Бурения скважин в осложненных условиях

В процессе спуска бурильной и обсадной колонн начавшееся проявление распознают по увеличению объёма в приёмной ёмкости бурового раствора против объёма вытеснения (V_B).

Увеличение объёма в приёмной ёмкости на 1/4 Vпр или на 0,5 м3против контрольного объёма указывает на начало ГНВП.

При отсутствии циркуляции бурового раствора в скважине, в т.ч. при полностью поднятой колонне, геофизических и ремонтных работах, ГНВП обнаруживают по движению жидкости в желобной системе. При этом не допускают увеличения объёма бурового раствора в приёмной ёмкости более чем на 1/4 Vпp (не больше 0,5 м3).

Обнаружение ГНВП при поглощении бурового раствора. Проявление после поглощения при остановленных насосах обнаруживают по движению бурового раствора по жёлобу, а при закрытом превенторе -- по росту давления в затрубном пространстве и в трубах.

При поглощениях с падением уровня ниже устья постоянно доливают скважину буровым раствором (в т.ч. облегчённым) или водой и контролируют уровень в затрубном пространстве. Добиваются подъёма уровня жидкости до устья.

К подъёму бурильной колонны выше башмака обсадной колонны приступают только после заполнения скважины до устья буровым раствором. Особенно тщательно ведут контроль над скважиной по объёму доливаемого бурового раствора, сопоставляют его с объёмом поднимаемого металла труб и плёнки бурового раствора на них. Подъём немедленно прекращают, если не будет долито в скважину 0,5 м³ бурового раствора против контрольной величины. Приступают к спуску бурильной колонны с контролем вытесняемого бурового раствора.

3.8.9 Ликвидация ГНВП

Для разработки эффективных методов ликвидации ГНВП при обнаружении проявлений нужны рациональные и последовательные решения.

Одни и те же внешние признаки ГНВП могут быть обусловлены разными причинами. Так, например, перелив раствора может происходить при вскрытии высоконапорного горизонта в процессе бурения или при подходе к устью пачки газированного раствора.

Газирование раствора может быть из-за поступления газа с выбуренной породой, недостаточной плотности раствора, а также протекании в растворе физико-химических и механических процессов.

Таким образом, решения, принимаемые в каждом конкретном случае, должны вытекать из сложившейся ситуации с учетом причин ее возникновения и позволить ликвидировать опасность.

При обнаружении проявления для быстрого и правильного принятия решений предлагается схема рациональной последовательности действий при наиболее типичных обстоятельствах.

Способы ликвидации газонефтеводопроявлений

Для контроля проявляющей скважины в настоящее время используется, за исключением особых обстоятельств, метод уравновешенного пластового давления, характеризующийся тем, что в течение всего процесса ликвидации проявления поддерживается постоянное забойное давление, несколько превышающее пластовое. Благодаря этому предотвращается поступление пластового флюида и вместе с тем скважина не перегружается чрезмерным давлением. Применение указанного метода способствует максимальному сокращению времени глушения, минимальной затрате материалов, обеспечивает целостность обсадных колонн и пород открытой части разреза, уменьшает загрязнение вскрытого пласта.

Сохранение при ликвидации проявления постоянного давления на забое скважины возможно благодаря тому, что колонна бурильных труб в скважине и затрубное пространство действуют как система сообщающихся сосудов, в которой, как известно, давление в различных коленах взаимно уравновешено. Поэтому для скважины можно записать следующее уравнение баланса давлений при вымыве флюида:



Р_н+??gН - Р_г.с.т = ??g(H - L_ф)+??_фgL_ф+Р_г.с.к.+Р_из.к. (97)

где Р_н - давление на насосах;

Н - глубина скважины (бурильная колонна опущена до забоя);

L_ф - высота столба флюида;

??- плотность бурового раствора;

??_ф -- плотность флюида;

Р_г.с.т. -- потери давления на трение в бурильных трубах;

Р_г.с.к. -- потери давления на трение в кольцевом пространстве;

Р_из.к. -- давление на устье скважины (дросселе).

