книги / Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

При спуске труб не допускают притока флюида в скважину более 0,5Vпр, для чего измеряют объем вытесненного бурового раствора Vв и сопоставляют с объемом спущенного в скважину металла труб Vм. Как только Vв–Vм станет равным 0,5Vпр или когда при непрерывном спуске труб в приемную емкость поступает более 200 л в 1 мин, скважину герметизируют.

Скважину также герметизируют, когда перелив бурового раствора через трубы затрудняет спуск бурильной колонны. Скважину герметизируют в любом случае, если нет возможности по какимлибо причинам приступить к спуску труб.

Порядок работы при герметизации скважины следующий:

наворачивают шаровой кран или обратный клапан на бурильную колонну;

открывают гидроуправляемую задвижку на линии глушения

ПВО;

закрывают универсальный превентор (БК находится в открытом стволе) или верхний плашечный превентор (БК – в обсаженном стволе);

медленно закрывают дроссель на линии глушения ПВО;

наворачивают на бурильные трубы велущую трубу или промывочную головку с краном высокого давления, опрессованные на то же давление, что и бурильные трубы.

Через 5–10 мин после герметизации скважины регистрируют давление в бурильной и обсадной колоннах, а также суммарный объем проявления.

В дальнейшем поступают в зависимости от сложившейся ситуации:

восстанавливают циркуляцию и вымывают пластовый флюид из скважины;

закачивают под давлением буровой раствор на поглощение;

продолжают спуск труб через противовыбросовое оборудование под давлением.

Если долото находится у забоя или кровли проявляющего пласта, то приступают к вымыву пластового флюида. Подачу насоса

301

принимают равной подаче бурового раствора во время бурения или несколько меньше ее. Если циркуляция во время бурения осуществлялась двумя насосами, то глушение ГНВП ведут одним.

Начальное давление при циркуляции устанавливают равным Ргс+ Рт изб, а после закачивания объема утяжеленного бурового раствора, равного объему труб, устанавливают и поддерживают давление в бурильных трубах, равное Ргс.

Прокачивание бурового раствора ведут не менее одного цикла промывки. Выходящий из скважины раствор дегазируют и утяжеляют до расчетной плотности, а раствор, требующий химической обработки, направляют в отдельную емкость. Когда значения плотности бурового раствора, выходящего из скважины и закачиваемого в трубы, сравняются, а давление на стояке стабилизируется и становится равным Ргс, останавливают насос и определяют давление в трубах и затрубном пространстве. При отсутствии давления открывают превентор и приступают к спуску труб до забоя (если есть необходимость) для полного вымыва оставшегося в скважине пластового флюида.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ! Попытки ликвидировать проявление промывкой в условиях нахождения долота на большом расстоянии от забоя очень рискованны и, как правило, ни к чему не приводят, поскольку:

в процессе циркуляции продолжается всплытие флюида к устью скважины. Утяжеление бурового раствора не оказывает никакого влияния на всплытие флюида ниже долота;

если применить метод поддерживания постоянного объема циркуляции и если в поступающем в скважину флюиде содержится газ, то по мере подъема газа давление будет возрастать и может достичь такой величины, при которой произойдет гидроразрыв пласта;

если применить метод регулируемого давления в бурильных трубах, то находящийся под долотом газ, просачиваясь вверх, расширяется, снижая давление на забое и создавая опасность поступления новых порций пластового флюида в скважину.

302

Закачивают раствор на поглощение, когда долото еще достаточно далеко от забоя. Этот способ используют, если проявивший пласт способен к поглощению.

Закачивают на поглощение в скважину буровой раствор плотностью такой же, какая была перед подъемом инструмента. Объем раствора принимают равным не менее трех объемов пластового флюида, поступающего в скважину, закачивание которого ведут одновременно в трубы и затрубное пространство.

После закачивания указанного объема бурового раствора проверяют давление в трубах и колонне. Если после остановки закачивания давление в них не снизится до нуля, то закачивание бурового раствора продолжают.

Открывают превентор и пропускают долото до забоя, контролируя объем вытесняемой жидкости. Затем герметизируют скважину, определяют избыточное давление в трубах и затрубном пространстве, если оно есть, а также объем поступающего пластового флюида (объем поглощенного бурового раствора).

