Что такое грифоны гнвп

Грифон

Возникает вследствие нарушения природного гидродинамичного равновесия в результате нагнетания теплоносителя под давлением, близким к горному, при эксплуатации месторождений нефти и газа, подземной выплавке серы.

Грифон сопровождается образованием кратеров, диаметр воронки которых иногда достигает несколько десятков и даже сотен метров.

Иногда вокруг скважины, находящейся в аварийном состоянии, возникает несколько грифонов.

Часто грифоны сопровождаются пожарами.

Борьба с грифонами состоит в герметизации путей движения флюида глушением скважины различными методами с последующим тампонированием.

Часто борьба с грифонами сопровождается ликвидацией скважины.

Особенно сложны ликвидационные работы в акваториях.

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 взаимосвязаны.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных прояв­лений необходимо:

при разработке конструкций скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, обусловливающих образование гри­фонов, с обязательным подъемом цемента до устья;

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;

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

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

эксплуатационную колонну спускать только с применением спайдеров; это обеспечивает необходимое крепление муфт в резьбовом соединении;

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

осваивать скважину только при условии соответствующего оборудования устья.

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

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

Нарушение целостности стенок скважины

Грифоны и межколонные проявления

Грифоны и межколонные проявления встречаются редко, но на борьбу с ними затрачивается много времени и часто приводит к ликвидации скважины.

Грифоны – это газонефтеводопроявления, выходящие на земную поверхность по трещинам за пределами устья скважины.

Межколонные проявления – это проявления пластовых флюидов в межколонные кольцевые пространства.

Причины возникновения грифонов и межколонных проявлений:

1. Некачественная изоляция высоконапорных пластов;

2. Неправильно выбранная глубина спуска кондуктора;

3. Низкое качество цементирования;

4. Некачественное резьбовое соединение обсадных труб.

Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо:

Нарушение целостности стенок скважины подразделяется на основные виды:

Осыпи, обвалы – происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев. В результате фильтрации бурового раствора снижается предел прочности глинистых пород, в результате чего приводит к обрушению их в скважину. Обвалам может способствовать также набухание пород. Обвалы могут также произойти из-за тектонических нарушений когда Р_пл>Р_г/ст.

Признаки осыпей и обвалов:

1. Вынос большого количества крупных обломков породы с буровым раствором.

2. Значительное повышение вязкости бурового раствора.

3. Повышение давления на выкиде насосов.

4. Затяжки при подъеме бурильного инструмента, кратковременный рост нагрузки на крюке.

Меры предупреждения и ликвидации:

1. Интервалы возможных обвалов бурить на буровом растворе с минимально допустимой водоотдачей и максимальной плотностью.

Меры предупреждения и ликвидации: (те же, что и при обвалах), кроме того буровой раствор применять со специальной обработкой, препятствующей набуханию пород.

Ползучесть возникает в том случае, когда кровля и подошва глин сложена породами, склонными к ползучести (например, соляными). Ползучесть проявляется с увеличением глубины бурения и температуры пород.

Меры предупреждения и ликвидации: (те же, что и обвалах), кроме того, во избежание смятия обсадной колонны необходимо подбирать трубы с повышенной толщиной стенки.

Желобообразование – может происходить при разбуривании любых пород, кроме очень крепких; очень часто при бурении наклонно-направленных скважин. Желобообразование происходит не сразу, а по мере увеличения числа рейсов бурильного инструмента.

Основные причины желебообразования:

1. Затяжки бурильной колонны при подъеме и кратковременное увеличение нагрузок на крюке.

Меры предупреждения и ликвидации:

Растворение– происходит при разбуривании соляных пород, которые растворяются под воздействием бурового раствора.

Признаки: интенсивное кавернообразование, а в тяжелых случаях – потеря ствола скважины.

Для предотвращения растворения стенок скважины необходимо использовать солесодержащий буровой раствор. Хорошие солестойкие буровые растворы получаются из палыгорскитовых глин.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Газонефтеводопроявления и грифонообразования

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:

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.

В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением р_за6 пластового р_пл. Систематизация причин ГНВП представлена на рис. 4.3.

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

Рис. 1. Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении скважин

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

где V_м — механическая скорость проходки, м/с; О — диаметр скважины, м; С₁ — содержание газа в породе, %; р_за6, р_у — соответственно забойное и устьевое давления, МПа; О — объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м 3 /с.

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

Источник

Geolib.net

Справочник по геологии

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

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

Вторая категория

Третья категория

Причины возникновения ГНВП

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 — 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:

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

Ранее обнаружение ГНВП

Основные признаки газонефтеводопроявлений:

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

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП

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:

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:

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.

Источник