7.9 Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин

Для запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин необхідно:

• За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів, а також до виходу з башмака проміжної колони, якщо вона спущена в ці горизонти, на буровій (в бригаді КРС) необхідно:

• провести:

− ознайомлення бригади з умовами роботи з розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та при подальших роботах в умовах розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів;

− обстеження бурової установки (установки КРС) та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера;

− перевірку центрування (співвісность) вишки, ротора з гирлом свердловини;

− інструктаж бурової бригади з практичних дій згідно з планом локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС);

− навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою;

− дефектоскопію та опресування бурильного інструменту;

• на буровій встановити плакати та попереджувальні написи: "Увага! На глибині ...(вказати глибину) розкритий напірний пласт", "До плашок верхнього превентора від стола ротора …(вказати відстань)";

• забезпечити бурову (установку КРС) потрібною кількістю розчину (перевірити його об’єм та параметри), обважнювача та хімреагентів;

• установлювати в КНБК відсікаючий клапан, а під ведучою трубою кульовий кран (другий −у відкритому стані повинен знаходитись в буровій);

• при використанні в процесі буріння комбінованої бурильної колони, то на приймальному містку повинна бути аварійна бурильна труба відповідної групи міцності з перехідником під інший розмір бурильних труб та кульовим краном, який повинен бути у відкритому стані і пофарбований в червоний колір);

• привести в належний стан блок доливання свердловини (обладнати рівнеміром, проградуювати з ціною поділки не більше 200 л, встановити освітлення);

• підготувати місткість з площею поверхні не більше 20м², відокремивши її засувками від інших;

• підготувати прилади та пристрої для контролю за рівнем рідини в приймальних місткостях, параметрів бурового розчину, витрат його на вході та виході і т. п.);

• отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної (протифонтанної ) служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.

• В процесі буріння прояв пластового флюїду викликається або перевищенням пластового тиску над вибійним або проблемами поглинань. У першому випадку це відбувається на вибої свердловини.

При розкритті інтервалів можливих газонафтоводопроявів і подальшому бурінні аж до спуску наступної колони слід:

• перевіряти працездатність ОП кожної зміни;

• проводити щотижневу профілактичну перевірку ОП та учбові тривоги згідно графіка;

• контролювати механічну швидкость буріння;

• вести постійний контроль за циркуляцією розчину (витрата на гирлі, рівень в приймальних місткостях, зміна параметрів бурового розчину, поява „вибійних пачок”, поява маслянистих плям або утворення „ефекту кипіння” на поверхні бурового розчину), а при зниженні густини розчину необхідно довести її до величини вказаної в ГТН;

• вести контроль параметрів розчину, тобто заміряти:

а) при нормальних умовах буріння:

− густину, умовну в’язкість - через годину;

− СНЗ, показник фільтрації (водовіддачу), вміст газу, твердої фази і температуру, рН –два рази за зміну;

б) при розбурюванні газових горизонтів та ускладнених умовах буріння:

− густину, умовну в’язкість - через 10-15 хвилин;

− СНЗ, показник фільтрації (водовіддачу), вміст газу, твердої фази і температуру, рН – щогодини.

Допустимі коливання густини складає 20 кг/м³ (0,02 г/см³) при густині розчину до 1450 кг/м³ (1,45 г/см³) і 30 кг/м³ (0,03 г/см³) при більшій густині. При відхиленні параметрів від встановленої норми заміри слід проводити частіше.

Якщо на буровій відсутня газокаротажна станція, то через кожні чотири години необхідно заміряти ще й вміст газу в буровому розчині;

• стежити за рівнем бурового розчину у приймальних місткостях (візуально та за допомогою рівнемірів, установлених у них), і при його підвищенні приймати відповідні заходи.

При установленні в приймальній місткості рівнеміра УП11М мінімальна кількість флюїду, яка поступи­ла у стовбур свердловини і може бути зафіксована ним, визначається:

(7.24)

де − мінімальна величина збільшення об'єму в ємності, яка фіксується рівнеміром, м³;

Є− чутливість рівнеміра (так для УП11М Є=0,05м;

S− площа поверхні бурового розчину (дзеркала) в приймальних місткостях, м².