Как левая, так и правая часть уравнения (98) выражают каждая в отдельности забойное давление, однако значима левая. Поэтому запишем:

Р_заб= Р_н+??gН - Р_г.с.т.=const. (98)

Это условие выполняется, если, имея постоянную плотность раствора, поддерживать неизменную подачу насосов. Тогда автоматически остаются постоянными потери на трение Рг.с.т. и, следовательно, давление на насосах. Таким образом, чтобы сохранить постоянным давление на забое, необходимо при постоянной плотности бурового раствора поддерживать неизменным давление в бурильных трубах (на насосе).

Если плотность бурового раствора в бурильных трубах не остается постоянной в результате того, что при вымыве флюида закачивается более тяжелый раствор, условие (99) приобретает вид:

Р_заб= Р_н+??₁gL₁+??₂gL₂+P*_г.с.т.+Р**_г.с.т.=const, (99)

где ??₁ - плотность первоначального бурового раствора;

??₂ - плотность утяжеленного бурового раствора;

P*_г.с.т. и Р**_г.с.т. - потери давления на участках движения исходного и утяжеленного раствора, соответственно;

L₁ и L₂ -- высоты столбов бурового раствора плотностью соответственно ??₁и ??₂.

Для выполнения условия (100) необходимо регулировать давление на насосах так, чтобы оно менялось пропорционально изменению высоты исходного и утяжеленного раствора в бурильной колонне. При этом давление Рн по мере закачивания утяжеленного раствора постоянно снижается. Условие постоянства подачи насосов остается в силе.

Несмотря на то, что метод уравновешенного пластового давления предусматривает только один режим регулирования забойного давления, имеется целый ряд способов его практического осуществления. Они различаются между собой очередностью операций по утяжелению бурового раствора в общем технологическом цикле процесса глушения, а также его плотностью (утяжелен или нет) в первом цикле, циркуляции при вымывании пластового флюида. Отмеченные различия, в свою очередь, предопределяют особенности регулирования давлений в скважине.

Наиболее известны следующие три варианта метода уравновешенного пластового давления:

1. Способ ожидания и утяжеления. После обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к утяжелению бурового раствора в приемных емкостях, а затем по окончании производят глушение скважины вымыванием на поверхность поступившего флюида утяжеленным до необходимой плотности раствором.

2. Способ непрерывного глушения (циркуляция и утяжеление). Без промедления начинают вымывание пластового флюида из скважины с одновременным увеличением плотности циркулирующего бурового раствора при максимально возможной скорости утяжеления. Циркуляция продолжается, пока плотность бурового раствора не будет повышена до значения, необходимого для глушения скважины.

3. Двухстадийный способ (постоянного давления в бурильных трубах). На первой стадии сразу после закрытия скважины вымывают из нее пластовый флюид раствором с той же плотностью, при которой возникло проявление. Затем при герметизированном устье скважины и остановленных насосах увеличивают плотность бурового раствора в приемных емкостях до необходимого значения. На второй стадии окончательно глушат скважину циркуляцией утяжеленного бурового раствора. Утяжеление раствора при этом возможно одновременно с операцией вымыва пластового флюида, для чего используются запасные емкости.

Способ ожидания и утяжеления позволяет ликвидировать проявление за один цикл промывки. Этот метод обеспечивает минимальные давления на устье скважины во время вымывания флюида. Однако скважина продолжительное время находится под давлением без циркуляции, всплывание газа при этом повышает сложность ситуации, что требует высокой квалификации исполнителей для оперативного анализа и принятии решения.

Двухстадийный способ является наиболее простым. Вымыванне флюида начинается немедленно после закрытия скважины, без проведения каких-либо сложных расчетов процессов регулирования. Вместе с тем при его использовании возникают наиболее высокие давления в обсадной колонне, и для глушения скважины требуется не менее двух полных циклов циркуляции бурового раствора.

