Обеспечение пожарной и фонтанной безопасности при расконсервации газовых скважин

• Автор: Бакеев, Руслан Ахметович
• Шифр специальности: 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 162 с.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 АНАЛИЗ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ ФЛЮИДОПРОЯВЛЕНИЙ И МЕТОДОВ ЛИКВИДА1 ИИ ПОЖАРОВ И ФОНТАНОВ

ПРИ РАСКОНСЕРВАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

2 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ПО РАСКОНСЕРВАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ЗАПАДНОЙ

СИБИРИ.
3 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ И РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ И ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАСКОНСЕРВАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1 Техническое обследование освидетельствование скважин

3.2 Восстановление устьевого оборудования при расконсервации скважин

3.3 Разработка состава для растепления ствола расконсервируемых

скважин.
3.4 Разработка составов технологических растворов для расконсервации скважин при наличии в стволе цементного моста .
3.5 Разработка составов технологических растворов для расконсервации скважин при наличии в стволе
жидкости глушения.
3.6 Обеспечение пожарной и фонтанной безопасности
в процессе расконсервации скважин при наличии в стволе специального забойного оборудования
3.7 Предотвращениея и ликвидация газопроявлений
при расконсервации скважин.
3.8 Разработка водоизолирующих композиций для предотвращения водопроявлений при расконсервации скважин
3.9 Мероприятия по интенсификации притока пластовых флюидов
при расконсервации скважин.
3. Обеспечение пожарной и фонтанной безопасности при замене коренных и боковых задвижек фонтанных арматур
под давлением в процессе расконсервации скважин
3. Обеспечение условий безопасного производства работ при ликвидации аварийного фонтанирования в процессе расконсервации газовых скважин
3. Требования по пожарной и фонтанной безопасности
при расконсервации скважин
4 ПРОМЫСЛОВОЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ
ПОЖАРНОЙ И ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ


Находят применение разнообразные специальные тампонажные составы и композиции [5, 6]. Одно из самых распространенных осложнений при строительстве, эксплуатации и расконсервации газовых скважин - газопроявления, которые могут привести к консервации, а порой и к ликвидации скважины. Проникновение газа в буровой раствор или технологическую жидкость в процессе ремонта скважин существенно изменяет их технологические свойства: увеличивает условную вязкость, изменяет статическое напряжение сдвига (СНС), снижает плотность и так далее. Во время неизбежных остановок без промывки раствор постепенно насыщается газом, и может начаться перелив раствора через устье скважины, при этом увеличивается объем раствора в емкостях циркуляционной системы буровой установки [8, 9, , , ]. При этом возможно резкое снижение противодавления на пласт (слом обратного клапана, подъем труб с «сифоном»), в результате чего в скважину начинает интенсивно поступать пласто-вый флюид и газопроявление может приобрести характер неуправляемого выброса. Количество поступающего из пласта флюида во время проявления зависит от депрессии на пласт, проницаемости и мощности пласта. При малых объемах флюида, поступающего в скважину (во время простоя) из низкопроницаемого пласта, во время последующей промывки удаляется газированная порция бурового раствора. В этом случае, как правило, не требуется повышения плотности раствора. Поступление газа во время бурения, фиксируемое по повышению уровня раствора в емкостях, требует принятия немедленных мер по ликвидации проявления. В работе [6] систематизированы причины снижения давления бурового раствора на пласты, которые при определенных условиях приводят к газонефтепроявлениям и открытым фонтанам. Здесь одна из основных причин - низкая плотность бурового раствора. Снижение плотности раствора в скважине возможно при установке водяных и нефтяных ванн в процессе ликвидации прихватов колонн труб. В этих случаях необходимо заранее проверить исправность нревенторной установки, подготовить оборудование для глушения скважины, установить против плашек превентора бурильную трубу, а с целью создания условий для вращения при расхаживании колонны труб в роторе должна быть ведущая труба. Уровень может снижаться также во время простоя скважины без циркуляции по организационно-техническим причинам. Падение уровня жидкости в скважине возможно также из-за неисправности (негерметичности) обратного клапана во время спуска обсадной колонны. При вскрытом газовом пласте негерметичность обратного клапана, как правило, приводит к интенсивному выбросу и открытому фонтанопроявлению. Отдельно следует учитывать дополнительный гидродинамический эффект, возникающий за счет высокой скорости подъема колонны труб при большой вязкости и СНС раствора, при малых зазорах между элементами бурильной колонны или колонной насосно-компрессорных труб (НК Г) и стенками скважины, и так далее. Газопроявления при бурении и ремонтах скважин без снижения давления на пласты отмечаются во многих нефтегазовых районах. Такие проявления, как правило, вначале имеют характер поступающих «пачек» газированного раствора. Причины поступления газа в раствор могут быть различными: вместе с выбуренной породой; за счет диффузии из вскрытых горизонтов; за счет капиллярных перетоков, гравитационного взаимодействия, осмотического давления. При вскрытии бурением продуктивных пластов газ или жидкость могут поступать в скважину вместе с выбуренной породой, так как фильтрат бурового раствора (ФБР) не успевает оттеснить пластовый флюид в пласт из ПЗП. Объем поступающих флюидов может оказаться достаточным для некоторого снижения плотности выходящего бурового раствора. Снижение забойного давления при этом, как правило, незначительно и опасность выброса невелика. Газ может поступать в раствор в результате осыпей газосодержащих глинистых пород. При их разбуривании возможны случаи снижения плотности выходящего бурового раствора с до кг/м3 (скв. Салым-ской площади) [6]. Влияние диффузии газа зависит от его концентрации в буровом растворе.