Для підвищення точності рівнемірів, та одержання звукового сигналу при надходженні в свердловину допустимого об’єму флюїду згідно з характеристикою рівнеміра УП11М площа поверхні дзеркала приймальних місткостей (S) повинна бути не більше 20м²;

• управляти траєкторією свердловини, щоб не допустити перетинів з видобувними свердловинами;

► якщо:

• при збільшенні об'єму розчину в приймальній місткості більше, ніж на 0,5 м³, слід підняти долото на довжину квадрата, зупинити циркуляцію і простежити протягом 10 хвилин за поведінкою свердловини. При відсутності переливу подальше поглиблення можна відновити лише за умови відсутності інших прямих ознак прояву пласта;

• перевищення витрат (швидкості) висхідного потоку бурового розчину із свердловини на 10% і більше при незмінній продуктивності бурових насосів сві­дчить про проявлення великої інтенсивності;

• вміст газу в розчині перевищує фоновий більше, ніж на 5 %, подальше поглиблення слід припинити до повної ліквідації вказаного надлишку, визначення з режимом подальшого поглиблення, не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу;

► необхідно:

• буровий розчин, що знаходиться в запасних місткостях, раз на 7‑10 днів перемішується і проводиться контроль всіх його параметрів з доведенням до потрібних;

• після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу з вимірюванням параметрів бурового розчину і, за необхідності, привести їх у відповідність до ГТН;

• не допускати зашламування затрубного простору, та свабування свердловини (особливо при малих глибинах − до 500м) під час підйому бурильної колони;

• у випадку часткового або повного поглинання при розкритті (або вже розкритих) напірних горизонтів слід визначитись з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину.

Одночасна наявність поглинань бурового розчину і витоку пластового флюїду представляє ситуацію, як правило, важко вирішувану. Потрібно зробити все, щоб не допустити збігу цих двох явищ. Поглинання вимагають особливо великих зусиль. Залежно від знання розбурюваної зони, можуть бути використані різні методи.

Слід:

− прийняти необхідні заходи, щоб виключити поглинання. Уникати деяких операцій аж до вирішення проблеми. У разі недостатнього знання зони буріння, слід спробувати підтримувати свердловину постійно заповненою (може виникнути необхідність в заповненні свердловини водою через кільцевий простір);

− реєструвати зміну об'єму поглинання. При циркуляції пам'ятати, що поступове зменшення поглинання може бути викликане попаданням пластового флюїду в свердловину. При СПО про це не забувати і їх враховувати при управлінні доливанням свердловини.

Примітка:

а) в деяких випадках зменшення подачі при циркуляції може привести до зменшення явища поглинань (зниження диференціального тиску на пласт);

б) прояви після поглинання бурового розчину при зупинених насосах розпізнають за рухом буро­вого розчину в жолобі, а при закритих превенторах – за збільшенням тиску в затрубному і трубному просторах.

• При тривалих зупинках процесу буріння флюїд в свердловину поступає в основному за рахунок гравітаційного заміщення, капілярних сил, дифузії. При високих тіксотропних властивостях розчину відбувається «зависання» його в стовбурі, а в привибійній зоні за рахунок відходу фільтрату в продуктивний пласт гідростатичний тиск знижується. В результаті флюїд починає поступати в свердловину, що може привести до прояву.

Тому, щоб уникнути цього необхідне періодичне прокачування розчину по свердловині.

Періодичність промивання свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин.

У разі нетривалих вимушених простоїв на свердловині з розкритими продуктивними горизонтами бурильна колона повинна бути піднята або опущена в башмак попередньої обсадної колони, а устя свердловини - загерметизоване.

Тривалість простоїв, після яких необхідно опускати бурильну колону, а також періодичність промивок зі опусканням колони на вибій встановлюються керівництвом підприємства (УБР, ВБР, експедиція глибокого буріння тощо).

