7. Меры предупреждения возникновения гнвп при бурении и при работах по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин.

В зарубежной практике и во многих буровых организациях РФ после разбуривания башмака обсадной колонны проводят работы по определению давления начала поглощения пород под башмаком, которое должно быть больше давления опрессовки цементного кольца, т.е. определяют максимально допустимое увеличение плотности промывочной жидкости (эквивалентная плотность) при дальнейшем углублении. В процессе углубления первой скважины на месторождении аналогичные исследования необходимо проводить для каждого вновь вскрытого возможно продуктивного пласта. Для всех последующих технических расчетов принимается наименьшая эквивалентная плотность. В случае необходимости увеличения плотности промывочной жидкости выше величины ее эквивалентной плотности возникает почти 100 %-ная вероятность поглощения или даже гидроразрыва пород, поэтому дальнейшее углубление ствола недопустимо без перекрытия этого интервала обсадной колонной. Знание давлений начала поглощения по всем интервалам вскрытого разреза обязательно для успешной ликвидации ГНВП или открытого фонтана. После каждого спуска компоновки для бурения, расширения ствола или проработки необходимо включить буровые насосы и зафиксировать давление на манометре. При установившейся циркуляции промывочной жидкости по циркуляционной системе регулируют датчики уровнемеров в приемных емкостях так, чтобы они срабатывали при общем увеличении объема на 1 м3. В условиях бурения с полупогружных буровых установок типа "Шельф" уловить превышение объема на 1 м3 из-за качки установки практически невозможно, поэтому датчики уровнемеров регулируют на 2 м3. Если в процессе бурения срабатывает сигнализация уровнемеров (явный признак начала проявления), необходимо поднять ведущую трубу над ротором, одновременно выключив буровые насосы, и определить наличие движения промывочной жидкости из скважины по желобам. При движении жидкости из скважины герметизируют устье. Если движения жидкости нет, необходимо четко определить причину срабатывания сигнализации и убедиться в отсутствии притока. В случае необходимости заново регулируют датчики или отмечают нуль с обязательной отметкой на пишущем приборе. Увеличение объема промывочной жидкости может произойти при вводе химреагентов, перекачке бурового раствора из запасных емкостей в циркуляционную систему, утяжелении (за счет объема вводимого утяжелителя) и т.п. Если бурильщик об этих работах знает, то он фиксирует повышение уровня в приемных емкостях, контролирует соответствие его введенному объему и процесс бурения не прекращается. Многие зарубежные фирмы считают, что если тревога и будет ложной, то затраты времени на герметизацию устья и проверку причин срабатывания датчиков все равно во много раз меньше, чем на ликвидацию незамеченного вовремя проявления. При уменьшении давления на буровых насосах необходимо удостовериться, что они работают в заданном режиме. Если изменений в режиме промывки нет, останавливают насосы и определяют наличие движения промывочной жидкости из скважины. Отсутствие перелива свидетельствует о промывке труб. Известно много случаев, когда при продолжении промывки после падения давления через 10 мин происходил обрыв труб. Резкого (скачкообразного) снижения давления не бывает, обычно на него обращают внимание после устойчивого снижения диапазона колебаний стрелки манометра на 1,5-2,0 МПа. Амплитуда колебаний стрелки манометра зависит от типа насоса (плунжерный или поршневой), типа компенсатора и его исправности и в среднем составляет 1 - 2 МПа. Времени снижения давления вполне достаточно, чтобы при остановке насоса в случае начала проявления наблюдался перелив из скважины. В случае резкого увеличения механической скорости бурения (в 2-3 раза и более) по данным детального механического каротажа (ДМК) или визуального замера бурильщиком углубление более чем на 1,5-2,0 м не допускается. При проходке более 2 м в промывочную жидкость попадает большое количество флюида вместе со шламом. Если флюидом является газ или нефть с большим газовым фактором, то при подходе к устьевой части скважины за счет его расширения может произойти значительное снижение средней плотности промывочной жидкости и, соответственно, противодавления на пласт. Приостановив углубление, необходимо поднять ведущую трубу над ротором так, чтобы против плашек превентора была гладкая часть трубы, и вымыть забойную пачку. В процессе промывки контролируется уровень промывочной жидкости в приемных емкостях и в случае его увеличения (явный признак проявления) закрывают превентор. После герметизации устья и определения давления производят расчеты и приступают к глушению проявления одним из выбранных методов. При бурении почти каждой (в особенности разведочной) скважины имеют место случаи попадания пластового флюида в ствол по различным причинам, указанным выше. Если не нарушен принцип противодавления на пласт, то поступление флюида всегда невелико и не приводит к значительным проявлениям. Для каждого бурового раствора в зависимости от его сопротивления сдвигу существует критический (наибольший) диаметр пузырьков, не способных к всплытию. Более крупные пузырьки, всплывающие в неподвижном буровом растворе, а также не всплывающие в восходящем потоке раствора, поднимаясь, увеличиваются в объеме, уменьшая плотность раствора. Расчет