Приступают к вымыву пластового флюида с минимальной подачей насоса, не допуская поглощения бурового раствора. Вымыв пластового флюида считают завершенным, если циркуляция длилась не менее одного цикла, а плотность выходящего бурового раствора постоянна и соответствует значению плотности до возникновения ГНВП.

При бурении отложений, содержащих сероводород, после спуска бурильной колонны и герметизации устья сразу же приступают к задавливанию обратно в пласт максимально возможного количества поступившего пластового флюида.

Спуск труб в скважину под давлением через противовыбросовое оборудование проектируют до момента вскрытия проявляющего пласта. Это делают в целях подготовки необходимого оборудования и обучения буровой бригады. Такую операцию проектируют, если невозможно воспользоваться вышеуказанными приемами (например, в разрезе открытой части скважины пласты, способные поглощать при небольших значениях избыточного давления).

303

При работе с универсальным превентором для предохранения износа уплотнительного элемента используют трубы с замками, у которых переход гладкой части трубы на наружный диаметр замка имеет конус с углом до 18°.

Установка регулятора давления станции управления превенторами должна быть снижена до минимального давления (2–3 МПа), чтобы свести к минимуму вероятность нарушения уплотнительного элемента, допуская небольшую утечку жидкости при прохождении через резиновый элемент замкового элемента.

Спуск труб под давлением помимо буровой вахты ведут специально обученные люди. После допуска бурильной колонны на заданную глубину восстанавливают циркуляцию, вымывают пластовый флюид и закачивают буровой раствор нужной плотности.

Спуск труб под давлением требует установки в компоновке бурильной колонны обратного клапана. Обратный клапан устанавливают над долотом, если предполагается, что такой спуск технологично будет необходим.

При недостаточности веса труб их необходимо будет принудительно проталкивать, для чего применяют специальные установки гидравлического или канатного типа.

3.8.12.Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений

1.Проектирование конструкции скважин должно предусматривать предупреждение газонефтеводопроявленнй, а также возможность их ликвидации в случае возникновения.

При углублении скважины, особенно разведуемой части ее ствола, необходимо определять значения порового и пластового давления, а также давления гидроразрыва пластов, прежде всего по данным бурения, с целью корректировки глубины спуска промежуточной колонны или кондуктора.

2.Основным средством предотвращения газонефтеводопроявлений в бурящихся скважинах является буровой раствор соответствующего качества, в том числе способный создавать необходимое

304

противодавление на пласт. Плотность бурового раствора и отклонение от установленной величины должны определяться согласно правилам безопасности.

Плотность бурового раствора должна быть повышена, если установлено, что поступление пластового флюида происходило во время углубления скважины и сопровождалось увеличением уровня в приемных емкостях. Решение о повышении плотности бурового раствора в этой ситуации принимает руководитель работ по ликвидации. В случаях с падением уровня в скважине, если причиной поступления пластового флюида в скважину является снижение падения уровня, скважину доливают буровым раствором или водой и контролируют уровень в затрубном пространстве.

Бурильную колонну следует поднять в башмак обсадной колонны или прихватобезопасный интервал и приступить к ликвидации поглощения.

3. Долив скважины при подъеме бурильной колонны необходимо производить периодически после подъема расчетного количества свечей. В журнале показателей бурового раствора нужно регистрировать время, объем и плотность залитого в скважину раствора.

Максимально допустимое количество свечей, поднимаемых без долива, пересчитывается буровым мастером по формуле

где Lmах – максимально допустимая длина труб, поднимаемых из скважины без долива, м;

Ρпл – пластовое давление на глубине L (по вертикали), МПа; ρж – плотность жидкости, заполняющей скважину, г/см;

VС – внутренний объем приустьевой части обсадной колонны,

м3/100 м;

VM – усредненный объем металла извлекаемых из скважины труб (с учетом замковых соединений), м3/100 м.

305

При подъеме УБТ долив следует производить после подъема каждой свечи.

Если имеется повышенная опасность выброса, то необходимо предупредить попадание воды в скважину при подъеме колонны труб. Для очистки труб необходимо использовать обтираторы.

Подъем и спуск бурильной колонны осуществляют с такой скоростью, при которой сумма значений гидростатического и гидродинамического давления была бы выше пластового давления и меньше давления гидроразрыва пород.

4.Не следует производить кратковременных промывок при наличии газированных забойных пачек. Промежуточные промывки во время спуска производят по длительности, позволяющей убедиться в отсутствии пластового флюида в скважине.

