Предупреждение газонефтеводопроявлений

При вероятности проявлений принимают следующие меры:

· повышают контроль за состоянием скважины – учащают измерение параметров БР () и уровня его в приемных емкостях;

· изучают изменение состава шлама, раствора и его фильтрата;

· проверяют готовность резервного бурового и подпорных шламовых насосов, противовыбросовое и другое оборудование, количество и параметры БР в запасных емкостях;

· оценивают состояние буровой обваловки и целесообразность ее укрепления и расширения;

· проводят дополнительный инструктаж буровой бригады, механиков, слесарей, электриков.

В целях исключения движения газа по бурильным трубам в них устанавливают обратный клапан, рассчитанный на ожидаемое давление. Если в растворе обнаруживается присутствие газа, то приостанавливают углубление скважины, чтобы не увеличить интервал притока, исключить дальнейшее поступление газа вместе со шламом, и, не поднимая колонну из скважины, проводят промывку, дегазируя раствор.

При возможности промывку усиливают, подключая резервный насос. Увеличение расхода жидкости способствует уменьшению газосодержания и повышению противодавления на газовый пласт вследствие роста потерь напора в кольцевом пространстве и увеличения плотности смеси. Причем чем ниже спущена бурильная колонна и чем ближе к газовому пласту находится ее нижний (открытый) конец, тем эффективнее промывка. Поэтому, если при обнаружении признаков проявления бурильная колонна окажется поднятой, ее немедленно надо спускать в скважину. При фонтанировании и давлении на устье , когда вес спущенных труб меньше выталкивающей силы : , колонну спускают под давлением, проталкивают в скважину с помощью специально оборудуемой для этой цели талевой системы, используют герметизирующую и шлипсовую катушки. При возможности первые трубы спускают без обратного клапана при продолжающемся переливе через устье, пока сохраняется неравенство . Для снижения давления на устье (уменьшения перелива через бурильные трубы) временно приоткрывают боковые отводы превенторов. При недостаточной плотности раствора или его разгазировании высокие значения параметров раствора – следует привести к норме, а в критических ситуациях раствор заменить свежим из запасных емкостей.

Устье скважины следует оборудовать противовыбросовой арматурой – превенторами, позволяющими герметизировать кольцевое пространство между бурильными трубами (невращающейся ведущей трубой) и спущенной ранее обсадной колонной, между вращающейся ведущей трубой и обсадной колонной (вращающийся превентор), или полностью закрыть устье при отсутствии бурильных труб в скважине (глухой превентор). При наличии превенторов со штуцерами и регулируемыми вентилями на отводах и обратного клапана, установленного в спущенных бурильных трубах, удается достаточно продолжительное время регулировать давление на забои даже при отсутствии подачи БР насосами, изменяя давление на устье и количество выходящей через устье жидкости или газожидкостной смеси.

Для исключения проявлений целесообразно заменить в скважине разгазированный, смешанный с нефтью и водой, нестабильный, вязкий, малой плотности раствор на раствор, отвечающий всем требованиям, для последующего углубления и крепления скважины. Противовыбросовое оборудование дает возможность приготовить новый раствор и закачать его в скважину.

Надо иметь в виду несколько особенностей работы с противовыбросовой арматурой. Так, при полном закрытии устья на длительное время (несколько часов) возможно постепенное повышение давления газа под превенторами на устье скважины. В пределе оно может приблизиться к пластовому (десятки мегапаскалей), что вызовет разрушение устьевого оборудования, обсадных колонн, разрыв пластов и поглощение БР, газ может поступить в другие пласты, сложенные менее прочными породами, и двигаться по трещинам и межколонному пространству. Все это обусловливает возникновение более сложных межколонных и заколонных проявлений и грифонов.

При длительном поступлении больших объемов газожидкостных смесей, содержащих твердые частицы, особенно песок, и при движении их через превентор с большой скоростью возможно быстрое изнашивание отводов, вентилей, что может привести к потере контроля над скважиной. Во время проявлений с большим дебитом газа (несколько миллионов кубических метров в сутки), содержащего песок, за несколько часов происходила опасная эрозия корпуса превентора и боковых отводов. Чем больше дебит и выше скорость движения флюида по пласту, тем больше твердых частиц поступает в скважину из пластов, особенно сложенных терригенными породами. В результате еще больше очищается, а иногда и разрушается призабойная зона – еще выше дебит, быстрее износ.

В случае высоких концентраций сероводорода (5–25 %) или углекислого газа возникает опасность коррозии. Поэтому необходимо: повышение запасов прочности оборудования, использование специальных, обычно низколегированных, малоуглеродистых, прошедших вторичную термическую обработку сталей для изготовления труб и всей арматуры; применение покрытий; введение ингибиторов коррозии; конструирование систем связывания или сепарирования, сбора и удаления сероводорода.

Уплотнения плашек следует выполнять из пробной, нефтестойкой резины. Отводы из-под превентора должны иметь диаметр, достаточный для протека больших количеств жидкости и газа, в случае необходимости предупредить заколонные проявления и образование грифонов. Отводы необходимо надежно закреплять на случай их вибрирования и выводить по направлению господствующих ветров. Выкид из отводов должен находиться на значительном удалении от буровой, подъездных путей и других важных объектов. Запасной проверенный обратный клапан, вмонтированный в бурильную трубу, всегда должен быть на мостках буровой.

