Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

17.2 Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений

Основной причиной возникновения нефтегазоводопроявлений (НГВП) является дестабилизация гидродинамического равновесия в системе « пласт-скважина» под действием депрессии на напорные пласты.

Нефтегазоводопроявления в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия ПВО и дальнейшего глушения; в скважинах имеющих забой до 2000 м опасность обусловлена быстрым развитием процесса и трудностями раннего обнаружения проявлений.

Превышение забойного давления над пластовым практически не приводит к предвыбросовой ситуации. Тем не менее, поступление пластового флюида в скважину возможно вследствие капиллярных перетоков (пропитки), осмоса, поступления с выбуренной и обвалившейся породой, гравитационного замещения, диффузии газа, контракционного и фильтрационно-депрессионного эффектов. Все перечисленные выше процессы имеют место при длительных остановках в ходе ведения буровых работ.

Вцелях предупреждения нефтегазоводопроявлений предусмотреть следующие мероприятия:

1На каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия.

2С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

3При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения – резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе. Циркуляционная система должна быть укомплектована механизмами и сигнализацией в соответствии с РД 08-272-99. При наличии в буровом растворе повышенного содержания попутного газа необходимо к

очистной системе подключить дегазатор. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом поднятых труб более 0,5 м3 подъем прекратить и принять меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при нефтегазоводопроявлениях.

4Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам.

5Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях.

6Не допускать снижения гидростатического давления на пласт за счет снижения плотности бурового раствора относительно проектной.

7Не допускать поступления в циркулирующий буровой раствор жидкости имеющей меньшую плотность.

8Не допускать снижения уровня бурового раствора в скважине (в результате поглощения бурового раствора или недолива скважины при подъеме бурильной колонны).

9Не допускать депрессии на напорные пласты, возникающей при подъеме бурильного инструмента, усиливающейся за счет эффекта поршневания.

10Стабилизировать буровой раствор, поддержание его свойства в соответствии с проектными значениями. Условная вязкость и СНС бурового раствора при вскрытии напорных пластов должны иметь минимально допустимые проектной документацией значения, что бы обеспечить его полную дегазацию. Буровой раствор должен обладать максимально возможными в этом случае кольматирующими свойствами и низкой фильтрацией, обеспечивающими формирование тонкой, плотной фильтрационной корки на стенках скважины.

11Обеспечить надежную работу противовыбросового оборудования и бесперебойную работу системы очистки бурового раствора.

12При бурении скважин перед вскрытием газонефтеводоносных пластов (за 50 -100 м) на буровой необходимо иметь постоянный бурового раствора в количестве, равному двум объемам скважины. Контролировать качество бурового раствора, раствор периодически освежать.

13Обеспечить механизацию процесса приготовления, утяжеления и обработки раствора.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

14 Буровую укомплектовать приборами, необходимыми для определения параметров бурового раствора, в т.ч. контроля за содержанием газовой фазы (прибор ПГ-1У).

15При подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости – по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин., по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.

16На каждой из бурящихся скважин, готовящихся к вскрытию газовых пластов рекомендуется устанавливать газокаротажные станции.

Признаки начала нефтегазопроявлений следующие:

∙Повышение газосодержания в промывочной жидкости, выход на поверхность части (пачки) бурового раствора, насыщенного газом, нефтью или пластовой водой во время промывки.

∙Выделение газа из скважины, сопровождающееся « кипением» бурового раствора.

∙Перелив бурового раствора из скважины при прекращении циркуляции.

∙Увеличение уровня раствора в приемных емкостях.

∙Появление газа в циркулирующем через скважину буровом растворе по показаниям газокаротажной станции.

∙Несоответствие объема закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения.

∙Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора.

∙Снижение плотности бурового раствора.

∙Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения.

∙Увеличение вращающего момента на роторе.

∙Падение давления на насосах при прочих равных условиях их работы

∙Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках и простоях.

Первоочередные действия вахты при НГВП

При появление признаков поступления пластового флюида в скважину вахта буровой бригады обязана действовать в соответствии с планом ликвидации аварий: загерметизировать устье скважины, информировать о случившемся руководство бурового предприятия, противофонтанную военизированную часть, заказчика работ. Приступить к заготовке и утяжелению раствора.