Рекомендується один раз на добу опускати бурильну колону до вибою для промивання свердловини та вирівнювання параметрів розчину, які вказані в ГТН.

Під час спуску бурильної колони після простоїв необхідно здійснювати проміжні промивання свердловини до вирівнювання параметрів розчину.

При довготривалих вимушених зупинках робіт у свердловині з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом слід скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи щодо забезпечення нормального стану свердловини, які повинні передбачати:

а) герметизацію гирла;

б) періодичність спуску труб для проведення шаблонування стовбура;

в) визначення глибини та часу проведення проміжних промивок з метою доведення параметрів до відповідності ГТН під час першого після простою спускання труб у свердловину;

г) встановлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом, якщо тривалість простою буде більше 30 календарних днів;

д) порядок випробування моста на герметичність;

е) порядок розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою.

• При СПО:

• знизити швидкість проведення спуско−підіймальних операцій. При великій швидкості підйому інструменту має місце ефект «поршневання», особливо при великих значеннях СНЗ і в'язкості розчину, і, як наслідок, зниження тиску на вибої, що приводить до надходження флюїду в свердловину.

При великій швидкості спуску може відбутися поглинання бурового розчину, а в результаті – зниження гідростатичного тиску в свердловині, що приведе до НГВП. Такі коливання тиску можуть бути особливо значними за наявності сальників;

• після закінчення довбання перед підйомом бурильної колони залишити свердловину без циркуляції на 10-15 хвилин. Відновивши циркуляцію,вимити вибійну пачку з постійним контролем її густини, а при необхідності його дообважнити;

• при підйомі інструменту постійно доливати свердловину і контролювати об’єм долитого розчину (якщо об'єм розчину який доливаємо в свердловину зменшується, то підйом необхідно припинити, свердловину промити).

Для цього встановлюється і обв’язується з гирлом свердловини блок доливання (доливна місткість, на якій наносять мітки з вказаним об'ємом), який повинен забезпечувати самодолив або примусовий долив за допомогою насоса. В більшості випадків заповнення свердловини буровим розчином при підйомі інструменту проводять, використову­ючи таку доливну місткість. Об'єм її повинен бути більший від об'єму, який необхідно мати для доливання всієї колони труб;

Доливати свердловину необхідно постійно, але доливають її переважно не безперервно, а періодично після підйому певного числа свічок. Це дозволяє точніше контролювати об'єм розчину, що доливається. Допустиме число свічок N, яке може бути підняте без доливання, визначається з виразу:

, (7.25)

де Д – діаметр свердловини, м (якщо свердловина обсаджена, то Д означає внутрішній діаметр обсадної колони);

d_з и d_в– зовнішній та внутрішній діаметр бурильних труб відповідно, м;

ρ – густина розчину, кг/м³;

V_с – об’єм рідини, що витісняється однією свічкою, м³;

ΔP - допустима величина депресії, Па;

• якщо при підйомі інструменту виникає «поршневання» свердловини за рахунок наявності ”сальника”, то підйом зупинити і вжити заходи для його зруйнування (інтенсивне промивання з обертанням та розходжуванням, розрідження розчину). Якщо зруйнувати "сальник" неможливо, то підйом бури­льної колони проводити за додатковим планом ро­біт, затвердженим головним інженером підприємства і пого­дженим з протифонтанною службою;

• при появі ознак проявів при піднятому інструменті, необхідно почати спуск його на максимально можливу глибину;

• під час спуску інструменту необхідно контролювати об'єм розчину, що витісняється з свердловини, і якщо він більше об'єму опущених труб, то це свідчить про надходження флюїду в свердловину.