снижения противодавления на пласт теоретически сложен, формулы содержат эмпирические коэффициенты. При глубине скважины более 1000 м влияние содержания газа в разгазированном буровом растворе на снижение его средней плотности в целом по стволу незначительно. При наличии воздуха (газа) в закачиваемой в скважину промывочной жидкости возможны значительные ошибки в расчетах по технологии ликвидации проявления. Поэтому в мировой практике бурения принято дегазировать промывочную жидкость при поддержании в ней более 2 % газа или воздуха с обязательным контролем за уменьшением объема жидкости в приемных емкостях. Дегазацию проводят до полного удаления газа из промывочной жидкости. При бурении скважин с небольшим противодавлением на пласт во время наращивания флюид может поступить в небольшом объеме в ствол, образуя разгазированные пачки промывочной жидкости. Аналогичное явление наблюдается при наличии в разрезе слабопроницаемых коллекторов с давлением, превышающим забойное. Если после спуска инструмента в процессе промывки из скважины выходит забойная или приуроченная к определенному интервалу пачка разгазированной промывочной жидкости, технологическая служба предприятия определяет необходимость проведения промежуточных промывок в процессе спуска и делает об этом запись в буровом журнале. В зависимости от интенсивности разгазирования столба промывочной жидкости во времени определяются опытным путем количество и частота промежуточных промывок. Обязательна промывка в башмаке последней спущенной обсадной колонны с продолжительностью не менее цикла. Страгивание раствора или непродолжительные промывки недопустимы, так как разгазированные пачки остаются в скважине и количество поступившего в буровой раствор газа продолжает нарастать. Если в процессе углубления ствола разгазированные пачки увеличиваются по объему или по наличию в них газа, необходимо решать вопрос об увеличении плотности промывочной жидкости. Для ликвидации прихвата труб часто эффективным средством является установка различных жидкостных ванн (нефтяной, кислотной, из раствора КМЦ, ПАВ и т.п.). Плотность жидкостей, применяемых для ванн, всегда ниже плотности промывочной жидкости при бурении. Поэтому неконтролируемая закачка жидкости для установки ванны может снизить противодавление на пласт в затрубном пространстве и вызвать приток флюида из пласта в ствол скважины. Допустимый объем ванны, который можно закачать в скважину за один раз, рассчитывается технологической службой предприятия по известной формуле и согласовывается с военизированной службой. Если пластовое давление ниже интервала прихвата не известно, то в расчетах принимают снижение противодавления на пласт за счет закачки более легкой жидкости равным 1,5 - 2,0 МПа. Если ванна оказалась неэффективной, новую порцию жидкости закачивают только после полного вымыва предыдущей ванны. Предупреждение ГНВП при проведении капитального ремонта скважины. Капитальный ремонт скважины включает множество различных видов работ. Из анализа причин возникновения ГНВП следует, что основными являются недолив скважины при подъеме НКТ и занижение плотности промывочной жидкости при глушении скважины перед подъемом НКТ или дострелом объекта. Перед подъемом НКТ скважину необходимо не только заглушить, но и промыть до выравнивания параметров промывочной жидкости до величин, указанных в плане работ. Бурильщик не имеет права начинать работать без наличия плана работ, согласованного с военизированной службой. Для глушения и промывки скважины на буровой приготавливают промывочную жидкость, объем которой равен двум объемам скважины без НКТ. Плотность промывочной жидкости на газовых месторождениях рассчитывают на основании текущего пластового давления. За счет отбора газа пласт дренируется и при глушении скважины возможно поглощение. Поэтому тип промывочной жидкости для глушения, ее состав, плотность, свойства подбирает для каждого месторождения конкретно газодобывающая организация или научно-исследовательский институт. Большие трудности представляет процесс глушения газовых скважин с текущим пластовым давлением ниже 70 % от гидростатического. В этих случаях необходимо особо строго соблюдать все требования по приготовлению жидкости глушения, контролю ее свойств и режиму закачки. В процессе длительного отбора флюида из скважины вокруг ствола образуется так называемая депрессионная воронка. Текущее пластовое давление в ней ниже первоначального, но в зависимости от коллекторских свойств пласта через какой-то определенный промежуток времени (для каждого месторождения строго определенная величина) оно восстанавливается. При глушении скважин (особенно нефтяных) необходимо учитывать этот фактор и не занижать плотность жидкости глушения. Перед размывом или разбуриванием баритовой, песчаной, гидратной пробок необходимо помнить, что под пробкой всегда (или почти всегда) находится газовая шапка. Поэтому промывочная жидкость должна иметь плотность, несколько большую чем при бурении этого горизонта. Разбуривать пробки в газовых скважинах без установки на устье ОП или другого герметизирующего устройства запрещено. Фактически при отсутствии герметизирующего устройства на устье все случаи ГНВП окончились открытым фонтанированием. Методы предупреждения ГНВП при подъеме НКТ или внутрискважинного оборудования аналогичны таковым при подъеме бурильных труб из скважины. Предупреждение ГНВП при