Способ непрерывного глушения, как и двухстадийный, обеспечивает минимальное время нахождения скважины без промывки, но ввиду меняющейся плотности закачиваемого бурового раствора он характеризуется наиболее сложным регулированием давления в бурильных трубах, чтобы поддерживать постоянное давление на забое. Давления в обсадных трубах и у башмака обсадной колонны принимают промежуточные значения относительно двух первых способов.

Метод ступенчатого глушения скважин. В тех случаях, когда обнаруживается, что после закрытия скважины или в процессе вымывания флюида давление в кольцевом пространстве нарастает и становится выше допустимого предела, определяемого прочностью противовыбросового оборудования, обсадной колонны, прочностью пород на гидроразрыв, применяется метод ступенчатого глушения скважины, называемый также методом ограничения (или низкого) давления на дросселе. Ступенчатый метод может быть применен также и для того, чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств продуктивных малопроницаемых пластов во время глушения.

Сущность его заключается в том, что в периоды пикового увеличения давление на устье ограничивается допустимым значением. Давление на забое снижается, и в скважину поступает очередная порция флюида, которая вымывается в следующем цикле циркуляции. Максимальное (пиковое) давление при этом снижается. Операция ограничения давления перед дросселем повторяется до тех пор, пока устьевое пиковое давление не окажется в допустимых пределах.

Задавливание поступившего в скважину флюида обратно в пласт может производиться лишь в случае, когда отсутствует возможность, восстановить циркуляцию вследствие закупорки бурильных труб или когда бурильная колонна поднята из скважины. Этот метод ликвидации проявлений является предпочтительным в случаях, когда пластовый флюид содержит агрессивные примеси (например, сероводород).

Если же скважина не может быть промыта (отключение электроэнергии, закупорки труб, долота и т.д.), для контроля проявляющей скважины используется метод стравливания, или объемный, который является временной мерой и предназначен для ограничения роста забойного и устьевого давлений посредством периодического выпуска, т.е. стравливания определенного объема бурового раствора из скважины. После восстановления возможности начать круговую промывку, скважина должна быть заглушена одним из способов уравновешенного пластового давления.



3.8.10 Глушение ГНВП при нахождении долота на забое (проявление обнаружено при углублении скважины)

Для герметизации скважины выполняют следующие работы:

· останавливают вращение ротора;

· поднимают рабочую трубу так, чтобы в зоне трубных плашек превенторов находилась гладкая часть трубы;

· останавливают насос (насосы);

· открывают гидроуправляемую задвижку на линии глушения;

· закрывают превентор (предпочтительно универсальный);

· закрывают задвижку прямого сброса на линии глушения;

· медленно закрывают дроссель на линии глушения.

Избыточное давление в бурильных трубах и затрубном пространстве определяют через 10--15 мин. после герметизации устья скважины и регистрируют:

· избыточное давление в бурильной колонне Р_из.т;

· избыточное давление в затрубном пространстве Р_из.к;

· увеличение объема раствора в приемной емкости V₀ (с учетом сжимаемости бурового раствора).

V₀ является объемом притока пластового флюида и в дальнейшем используется для оценки максимальных ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин. Период наблюдения за давлением на устья скважины после её закрытия обусловлен насыщением околоствольной зоны, истощенной при проявлении. Повышение давления в первый период (10--15 мин.) связано именно с притоком пластового флюида к забою. Последующее увеличение давления связано с дополнительным сжатием вследствие миграции газа в кольцевом пространстве.

Повышение давления на устье вследствие миграции пластового газа не должно учитываться для оценки Р_из.т. и Р_из.к.

Если газовый пласт мало проницаем, то повышение давления на устье вследствие миграции и насыщения приствольной зоны накладываются, и тогда правильное значение Р_из.т. и Р_из.к. затруднено для оценки основных параметров глушения скважины.

