин.

Из формулы (1) следует, что количество поступающего в единицу времени газа пропорционально механической скоро­сти бурения.

Однако данные практики весьма противоречивы, и коли­чество газа в одних случаях больше, в других — меньше, х о- тя условия бурения примерно одинаковы. Так, по данным,

фильтрация газа в скважину при скорости бурения 6 м/ч почти не происходила и, наоборот, при скорости в 10 раз меньшей количество поступающего в скважину газа было большим. Согласно М.Л. Сургучеву, при малых скоростях бурения (0,75 — 1,50 м/ч) газ в растворе не был обнаружен.

Столь противоречивые данные объясняются тем, что в приведенных экспериментах количество поступающего в скважину газа мало зависело от скорости бурения.

Результаты повышения содержания газа в буровом рас­творе при увеличении скорости проходки в продуктивном газовом пласте следующие: долото диаметром 243 мм, объем­ная скорость циркуляции бурового раствора 30 л/с, порис­тость и коэффициент насыщения продуктивного горизонта соответственно составляют 20 и 0,8 %, пластовое давление 10,0 МПа.

Содержание газов в буровом растворе, % 2,1 8,6 17,2

Скорость бурения, м/ч 3 12 24

условиям в буровом растворе, % 5,4 10,8 21,5

Скорость бурения, м/ч 3 6 12

Е.М. Геллером получены данные по ряду месторождений, на скважинах которых проводился газовый каротаж. Для по­строения точек на газокаротажной диаграмме выбирался максимум, соответствующий максимуму одного из продук­тивных горизонтов. Фактическое содержание газа в растворе О определялось как среднее арифметическое из всех точек этого максимума. Привязка интервала к определенной глуби­не осуществлялась по электрокаротажу. Для этого интервала находились скорость бурения У м и средняя подача насосов. Определяли количество кубических сантиметров газа, посту­пающего из выбуренных пород, на каждый литр бурового раствора, прошедшего через забой (рис. 3).

Полученная зависимость отношения фактического О и те­оретического О п содержания газа (0/0 п ) от механической скорости бурения У м характеризует действительный режим обогащения газом бурового раствора на забое бурящейся скважины.

Видно (см. рис. 3), что обогащение бурового раствора происходит не только за счет попадания газа из разбуренных

Источник