спускоподъемных операциях. При бурении промывочная жидкость за счет своей плотности должна создавать в состоянии статики противодавление на пласт. При промывке противодавление увеличивается еще на величину гидравлических потерь в затрубном пространстве. При подъеме трубной колонны максимально допустимое снижение уровня промывочной жидкости в скважине рассчитывается в каждом конкретном случае и, соответственно, определяется максимально допустимая длина поднимаемых труб без долива, исходя из условия недопущения падения давления в скважине ниже пластового. Максимальное количество свечей бурильных, утяжеленных и насосно-компрессорных труб, поднимаемых без долива, указывается в ГТН и в плане работ по испытанию скважины. Если на практике конструкция скважины, компоновка бурильной колонны или плотность промывочной жидкости отличаются от проектных данных, максимально допустимое количество свечей, поднимаемых без долива, пересчитывается начальником буровой (буровым мастером)

Долив скважины на практике производится дискретно, т.е. периодически через каждое ранее определенное количество поднятых свечей. Доливать можно буровыми насосами, но такой метод нежелателен из-за возможных грубых ошибок определения дополнительно закачанного объема. Наиболее точным является долив скважины из отдельной доливной емкости объемом 1,5-3,0 м3. При установке доливной емкости выше уровня сливного патрубка долив скважины возможен только периодически, каждый раз перед доливом открывая задвижку и закрывая ее после начала течения жидкости по желобам. Доливную емкость градуируют через каждые 0,1 м3 или через определенное количество свечей (например, 2, 3 или 5). Периодически в процессе подъема контролируется соответствие поднятых свечей и объема долитого раствора. При бурении на равновесии или близком к нему свойстве бурового раствора, скорость подъема бурильного инструмента и конструкция скважины не должны создавать эффекта поршневания, который вызывает поступление газа в ствол скважины. При бурении на равновесии доливать скважину необходимо более тщательно. Если своевременного долива скважины не будет, интенсивность притока флюида возрастет и, возможно, бригада не успеет загерметизировать устье. Мировая практика показала, что каждые три фонтана из четырех при наличии противодавления на пласт в процессе бурения произошли из-за нарушения требований по доливу скважины при подъеме. В случае обнаружения, что фактически доливаемый объем меньше расчетной величины, необходимо прекратить подъем и убедиться в правильности расчетов. Если началось проявление, то при полностью долитой скважине будет наблюдаться движение раствора по желобам. В зависимости от интенсивности перелива приступают или к глушению скважины, или, навинтив обратный клапан тарельчатого (манжетного) типа, пытаются спустить бурильный инструмент или колонну НКТ как можно на большую глубину при открытом или закрытом универсальном превенторе. Чем ближе к забою башмак колонны, тем легче ликвидировать проявление.

При соблюдении технологических требований поступление флюида в ствол скважины в процессе спуска бурильного инструмента практически не возникает. Однако исключать полностью возможность начала проявления во время спуска нельзя. Спускаемая компоновка бурильного инструмента вытесняет из скважины промывочную жидкость. Необходимо периодически, через каждое заранее обусловленное количество спущенных труб, проверять соответствие их веса вытесненному объему промывочной жидкости. Лучшим способом контроля увеличения уровня жидкости в приемных емкостях является визуальная проверка уровня по мерной рейке, градуированной на указанное выше количество спускаемых труб. В случае превышения прироста объема в приемной емкости необходимо спуск прекратить и проследить за движением промывочной жидкости из скважины. Меньший прирост объема указывает на поглощение промывочной жидкости. При этом необходимо снизить скорость спуска, промыть ствол и, в случае необходимости, обработать промывочную жидкость химическими реагентами. В обоих случаях дальнейшие работы проводят под более тщательным контролем за состоянием скважины. При наличии в открытой части разреза нескольких газовых горизонтов с градиентом пластового давления 0,013 МПа/м и более во время спуска бурильных труб необходимо проводить промежуточные промывки независимо от наличия или отсутствия разгазированных пачек раствора по стволу скважины. Продолжительность и частоту промежуточных промывок определяет технологическая служба предприятия на каждой скважине отдельно. Допустимая скорость спуска компоновок независимо от условий бурения устанавливается проектной организацией и указывается в ГТН. При превышении допустимой скорости спуска возможно поглощение промывочной жидкости за счет эффекта поршневания, т.е. возникновения области повышенного давления под долотом. Это может привести к снижению уровня в затрубном пространстве и противодавления на пласт. В случае использования промывочной жидкости с увеличенными вязкостью и статическим напряжением сдвига, а также УБТ или турбобура увеличенного диаметра скорость спуска необходимо уменьшить. Осыпание стенок скважины, наличие в шламе крупнооскольчатых кусочков породы говорят о том, что скорости спуска и подъема близки к критическим значениям и их надо уменьшать. Технологическая служба предприятия обязана пересчитать эти величины и довести до сведения буровой бригады.