Прямое измерение давления в бурильных трубах при наличии обратного клапана невозможно, но для оценки Р_пл и чтобы знать Р_из.т., необходимо при минимальной подаче насосов зафиксировать скачок давления в кольцевом пространстве, который укажет на открытие клапана.

Расчет плотности бурового раствора для глушения скважины

Рисунок 48: Схема для определения плотности бурового раствора для глушения скважины

Исходные данные для расчета:

с_б.р. - плотность бурового раствора, на котором велось бурение.

Н_{п г}- глубина залегания проявляющего горизонта.

Р_{т изб} - избыточное давление в бурильной колонне.

Р_{к изб} - избыточное давление в кольцевом пространстве.

Н_ф - высота столба флюида в кольцевом пространстве.

с_ф - плотность флюида.

При получении признаков о поступлении флюида в кольцевое пространство скважина герметизируется.

Если бурильные трубы заполнены буровым раствором до закрытия скважины, то пластовый флюид может поступать только в кольцевое пространство между бурильными трубами и стволом скважины.

Таким образом, жидкость внутри бурильных труб это первоначальный буровой раствор - с_б.р., а в кольцевом пространстве находится смесь бурового раствора и флюидов, плотность которой неизвестна. Пластовые флюиды будут поступать в кольцевое пространство скважины до тех пор, пока гидростатическое давление бурового раствора и Р_т^изб, а также давление смеси жидкости в кольцевом пространстве и Р_к^избне будут равны пластовому. Когда давления сравняются, дальнейшее поступление флюида прекратиться, а Р_т^изб и Р_к^изб примут постоянное значение. Первоначальные давления в закрытой скважине ниже, чем окончательное стабилизированное давление после закрытия скважины. Для достижения стабильных давлений должно пройти время.

Р_т^изб - это величина, на которую пластовое давление превышает гидростатическое давление бурового раствора в бурильной колонне. Таким образом, бурильные трубы можно считать манометром для измерения давления на забое, который показывает разницу между пластовым и гидростатическим давлениями бурового раствора. Для кольцевого пространства значение гидростатического давления точно неизвестно, т.к. часть кольцевого пространства заполнена буровым раствором плотности - с_б.р., а другая - флюидом. Плотность и высота столба пластового флюида не известна, что не дает возможности точно определить забойное давление по данным давлений в кольцевом пространстве:

Р_заб =Р_к^изб+с_б.р(Н-Н_ф)g+с_фН_фg (100)

Для бурильных труб справедливо следующее уравнение:

Р_пл =Р_т^изб+с_б.рHg (101)

Значение давлений для бурильной колонны на устье могут быть использованы для расчета пластового давления.

Из уравнения можно найти плотность с_б.р1, утяжеленного бурового раствора необходимую для уравновешивания пластового давления:

справедливо: Р_пл =с_б.р1 Hg (102)

откуда:с_б.р1=; (103)

или с_б.р1=с_б.р.+; (104)

где ?Р - превышение избыточного давления при глушении скважины, которое создается на дросселе.

Скважину можно заглушить, заменяя первоначальный буровой раствор плотностью с_б.к. утяжеленным раствором плотности с_б.р1. Давление Р_к^изб играет главную роль в процессе глушения скважины. Величину Р_к^изб необходимо постоянно контролировать на поверхности для предотвращения разрыва обсадной колонны и пласта ниже башмака обсадной колонны на разрыв от внутреннего давления. Кроме того, для данной глубины спуска предыдущей обсадной колонны пласт ниже башмака имеет определенную прочность, которая рассчитывается как произведение глубины установки башмака обсадной колонны на градиент давления вышележащих пород, равного 2,610^-2 МПа. Таким образом, максимально допустимое значение Р_к^избопределяется прочностью пласта.

