Что происходит если устье фонтанной скважины закрыто

Обновлено: 02.07.2024

Фонтанный способ добычи. Условия фонтанирования. Исследование фонтанных скважин и установление оптимального технологического режима их работы

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в НКТ на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Р_у > Р_нас.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

(38)

где Р_заб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р -плотность жидкости, кг/м 3 ; g - ускорение свободного падения, м/с 2 ; Р - гидравлические потери давления на трение при

движении жидкости, МПа; Р_у - противодавление на устье, МПа.

Фонтанная эксплуатация скважин

Способ эксплуатации скважин , при котором подъем жидкости на поверхность происходит под давлением пластовой энергии, называется фонтанным. Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, то есть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно. Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство: Рс = Рг+Ртр+ Ру; где Рс - давление на забое, Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, расчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно. Различают два вида фонтанирования скважин: · Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское фонтанирование. Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.

Рис. 3.Фонтанная эксплуатация скважин

Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.

1. Рс < Рнас (рис. 3,a).

а - при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс < Рнас);

б - при давлении на забое больше давления насыщения (Рс > Рнас)

Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс < Рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве

2. Рс > Рнас (рис. 3,б).

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие.

Необходимость их спуска вызвана рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и воз

можностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях. На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины. Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной. Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины.

Кдостоинствам фонтанного способа эксплуатации нефтяных скважин следует отнести:

-надежность, высокий коэффициент эксплуатации скважин, большой межремонтный период работы за счет простоты скважинного оборудования,отсутствия движущихся механизмов в скважине

-эксплуатация скважин, не требующих силовой электроэнергии;
-возможность измерения параметров работы скважины и пласта приборами,спущенными до забоя;

-возможность регулирования работы скважины с помощью устьевого (или за

-малочисленность обслуживающего персонала по сравнению с другими способами эксплуатации.

Основным недостатком фонтанного способа эксплуатации является необходимость поддержания сравнительно высокого давления на забое скважины, особенно при большой обводнённости продукции и высоком устьевом давлении

4. Организация процесса ППД на промысловом объекте

Источники водоснабжения

Система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысло

вых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти и др.

Рис. 1 Типовая схема водоснабжения системы ППД

1 - водозаборные устройства 2 - станции I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 - кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 - разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 Мпа)

Система водоснабжения состоит обычно из нескольких достаточно самостоятельных звеньев или элементов, к которым относятся водозаборные устройства, напорные станции первого подъема, станция водоподготовки (при необходимости), напорная станция второго подъема, нагнетающая очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема или так называемые кустовые насосные станции (КНС), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины. В зависимости от требований к закачиваемой воде, а также экологических и технико-экономических условий воды наземных источников подготавливаются двумя способами – с подрусловым и с

открытым отбором воды. При открытом отборе из наземного источника (рис. 3.3.2 ) непосредственно в водоеме сооружается подводный колодец, в который помещается приемная сетка насоса первого подъема, который перекачивает освобожденную от грубых механических примесей воду на установку очистки. К основным элементам установки относятся дозатор для подачи коагулянта ( серно-кислый алюминий Al ₂ ( SO₄ )₃ 18 Н₂ О или железный купорос Fe SO₄ ), смеситель для обеспечения взаимодействия коагулянта и воды, осветлитель и гравийно-песчаный фильтр. В осветлителе происходит обменная ре

акция с образованием хлопьевидных компонентов, которые захватывают механические примеси воды. Основная масса хлопьев с механическими примесями отделяется от воды непосредственно в осветлителе, оставшаяся часть – в гравийно-песчаных фильтрах. Очищенная таким образом вода поступает в подземную емкость, откуда при помощи насосов второго подъема подается в магистральный водопровод системы поддержания пластового давления. Восстановление гравийно-песчаных фильтров осуществляется обратным потоком чистой воды при помощи одного из насосов второго подъема. Продолжительность восстановления 10 – 15 мин., скорость фильтрации – не более 12 – 15 дм 3 / (с м 2 ), что предотвращает «вымывание» самого фильтра.