Основные мероприятия по предупреждению ГНВП:

1) установка противовыбросового оборудования (ПВО);

2) проверка работоспособности ПВО раз в сутки;

3) установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);

4) установка в КНБК клапана-отсекателя, а под ведущей трубой – шарового крана;

5) проведение учебной тревоги раз в месяц;

6) обеспечение на скважине запаса жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее двух объемов скважины;

7) осуществление контроля над циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);

8) доведение плотности раствора, при ее снижении, до плотности, указанной в ГТН;

9) выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;

10) снижение скорости спускоподъемных операций;

11) долив скважины при подъеме инструмента (если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть);

12) спуск инструмента на максимально возможную глубину при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте;

13) поднятие колонны бурильных труб до башмака обсадной колонны при вынужденных остановках, опускание колонны бурильных труб до забоя для промывки скважины раз в сутки;

14) принятие мер по дегазации БР, если объемное содержание газа в нем превышает 5 %;

15) запрет оставления устья скважины незагерметизированным при перерывах в работе, независимо от их продолжительности;

16) герметизация устья скважины при обнаружении признаков газонефтеводопроявлений; бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

Буровой раствор, находящийся в запасных емкостях, раз в 7–10 дней перемешивается и производится контроль всех его параметров с доведением до требуемых.

В процессе бурения необходимо следить за уровнем раствора в приемных емкостях и при его повышении принимать соответствующие меры. Для повышения точности уровнемеров, выдающих световой и звуковой сигналы, необходимо уменьшить площадь зеркала приемных емкостей.

Плотность и вязкость раствора при разбуривании газовых горизонтов контролируется через 10–15 мин, а СНС, водоотдача и температура – через час. Допустимые колебания плотности составляют 0,02 г/см³ при плотности до 1,45 г/см³, 0,03 г/см³ – при большей плотности.

При большой скорости подъема инструмента имеет место эффект поршневания, особенно при больших значениях СНС и вязкости раствора, и, как следствие, снижение давления на забое, что приводит к поступлению флюида в скважину. При большой скорости спуска может произойти поглощение БР, в результате – снижение гидростатического давления в скважине. Такие колебания давления могут быть особенно значительны при наличии сальников.

Долив скважины предпочтительнее производить не непрерывно, а периодически после подъема определенного числа свечей. Это позволяет более точно контролировать объем доливаемой жидкости. Допустимое число свечей N, которое может быть поднято без долива, определяется из выражения

,

где Д – диаметр скважины (если скважина обсажена, то Д означает внутренний диаметр обсадной колонны);

d_H и d_В – наружный и внутренний диаметр бурильных труб соответственно;

ΔP – допустимая величина депрессии;

ρ – плотность раствора;

V_с – объем жидкости, вытесняемый одной свечой.

При спуске инструмента необходимо контролировать объем вытесняемого из скважины раствора, и если он больше объема опущенных труб, то это свидетельствует о поступлении флюида в скважину.

При длительных остановках процесса бурения флюид в скважину поступает в основном за счет гравитационного замещения, капиллярных сил, диффузии. При высоких тиксотропных свойствах раствора происходит его «зависание» в стволе, а в призабойной зоне за счет ухода фильтрата в продуктивный пласт гидростатическое давление снижается. В результате флюид начинает поступать в скважину, что может привести к проявлению. Во избежание этого необходимо периодическое прокачивание раствора по скважине.

Мероприятия по предупреждению ГНВП относительно компоновки бурильной колонны:

1. При вскрытии газовых пластов с АВПД и сероводородосодержащих пластов на буровой должны быть три шаровых крана: один устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй – между рабочей трубой и бурильной колонной, третий является запасным. Все шаровые краны находятся в открытом состоянии.

2. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлениями для установки их в открытом положении.

3. При разноразмерном инструменте верхняя секция (не менее одной свечи) должна быть собрана из стальных бурильных труб. На мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностной характеристикой, соответствующей верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная бурильная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300–400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной бурильной трубы должна быть 6–9 м, ее диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран (обратный клапан).

4. При бурении под эксплуатационную колонну работа без протектора под (над) ведущей трубой запрещается.

В процессе бурения скважины с целью своевременного обнаружения ГНВП постоянно контролируются следующие основные параметры:

· плотность и другие параметры БР;

· расход БР на входе и выходе из скважины;

· объем (уровень) БР в приемной емкости;

· газосодержание БР;

· давление в манифольде буровых насосов;

· механическая скорость проходки;

· крутящий момент на роторе.

Контроль над основными параметрами процесса бурения позволяет определять прямые признаки ГНВП, указывающие на поступление пластового флюида в скважину:

-увеличение объема (уровня) БР в приемной емкости;

-повышение расхода (скорости) выходящего потока БР из скважины при постоянной производительности буровых насосов;

-уменьшение против расчетного объема БР, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъеме инструмента;

-увеличение против расчетного объема БР приемной емкости при спуске инструмента;

-повышение газосодержания в БР и сниже­ние его плотности;

-перелив скважины при остановленных буровых насосах.

А также и косвенные признаки, предупреждающие о возможности возникновения ГНВП:

· уменьшение давления в манифольде буровых насосов;

· увеличение скорости проходки;

· изменение параметров БР;

· увеличение крутящего момента на роторе.

С целью ускорения и улучшения условий бурения, предупреждения возможных осложнений и аварий в процессе буровых работ при проектировании конструкции скважин необходимо учитывать:

а)глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства;

б) физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразований, передачи на обсадные колонны горного давления и т. д.;

в) пластовые и поровые давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

г) температуру горных пород по стволу скважины.

Неустойчивые, склонные к обвалообразованию и пластическому течению горные породы должны быть перекрыты обсадной колонной после вскрытия всей их мощности. Интервалы ствола скважины с отличающимися по характеру осложнениями следует изолировать друг от друга. Предупреждение этих осложнений достигается различными методами.