Давление в бурильных трубах после достижении утяжеленного бурового раствора Рк долота рассчитывают по формуле:

Р_к=Р_г.с. (105)

Р_к устанавливают опытным путем.

Закачивают утяжеленный раствор при постоянной, ранее установленной подаче, поддерживая дросселем давление в затрубном пространстве Риз.к также постоянным. Давление в бурильных трубах при этом уменьшается. После закачивания в скважину утяжеленного раствора в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб (эту величину рассчитывают заранее), фиксируют давление в бурильных трубах, которое и будет Рк. Установленное с помощью указанной процедуры давление в бурильных трубах Рк необходимо поддерживать в процессе последующей работы.

Избыточное давление в затрубном пространстве меняется только в целях обеспечения этого условия.

Продолжают вести закачивание до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не выйдет на поверхность. При этом постепенно увеличивают проходное отверстие дросселя до полного его открытия и снижения противодавления до нуля в конце глушения ГНВП.

Выбор подачи насосов и давлений в бурильной колонне. С момента начала вымыва через манифольд до окончания глушения скважины забойное давление поддерживают постоянным, используя для этого дроссель. Если давление на выкиде насоса и скорость нагнетания поддерживать постоянными при неизменной плотности бурового раствора, то давление на забое не будет меняться.

Давление на насосе (Р_н) определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (P_из.т.) плюс гидравлические сопротивления в системе (Р_г.с) при выбранной подаче насосов и плюс ДР для поддержания превышения забойного давления над пластовым на дросселе.

Р_н=Р_из.т+Р_г.с+ДР (106)

где ДР -- превышение забойного давления над пластовым принимают не более 1,5 МПа.

Гидравлические сопротивления Р_г.с:

· измеряют в процессе бурения при одном и двух работающих насосах;

· пересчитывают, зная давление на выкиде насоса в процессе бурения.

Начальное давление циркуляции Р_н также устанавливают опытным путем. Начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину. Одновременно с пуском насоса (насосов) по мере роста давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем избыточное давление Р_из.к. на величинуДР.

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины ДР.

Во время глушения скважины обычно используют пониженную подачу насоса (насосов), равную половине подачи при углублении скважины (если бурение велось при подаче насоса менее 15 л/с, и при этом давление на стояке не превышало 10,0 МПа, то глушение можно вести, не меняя подачи насоса).

3.8.11 Глушение ГНВП, возникших во время СПО

Управление скважиной после обнаружения газонефтеводопроявлений, происходящих во время спуско-подъемных операций, показано на схеме управления при ликвадации ГНВП, произошедшего во время СПО.

В качестве критериев оценки ситуации приняты следующие показатели:

· объем поступившего пластового флюида;

· наличие или отсутствие перелива через затрубное пространство;

· производительность перелива до и более 2 л/с;

· объем поступившего бурового раствора в приемной емкости при непрерывном спуске труб до и более 200 л/с.

В большинстве случаев, чтобы ликвидировать проявление, начавшееся при СПО, нет необходимости утяжелять буровой раствор. Поэтому способов глушения практически два:

· вымыв пластового флюида и выравнивание всего объема бурового раствора по плотности;

· задавливание пластового флюида и части бурового раствора обратно в пласт и опять же выравнивание всего объема бурового раствора по плотности.

Чтобы выравнять весь объем бурового раствора по плотности, необходимо спустить инструмент до кровли проявляющего пласта. Спуск бурильной колонны можно осуществить обычными приемами с открытым устьем или же при герметизированном устье с некоторым избыточным давлением в затрубном пространстве.

При отсутствии возможности спуска труб в скважину после герметизации устья скважину глушат задавливанием пластового флюида, закачиванием бурового раствора в затрубное и трубное пространство. Этот способ может дать наилучшие результаты, если проявивший пласт или же находящиеся на небольшом расстоянии, от него породы склонны к поглощению. Он требует значительных затрат, а именно дорогостоящего бурового раствора. Но задавливанием скважины на поглощение процесс глушения не заканчивается -- требуется спустить бурильную колонну до забоя, промыть скважину для вымыва остатков пластового флюида, обработки бурового раствора и выравнивания его параметров.