Рис. 2 Схема отбора воды из открытого водоема с водоочистной станцией

1 – колодец; 2 – премная сетка; 3, 8, 21 – водоводы; 4 – мостик; 5 – сваи; 6, 19 – насосы; 7, 20 – насосные станции I и II подъема; 9 – дозатор; 10 – смеситель; 11 – лоток; 12 – центральная труба; 13 – осветитель; 14 – раздаточный коллектор; 15 – пространство для хлопьеобразования; 16 – гравийно-песчаные фильтры; 17 – коллектор; 18 – подземный резервуар; 19, 22 – насос для промывки песчаных фильтров; 23 – задвижка; 24 – лоток; 25 – трубки для отбора воды; 26 – глухое днище; 27 – конус отстойника; 28 – окна.

П о д р у с л о в ы й с п о с о б подготовки осуществляется по двум схемам – с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном или сифонном водоотборе (рис. 3.3.3 ) в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода наземного источника. В состав установки по подготовке и транспортировке входят следующие элементы: вакуумный коллектор; вакуумный резервуар; на

сосная станция первого подъема; нагнетательные трубопроводы и магистральный водовод. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70 – 90 м от берега водоема в 150 – 200 м друг от друга. Эксплуатационные колонны делают из труб диаметром 300 мм, водоподъемные – 200 мм; устье оборудуется бетонным кольцом диаметром 1,5 м и герметичным люком.

Насосная станция первого подъема оснащается вакуум-насосами для обеспечения сифонного водоотбора из подрусловых скважин и насосами - для подачи воды в систему ППД и магистральный водовод. На насосных станциях первого подъема, как правило, используют центробежные насосы, которые подбираются в зависимости от объема закачки. Очистка воды при этой схеме осуществляется в основном при фильтрации через подрусловую песчаную подушку. Доочистка может осуществляться на площадке кустовых насосных станций, перед подачей на прием насосов высокого давления. Схема достаточно эффективна при высоком уровне подрусловых вод.

Рис.3 Схема сифонного водозабора

1 – песчаная подушка; 2 – подрусловая скважина; 3 – групповой сифонный коллектор; 4 – ваккум-котел; 5, 12 – насосы; 6, 14 – насосные станции; 7, 8, 9, 13 – водоводы; 10 – резервуар; 11 – приемный трубопровод.

Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором используется при их низком стоянии (ниже 8 м ). В этом случае, каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом с вынесенным на поверхность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема. По выкидным лини

ям и сборным водоводам вода подается на станцию второго подъема, которая помимо насосов включает в свой состав железобетонный подземный резервуар. Насосы второго подъема по нагнетательному трубопроводу перекачивают воду в магистральный ( кольцевой или линейный) трубопровод и далее на кустовые насосные станции системы ППД нефтяного месторождения.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Фонтанный способ эксплуатации

2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.

1. Фонтанный способ эксплуатации

Фонтанная эксплуатация, способ эксплуатации нефтяных, артезианских и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность. При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции. Скважины, в которых ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют колонной фонтанных труб (для рационального использования энергии расширяющегося газа). Диаметр труб выбирается в зависимости от ожидаемого дебита, давления, глубины скважины, условий эксплуатации и диаметра обсадных колонн. После спуска в скважину колонны фонтанных труб на устье устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка устьевого оборудования. Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим Фонтанная эксплуатация изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке.

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Об этом мы поговорим попозже.

Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп , поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности .

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс

где – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

– энергия , расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

– энергия , уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если , то эксплуатация называется фонтанной;

$Wи \ne 0$

при эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования

$P_<пл></p> <p>=\rho \cdot g \cdot H$
.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

Роль фонтанных труб

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200-миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

$\div$

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

Оборудование фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют "открытый" забой . В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность . Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки (рис. 7.1) и фонтанной арматуры с манифольдом.

Рис. 7.1. Колонная головка

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами (рис. 7.2).

Рис. 7.2. Фонтанная арматура: 1 – трубная обвязка ; 2 – фонтанная елка

Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 7.3.

Рис. 7.3. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры: 1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами. Основные характеристики фонтанной арматуры приведены в их шифрах.

увеличить изображение
Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры: 1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 7.4.