Все дальнейшие работы по скважине осуществлять по специально разработанному плану согласованному и утвержденному в установленном порядке.

Первоочередные действия вахты при возникновении открытого фонтана

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонта-

на:

1Оповестить инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия о возникновении открытого фонтана.

2Принять меры по предотвращению возгорания фонтанирующей струи и взрыва газа в местах его скопления, для чего устранить возможные источники огня:

∙заглушить двигатели внутреннего сгорания;

∙отключить силовые и осветительные линии электропитания;

∙потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи аварийной скважины;

∙прекратить в опасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование;

∙обесточить все соседние производственные объекты (трансформаторные будки, станки качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в аварийной зоне.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3Перекрыть движение в опасной зоне, на прилегающих к ней проездных дорогах и территории, установить предупреждающие знаки и, если необходимо, посты охраны.

4Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы;

5При возможном перемещении опасной зоны к другим предприятиям или населенным пунктам принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

После спуска и цементирования промежуточной колонны перед дальнейшим углублением скважины необходимо выполнить следующие мероприятия:

∙убедиться в качественном цементировании обсадных колонн, подъеме цементного раствора на проектную высоту, выполнить для этого комплекс геофизических исследований предусмотренный в геологической части проектной документации;

∙обвязать устье скважины противовыбросовым оборудованием, опрессовать его совместно с обсадной колонной;

∙разработать и утвердить в установленном порядке план ликвидации возможных аварий (НГВП), ознакомить с планом весь состав буровой бригады, план разместить вместе доступном каждому члену бригады;

∙разработать и утвердить график проведения учебных тревог по действию буровой бригады в случае нефтегазоводопроявления (периодичность проведения учебных тревог не реже 1 раза в месяц);

∙проверить обученность членов буровой бригады действиям по предупреждению и ликвидации НГВП. При необходимости провести дополнительное обучение. Произвести распределение

бязаностей среди членов вахты в случае НГВП;

∙с членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж с регистрацией в журнале инструктажей по первоочередным действиям членов бригады в случае появления признаков нефтегазопроявлений, порядка проведения штатных мероприятий по предупреждению развития аварий;

∙составить и утвердить план работ по вскрытию нефтегазонапорных пластов при возможном поглощении бурового раствора. Назначить ответственных лиц из числа ИТР за безаварийность при бурении в данном интервале. Ознакомить с планом всех ответственных лиц с регистрацией в журнале инструктажей;

∙провести учебную тревогу по действию буровой бригады в случае НГВП;

∙провести ревизию бурового оборудования (насосной группы, гидромешалки, системы очистки бурового раствора – вибросита, гидроциклона); особое внимание обратить на исправность и работоспособность противовыбросового оборудования. Проверить работу контрольно-измерительных приборов (ГИВ-6; моментомер, манометров, а также приборов контроля параметров бурового раствора), при необходимости их заменить;

∙на буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объемами доливаемого раствора и металла поднятых труб;

∙на буровой иметь два шаровых крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником за 50 м до вскрытия напорного пласта, второй является запасным. Кроме шаровых кранов на буровой следует иметь два обратных клапана, один является рабочим, второй – резервный;

∙завезти на буровую необходимое количество минерализованной воды, химреагентов, наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка и т.д.) и другие необходимые для нормальной работы буровой материалы и запчасти;

∙оценить готовность объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую;

∙укомплектовать буровую пожарным инвентарем;

∙приемные емкости заполнить буровым раствором с параметрами согласно проектной документации;

∙скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине;

∙обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;

∙во время бурения следить за выходом циркуляции бурового раствора и уровнем в приемных емкостях, а также следить за показаниями манометров на стояке и в насосной;

∙при подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости – по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин, по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистри-

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Мероприятия по контролю и регулированию параметров бурового раствора

Решающее значение при ликвидации поглощений имеет плотность бурового раствора. При вскрытии зон поглощений необходимо ориентироваться на минимально-допустимую плотность бурового раствора.

1За 100 м до вскрытия зоны поглощения на скважине провести подготовительные мероприятия, отрегулировать физико-химические свойства бурового раствора с учетом ниже приведенных рекомендаций.