Контроль за об'ємом витісненої рідини під час спуску труб вести за однією із приймальних ємно­стей (решту відключити від жолобної системи), враховуючи об'єм, який залишається в жолобній системі;

• спуск доліт з насадками діаметром 8 мм і менше, гвинтових двигунів, а також інших елементів КНБК, в яких через малі отвори здійснюється не­повне перетікання бурового розчину, проводити на мінімальній швидкості, не допускаючи випорож­нення бурильних труб;

• у випадку, коли випорож­нення допускається (це підтверджується знижен­ням ваги бурильного інструменту), бу­рильні труби необхідно доливати буровим розчином. Контро­льний об'єм витісненого розчину буде дорівнюва­ти різниці об'ємів фактично витісненого і долито­го;

• при поглинанні з пониженням рівня нижче гирла необхідно припинити СПО загерметизувати устя і поступово доливати сверд­ловину буровим розчином (в т.ч. полегшеним) або водою і контролювати рівень у затрубному просто­рі.

Домагатися підняти рівень рідини до устя.

• Роботи з ліквідації аварій

При таких роботах слід виконувати першочергові заходи з запобігання НГВП:

− постійне доливання свердловини;

− промивання свердловини проводити на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів розчину у відповідності до ГТН.

► При встановленні рідинних ванн:

• у свердловинах з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом ліквідацію аварій методом встановлення нафтових (кислотних, водяних) ванн слід проводити за планами, погодженими зі протифонтанною службою;

• при встановленні нафтових (водяних, кислотних) ванн з метою ліквідації прихоплень або проведення робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити:

а) обов’язкове опресовування нагнітальної лінії перед встановленням ванни;

б) можливість герметизації гирла;

в) встановлення на бурильну колону кульового крану;

г) забезпечення необхідної репресії на газонафтонасичені пласти на весь час установлення та вимивання ванн як за рахунок гідростатичного тиску рідин, так і за рахунок створення додаткового протитиску при герметизованому гирлі свердловини;

д) можливість швидкого доливання розчину в затрубний простір при виникненні розриву нагнітальної лінії.

Особливо звертати увагу на таких позиціях:

• провести позачерговий інструктаж про порядок те­рмінового доливання свердловини у разі виникнен­ня сифона через розрив нагнітальної лінії;

• перед встановленням ванни слід провести контро­льний замір тиску циркуляції бурового розчину на робочому режимі насосного (цементувального) аг­регату, при якому буде встановлюватися ванна;

• під час СПО за­безпечити постійний контроль за відсутністю пере­ливання бурового розчину;

• протискування нафти у затрубний простір після досягнення рівноваги вести через лінію дроселю­вання, підтримуючи за допомогою дроселя зафік­сований тиск нагнітання;

• після вимивання рідини, з якою встановлювалася ванна, підйом інструменту починати тільки після вирівнювання параметрів бурового розчину на вхо­ді і виході промиванням протягом одного циклу, зазначеним у ГТН або плані робіт.

► При проведенні ловильних робіт:

• у випадку раптового зменшення ваги на гаку (обрив, падіння труб, падіння тиску на стояку), якщо свердловиною розкриті високонапірні горизонти, подальші роботи з ліквідації аварії необхідно виконувати під керівництвом досвідченого інженерно-технічного працівника;

• перед з’єднанням із залишеним у свердловині інструментом після чергового спуску бурильної колони необхідно провести промивання свердловини протягом одного циклу (не менше) з приведенням параметрів бурового розчину до вимог ГТН;

• після з’єднання (залишених) труб з бурильною (ловильною) колоною провести циркуляцію з приведенням параметрів розчину до значень, передба­чених планом робіт. Якщо залишені в свердловині труби необхідно піднімати частинами, то до початку відвороту також провести циркуляцію. Тривалість робіт без циркуляції не повинна пере­вищувати 48 годин. Через кожні 48 годин необхід­но здійснювати циркуляцію з приведенням параме­трів бурового розчину до значень, передбачених планом робіт;

• у процесі проведення ловильних робіт, а також під час СПО за­безпечити постійний контроль за відсутністю пере­ливання бурового розчину;

► При забурюванні та під час буріння другого стовбура, незалежно від місця забурювання, слід застосувати ті ж заходи що і під час розбурювання флюїдонасиченого горизонту першим стовбуром. При спуску обсадної колони та її цементуванні:

• підготовка свердловини до спуску обсадної колони, спуск та цементування її повинні виконуватись за спеціальним планом робіт;

• при виборі обсадних труб (група міцності сталі, товщина стінки) для кондукторів і проміжних колон, на яких буде змонтоване ОП, необ­хідно робити перевірочний розрахунок на макси­мально можливий внутрішній тиск, який може ви­никнути при закритті превенторів на випадок ви­кидів. Величина пластових тисків і глибина заля­гання продуктивних пластів установлюється геоло­гічною службою підприємств;

• перед спуском обсадної колони в свердловину, в якій розкриті горизонти з АВПТ, плашки в одному із превенторів необхідно замінити на плашки, які відпові­дають діаметру обсадної колони (при необхідності герметизувати гирло свердловини).

При відсутності таких плашок необхідно обов'язково підготувати на приймальному містку бурильну трубу з відкритим кульовим краном та перехідником під різь обсадних труб. Міцність труби повинна перевищу­вати максимальну вагу обсадних труб з установленим коефіцієнтом запасу;

• під час робіт з ліквідації прихопленої обсадної колони необхідно спочатку заповнити її до устя буровим розчином, який використовувався при промиванні свердловини перед спуском колони;

• для цементування обсадних колон в газових сверд­ловинах необхідно використовувати тампонажні розчини такої густини, щоб при даних висотах їх підйому гідростатичний тиск в затрубному просторі не перевищував величин, при яких виникне погли­нання рідини і пов'язане з ним НГВП;

• для запобігання погли­нання рідини та заколонних газопроявлень після цементування обсадних колон, які перекривають газові горизонти з АВПТ, необ­хідно застосовувати двоступеневе цемен­тування з проміжками в часі за спеціальною ін­струкцією (планом робіт), або цементувати колони звичайним способом з використанням засобів, які можуть забезпечити герметичність затрубного простору;

• цементні розчини необхідно використовувати з мінімально допустимими термінами тужавлення (особливо порції розчину, які розташовуються проти напірних горизонтів). При неможливості використовування мінімально допу­стимих термінів тужавлення для всієї кількості це­ментного розчину, необхідної для цементування колони, застосовувати диференційовані терміни тужавлення;

• при відсутності горизонтів, які здатні поглинати цемен­тний розчин, після закінчення цементування ство­рювати надлишковий тиск у затрубному просторі;

• після цементування обсадних колон, які перекри­вають газові і напірні водоносні горизонти, гирла свердловин повинно бути загерметизоване і встанов­лено спостереження за тиском у колоні і в міжколонному просторі. При збільшенні тиску вище ве­личин, які встановлені планом робіт на спуск і це­ментування колони, тиск необхідно плавно змен­шувати;

• при недостатній висоті підйому цементного розчи­ну і неперекритті ним продуктивних горизонтів (особливо газових) може виникнути необхідність виконання ремонтних робіт, які проводять за спеціальним планом;

• якщо башмак кондуктора або проміжної колони з встановленим ОП з тех­нічних причин (прихват колони при спуску тощо) розташований проти проникних пластів і тиск опресування цементного кільця більший за тиск гідророзриву пласта, опресовування цементного кі­льця після розбурювання цементного стакану не проводиться. При цьому можливість подальшого буріння свердловини і розкриття горизонтів, які становлять небезпеку викиду, вирішується керів­ництвом бурового підприємства з одночасним складанням заходів для запобігання викидів:

− у газових свердловинах з АВПТ, в яких спущені і зацементовані колони з фільтрами, до розбурювання цементного стакану на гирлі повинно бути змонтоване ОП;

− розбурювання цементного стакану і роз­криття фільтра необхідно робити на проми­вній рідині, величина густини якої відпові­дає величині густини розчину, який використовувався при розкритті газоносного пласта в процесі буріння;

− при розкритті фільтра на весь інтервал не­обхідно здійснювати проміжні промивання через кожні 50 м до повного вирівнювання параметрів промивної рідини;

− на розкриття фільтра повинен бути дозвіл протифонтанної служби.