Рис. 7.4. Типовые схемы фонтанных елок: Схемы 1, 2, 3 и 4 – тройниковые; схемы 5 и 6 – крестовые (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство .

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 7.3, б).

Типовые схемы фонтанных елок включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 7.5. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 7.5. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

$\div$

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры ( по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 510 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберглассовые трубы (неметаллические), а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

Открытое фонтанирование нефтяных и газовых скважин: причины и меры противодействия

Фонтаны из нефтяных и газовых скважин как крупнейшие аварии, относящиеся к стихийным бедствиям. Возникновение грифонов в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин. Мероприятия по предупреждению возникновения грифонов и межколонных перетоков.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	статья
Язык	русский
Дата добавления	01.12.2014
Размер файла	15,3 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Открытое фонтанирование нефтяных и газовых скважин: причины и меры противодействия

Список использованной литературы

Фонтаны из нефтяных и газовых скважин являются крупнейшими авариями, и их часто относят к стихийному бедствию, парализующему нормальную работу предприятия, а чаще компании и даже отрасли. Нередко открытое фонтанирование (ОФ) скважин приводит к гибели людей, уничтожению самих скважин, бурового оборудования и бурильного инструмента, пропадает огромное количество продукции, выбрасываемой фонтанирующей струей. Открытые фонтаны представляют большую угрозу не только нефтепромысловым сооружениям, но и населенным пунктам и промышленным комплексам, расположенным в районе аварийного объекта.

В качестве примера можно привести работы по ликвидации горящего нефтегазового открытого фонтана на скважине № 37 Тенгизской площади в Казахстане, которые продолжались около полутора лет (1985-86 годы). Скважина фонтанировала с ежесуточным дебитом нефти более 10 тысяч тонн и газа - 2 миллиона кубометров, в которых объемная доля сероводорода составляла 25 %. Из новейших примеров известен горящий открытый газонефтяной фонтан на скважине № 5320 Капитоновского месторождения ОАО «Южуралнефтегаз», произошедший в феврале 2010 года. 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.

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 (в том числе спуск обсадных и эксплуатационных колонн, их цементирование, ОЗЦ и обвязка устья скважины). Третий этап - освоение скважины, включая работы по перфорации колонны, вызову притока флюидов. Наконец, завершающий этап - непосредственная эксплуатация скважины, проведение систематических исследований и различных технологических операций, направленных на интенсификацию добычи нефти и газа, кроме того, проведение ремонтных и восстановительных работ.

Все указанные работы по сооружению и эксплуатации скважин, пластовое давление в которых больше или равно гидростатическому давлению столба нефти, в случае, если нефть заполнит скважину вместо промывочной жидкости, являются потенциально опасными с точки зрения образования открытых фонтанов, которые, к слову сказать, продолжают возникать, несмотря на возросший профессиональный уровень и дисциплину рабочих и специалистов организаций.

На территории Республики Башкортостан уже более 10 лет официально не зафиксировано открытых газовых и нефтяных фонтанов, поэтому среди некоторых экспертов бытует мнение, что на региональных нефтяных и газовых месторождениях фонтанов уже никогда не будет - давления посажены, месторождения на поздней стадии разработки. Однако такое мнение в корне ошибочно, и есть факты, то подтверждающие: в 1995 году на скважине № 29 Узыбашевской площади НГДУ «Уфанефть» при проведении работ по ремонту скважины произошло фонтанирование. Причина возникновения фонтана: нарушение типового проекта оборудования устья скважины, перед началом геофизических работ скважина не была заполнена жидкостью соответствующей плотности до устья скважины. Год спустя, в 1996-м, на скважине № 154 Тукаевской площади Туймазинской ГПК произошло газонефтеводопроявление, которое перешло затем в открытое фонтанирование скважины (при бурении на глубине 325 метров). Причины возникновения фонтана: недолив скважины при подъеме бурильного инструмента, отсутствие на устье противовыбросового оборудования. В 2008 году произошли осложнения на скважине № 355 Алкинской площади при вскрытии продуктивного горизонта - давление на устье в течение нескольких дней составляло порядка 80 атмосфер. Причина осложнения - несвоевременная остановка влияния ППД, действующего на вскрываемый продуктивный горизонт.