2С целью обеспечения минимума гидравлических потерь в затрубном пространстве и достаточной несущей способности бурового раствора установить следующие значения структурномеханических свойств:

Указанные параметры бурового раствора получают путем его химической обработки (с применением кальцинированной и каустической соды, КССБ-2М, КМЦ, ПАЦ-НВ, ПАЦ-ВВ, ГКЖ-1Ш).

В зависимости от содержания активной (глинистой) фазы установить первоначальные параметры бурового раствора:

∙структурная вязкость в диапазоне - (3,7-6,3)х10-3 Па-С;

∙динамическое напряжение сдвига - (1,5-8,3)х10-7 МПа.

3Плотность бурового раствора поддерживать в соответствие с данными табл. 5.2 проектной документации. Плотность рассчитана с учетом горно-геологических особенностей и из условия бурения скважины в режиме минимально допустимой репрессии при выполнении различных технологических операций (бурение, промывка, СПО и др.).

4С учетом обеспечения долива (в объеме поднятых бурильных труб) скважины во время подъема инструмента устанавливается величина репрессии на зону поглощения по интервалам: 0-1200 м -

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

10%; более 1200 м - 5 % от величины пластового давления вышележащих нефтеводонапорньх пластов согласно ПБ 08-624-03 п. 2.7.3.3.

5Показатель фильтрации бурового раствора при бурении в зонах поглощения выбирается с учетом геологических условий и должен быть не более 8-12 см3/ 30 мин.

Мероприятия по регулированию гидродинамического давления в скважине

Перед вскрытием и в процессе прохождения зоны поглощения установить ограничения на параметры процесса бурения, которые позволят поддерживать гидродинамические давления в системе "скважина-пласт"

врежиме минимальной репрессии.

1При наличии возможных зон поглощений бурового раствора средняя скорость спуска бурильного инструмента следующая по интервалам:

∙0 - 1000 м – 2 м/с;

∙1000 – 1500 м – 1,5 м/с;

∙1500 – 2000 м – 1 м/с;

Перемещение бурильного инструмента вниз с работающим насосом производится со скоростью 0,1 м/с с целью недопущения высоких значений мгновенного расхода промывочной жидкости в кольцевом пространстве.

2Параметры бурового раствора должны поддерживаться в соответствие с проектной документацией на бурение скважины.

3Расход бурового раствора следует поддерживать на минимально допустимом уровне. Он должен быть для скважин диаметром:

295,3 мм - 18-20 л/с; 220,7 мм - 8-10 л/с.

4Бурение должно осуществляться роторным способом долотами с центральной промывкой или гидромониторными без насадок.

5При частичном поглощении интенсивностью до 10-15 м3/ч рекомендуется производить в процессе спуска бурильной компоновки промежуточные промывки в течение 5-10 мин. Первую промывку провести в башмаке последней обсадной колонны, последующие через 500 м, последнюю за 300-500 м от кровли зоны поглощения.

6При поглощении более 15 м3/ч в процессе спуска бурильной компоновки рекомендуется для разрушения структуры бурового раствора вращать колонну ротором в течение 5-7 мин на перечисленных выше глубинах.

7Восстановление циркуляции осуществлять одним насосом при постепенном перемещении бурильного инструмента вверх. Перед пуском бурового насоса бурильный инструмент вращать ротором в течение 3-5 мин с целью разрушения структуры бурового раствора.

8Перемещение бурильного инструмента вниз с работающим насосом (например, после наращивания) производится со скоростью 0,1 м/с с целью недопущения высоких значений "мгновенного" расхода бурового раствора в кольцевом пространстве ("мгновенный" расход - количество раствора, подаваемого буровым насосом и вытесняемого бурильным инструментом при спуске в единицу времени).

Мероприятия по повышению кольматирующей способности бурового раствора

Если во время прохождения зоны возникло частичное поглощение, технологической службе бурового подрядчика установить параметры процесса бурения, которые позволяют повысить кольматирующую способность бурового раствора.

В соответствии с планом по ликвидации возможных поглощений бурового раствора буровая, перед вскрытием зон поглощений, должна быть обеспечена необходимым оборудованием, а также необходимыми наполнителями и химреагентами, количество и соотношение которых определяется интенсивностью поглощения по опыту бурения скважин на данной площади.