5.Длительные ремонтные и профилактические работы, не связанные с ремонтом устья скважины, необходимо производить при нахождении бурильной колонны в башмаке обсадной колонны с обязательной установкой шарового крана. Если ремонт устья скважины или противовыбросового оборудования продолжителен и нет возможности промыть скважину, то нужно установить отсекающий цементный мост.

Если остановки длительны, то при вскрытых коллекторах периодически следует проводить промывки, длительность которых позволит быть уверенным в отсутствии пластового флюида в затрубном пространстве скважины.

6.Противовыбросовое оборудование, включающее превенторы, линии глушения и дросселирования, должно быть опрессовано на расчетное давление обсадной колонны и на максимальное рабочее давление превенторов с использованием пакера, отсекающего колонну от стволовой части ОП.

Универсальный превентор достаточно опрессовать на 50 % от рабочего давления противовыбросового оборудования.

7.Давление опрессовки обсадной колонны не должно превышать 90 % внутреннего давления, при котором возникает текучесть металла наиболее слабого ее участка с учетом значений плотности жидкостей как внутри, так и снаружи обсадной колонны.

306

Испытание на герметичность кондукторов и промежуточных колонн производится опрессовкой при заполнении их от устья на глубину 20–25 м водой, а в остальной части буровым раствором. Плотность опрессовочной жидкости не должна быть ниже значения, при котором ее гидростатическое давление в заполненной до устья скважине вызывало избыточное наружное давление на колонну выше величин, предельно допустимых на смятие. С другой стороны, плотность раствора, заполняющего скважину, не должна быть выше плотности, на которой предполагается вскрытие высоконапорного горизонта.

На скважине, где предполагается вскрытие газовых горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, а также на ответственных нефтяных скважинах (с высоким газовым фактором) должна проводиться дополнительная опрессовка приустьевой части колонны и противовыбросового оборудования газом на то же давление, что и при гидравлическом испытании.

Опрессовка у башмака обсадной колонны с целью определения качества цементирования и прочности пород позволяет установить допустимое давление на устье, которое желательно не превышать в случае, еслипроизойдетпроявление, атакжевовремяеголиквидации.

После цементирования хвостовика обязательна опрессовка его верхней части с целью оценки качества цементирования. Эта опрессовка, как правило, осуществляется перед разбуриванием башмака либо одновременно с опрессовкой обсадной колонны и хвостовика, либо путем установки пакера над хвостовиком.

Опрессовка необсаженного ствола может быть оправдана только в том случае, если разбуриваются породы, прочность которых предположительно меньше прочности опрессованного участка ствола у башмака обсадной колонны. Опрессовка может или подтвердить величину допустимого давления в устье, или показать, насколько оно должно быть меньше.

Необходимо отметить, что интерпретация результатов опрессовки затрудняется с увеличением протяженности необсаженного интервала и числа проницаемых зон, неопределенность в получен-

307

ных результатах возрастает, если опрессовка будет произведена сразу же после вскрытия проницаемого пласта из-за сильной фильтрации.

Таким образом, в такой ситуации опрессовку следует проводить через несколько дней бурения, когда проницаемые пласты окажутся кольматированными твердой фазой бурового раствора.

3.8.13. Технологические особенности ликвидации газонефтеводопроявлений

Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразу же после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Рт изб + Р < Ргрп –

ρgH, где Ргрп – давление гидроразрыва (МПа),т.е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Однако, даже

если это условие не соблюдается, следует приступить к вымыву пластового флюида с минимальной производительностью, снизив Р до минимума.

Промывку производят при выбранной подаче насосов и расчетном давлении в колонне бурильных труб.

Следят за тем, чтобы выходящий из скважины буровой раствор был полностью дегазирован перед закачиванием его в бурильные трубы.

На рис. 50 показана последовательность операций при глушении газопроявления в течение двух циклов циркуляции, а также формулы по определению давления на забое, в бурильной и обсадных колоннах.

Последовательность изменения технологических показателей при вымыве флюида утяжеленным буровым раствором в течение одного цикла циркуляции показана на рис. 51.

Давление на забое можно поддерживать постоянным непрерывным понижением давления в колонне бурильных труб от Рн до Рк. Поскольку в условиях буровой это труднодостижимо, фактически давление по мере закачки тяжелого бурового раствора понижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.

308