Таким образом, угроза возникновения нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов существует реальная. А следовательно, расслабляться ни в коем случае нельзя.

Неправильный подход к ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) на скважине - это несвоевременное глушение, применение промывочной жидкости для глушения недостаточной плотности, негерметичность колонн, устьевого оборудования. Эти и многие другие факторы часто приводят к осложнению проявления и его переходу в выброс промывочной жидкости из скважины (под действием пластового давления), а затем в открытый фонтан.

Одним из самых серьезных осложнений при ликвидации ОФ являются грифоны. Вместе с межколонными перетоками (МП) они могут возникать в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин во время аварийных проявлений и ОФ из вскрытых высоконапорных горизонтов. Грифоны прорываются на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода за пределами устья скважин. МП - это переток флюида или фонтанирование им в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колоннами, промежуточной колонной и кондуктором. Грифоны и межколонные проявления, как правило, взаимосвязаны.

Существует множество примеров открытых фонтанов с грифонообразованием, в том числе из-за некачественного цементирования скважины: открытый фонтан на скважине № 162бП Ван-Еганского месторождения ООО «СП «Ванъеганнефть» - декабрь 2006 года, открытый фонтан на скважине 326 куст 1 Ванкорского месторождения ЗАО «Ванкорнефть» - декабрь 2007 года, горящий открытый фонтан на скважине № 464 Анастасиевско-Троицкой площади ООО «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.

Необходимым условием для перечисленных случаев возникновения грифонов на поверхности является наличие каналов (пласты высокой проницаемости, тектонические трещины, недостаточный контакт между цементным камнем и породой), сообщающих высоконапорный пласт или ствол скважины с поверхностью.

Чтобы предупредить возникновение 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. Перед спуском обсадной колонны прорабатывать скважину со скоростью не более 35-45 м/ч, при этом качество промывочной жидкости перед цементированием должно соответствовать требованиям Геолого-технического наряда (ГТН). Эксплуатационную колонну нужно спускать с применением спайдеров, что обеспечит необходимое крепление муфт в резьбовом соединении. Нельзя снижать скорость прокачки цементного раствора в кольцевом пространстве ниже 1,5-1,8 м/с. Кроме того, нельзя приваривать нестандартные муфты. При оборудовании устьев скважин необходимо применять стандартные колонные головки. Наконец, осваивать скважину при наличии на устье соответствующего противовыбросового оборудования.

В борьбе с действующими грифонами, возникшими при проводке скважин, осуществляют форсированный отбор жидкости и газа из рядом расположенных скважин, приостанавливая при этом законтурное заводнение. При отсутствии доступа к устью фонтанирующей скважины для ликвидации открытых фонтанов (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

Более того, для предупреждения возникновения ГНВП и перехода их в открытые фонтаны нужно регулярно проводить учебно-тренировочные занятия согласно ПЛА (план ликвидации аварий), совместные учения по отработке действий при возникновении открытого фонтанирования скважины, своевременно пересматривать нормативные документы по противофонтанной безопасности и схемы обвязки устья скважин ПВО.

скважина фонтан грифон бурение

Список использованной литературы

Подобные документы

Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012

Бурение нефтяных и газовых скважин

Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт".

презентация [1,5 M], добавлен 18.10.2016

Бурение нефтяных скважин

Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин.

курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин.

лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015

Бурение нефтяных и газовых скважин

Описание содержания и структуры курсовой работы по бурению нефтяных и газовых скважин. Рекомендации и справочные данные для разработки конструкции скважины, выбора режима бурения, расхода промывочной жидкости. Разработка режима цементирования скважины.

Читайте также:

Что происходит если устье фонтанной скважины закрыто

Фонтанный способ добычи. Условия фонтанирования. Исследование фонтанных скважин и установление оптимального технологического режима их работы

Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанный способ эксплуатации

Рекомендуемые файлы

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Роль фонтанных труб

Оборудование фонтанных скважин

Открытое фонтанирование нефтяных и газовых скважин: причины и меры противодействия

Подобные документы