За 100 м до вскрытия зоны поглощения необходимо иметь на скважине минимальный запас следующих наполнителей и химреагентов:

∙кордное волокно – 10 тонн;

∙бентонитовый глинопорошок – 30 тонн;

∙сода кальцинированная – 3 тонны;

∙КССБ (сухая) – 3 тонны;

∙сода каустическая – 0,5 тонны;

∙графит – 2,5 тонны;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

∙КМЦ-500 (600) – 0.5 тонн

Лучшей кольматирующей способностью обладают комбинированные составы: например, резиновая крошка, кордное волокно, целлофановая стружка и др.

Соотношения между компонентами и фракционный состав установить исходя из интенсивности поглощения.

При интенсивности поглощении раствора более 50 % увеличить содержание в растворе крупного наполнителя.

С целью поддержания оптимальных значений физико-химических и реологических характеристик бурового раствора, обеспечения рационального, с точки зрения кольматирующей способности, фракционного состава выбуренной породы (размер частиц до 0,007 м), механическую скорость бурения в зонах поглощения ограничить 4 м/ч.

Оптимальное суммарное количество вводимых в буровой раствор наполнителей изменяется от 0,5 до 5 % по весу на объем в зависимости от типа наполнителей и интенсивности поглощения. Максимальное количество наполнителей должно ограничиваться нормальной работой буровых насосов.

Ввод наполнителей осуществляется в заготовленный буровой раствор через гидромешалку, гидравлическую воронку или приемную емкость бурового насоса, оборудованную механическими перемешивателями.

На время бурения с наполнителем систему очистки буровых растворов отключают от системы цирку-

ляции.

Бурение с наполнителем с одной стороны повышает кольматирующую способность бурового раствора, с другой - бурение без очистки приводит к быстрому нарастанию плотности последнего. Компромиссные решения устанавливаются из опыта бурения на каждой конкретной скважине.

Если по прогнозным данным ожидается частичное поглощение, то целесообразно бурение с вводом наполнителя.

При малой интенсивности поглощения (менее 4-5 м /ч), более эффективно бурение с вводом мелкодисперсного наполнителя (например, сломеля крупностью 0,1- 0,8 мм).

Углубление скважины без ввода наполнителя, но с выполнением других профилактических мероприятий допускается только в случае:

∙бурение под перекрыватель;

∙расширение в интервале установки перекрывателя.

Выбор способов ликвидации поглощений бурового раствора

При выборе способов ликвидации поглощений необходимо руководствоваться следующими критери-

ями:

∙обеспечение качественного цементирования скважины за счет надежной изоляции зон поглощения;

∙обеспечение минимальных затрат времени и средств на углубление ствола скважины в зоне осложнений.

∙Выбор способов ликвидации поглощений осуществляют с учетом категории зоны поглощения, устанавливаемой в ходе конкретных исследований, а также данных прогнозирования и наблюдений буровой бригады.

Зона поглощения I категории

Работы ведутся по одной из следующих схем:

Схема 1. Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществлять с использованием комплекса профилактических мероприятий.

Схема 2. Вскрытие и бурение отдельных проницаемых интервалов осуществлять с использованием гидромониторной кольматации проницаемых пород.

Схема 3. Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на основе бурового раствора и наполнителей в объеме гидромешалки 40 м3 при интенсивности поглощения более 10м /ч.

Схема 4. Закачка цементного или бентонитового раствора в объеме до 15 м3 с добавкой мелкодисперсных наполнителей, а также закачка вязкоупругих составов.

Примечание - При неполучении результата по схемам 1-4 последующие работы проводятся по схемам 3-4 для зон II категории.

Зона поглощения II категории

Схема 1. Вскрытие и бурение в зоне поглощения осуществлять с использованием КПМ. В случае исчезновения циркуляции бурового раствора приступить к работам по схеме 2.

Схема 2. Закачка буровыми насосами в зону поглощения мягких тампонов на основе бурового раствора и наполнителей в объеме одной-двух гидромешалок.

Схема 3. Намыв наполнителей в зону поглощения.

Схема 4. Закачка в зону поглощения специальных тампонажных смесей, до 3-х заливок.*