К спуску долота приступают немедленно, когда объем поступившего пластового флюида V₀ превышает 0,5 м³ и из скважины нет перелива или есть перелив бурового раствора с производительностью менее 2 л/с.

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

Скважину также герметизируют, когда перелив бурового раствора через трубы затрудняет спуск бурильной колонны. Скважину герметизируют в любом случае, если нет возможности по каким- либо 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 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 Р_гс + Р_изт, а после закачивания объема утяжеленного бурового раствора, равного объему труб, устанавливают и поддерживают давление в бурильных трубах, равное Р_{г с}.

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 плотность бурового раствора, выходящего из скважины и закачиваемого в трубы, сравняется, а давление на стояке стабилизируется и становится равным Р_гс, 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, т.к.:

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

б) 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;

в) 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.

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 они 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 ее значению 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 избыточных давлениях).

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 (2,0--3,0 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 ГНВП

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 поровые и пластовые 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 противодавление на пласт. Плотность бурового раствора и отклонение от установленной величины должно 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, то 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

(107)

где L_мах - максимально допустимая длина труб, поднимаемых из скважины без долива, м;

р_пл - пластовое давление на глубине L (по вертикали), МПа;

р_ж - плотность жидкости, заполняющей скважину, г/см ;

V_с - внутренний объем приустьевой части обсадной колонны, м³ /100 м;

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

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 гидростатического и гидродинамического давлений 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 должны быть опрессованы на расчетное давление обсадной колонны и на максимальное рабочее давление превенторов с использованием пакера, отсекающего колонну от стволовой части ОП.

Универсальный превентор достаточно опресовать 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 плотностей жидкостей как внутри, так и снаружи обсадной колонны.

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, если произойдет проявление, а также во время его ликвидации.

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 оправданна 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 полученных результатах возрастает, если опрессовка будет произведена сразу же после вскрытия проницаемого пласта из-за сильной фильтрации. Поэтому 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 ГНВП

Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразуже после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Риз.т + ДР<Ргр-сgh, где Ргр - 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 ДР 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 рисунке 50 показана последовательность операций при глушении газопроявления в течение двух циклов циркуляции, а также формулы по определению давлений на забое, в бурильной и обсадных колоннах.

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

Давление на забое можно поддерживать постоянным непрерывным понижением давления в колонне бурильных труб от Р_ндо Р_к. Так как в условиях буровой это труднодостижимо, то фактически давление по мере закачки тяжелого бурового раствора понижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.

На рисунке 51 показаны различные стадии этого способа с указанием давления в колонне бурильных и обсадных труб (предполагается, что пластовый флюид -- газ, а промывку осуществляют утяжеленным буровым раствором).

Утяжеление бурового раствора и вымыва флюида проводят в течение нескольких циклов. Данный способ глушения скважины обычно применим при отсутствии возможности оценить пластовое давление проявившего горизонта. Как правило, первоначальное утяжеление бурового раствора не дает возможности полностью заглушить скважину. Вторичное утяжеление раствора не должно быть слишком большим, чтобы с одной стороны не вызвать гидроразрыва вскрытого продуктивного пласта, а с другой -- не создавать слишком большой репрессии. Слишком большая репрессия при продолжающемся углублении и цементировании обсадной колонны в дальнейшем затруднит вызов притока при освоении скважины. Поэтому последовательность повышения плотности бурового раствора определяется величиной 0,05-0,06 г/см³, что соответствует повышению забойного давления на 1,2-2,4 МПа. Прекращение поступления пластового флюида в ствол скважины будет свидетельствовать об окончании процесса глушения.

Необходимо отметить, что такая ситуация соответствует вскрытию пласта на значительных глубинах с низкой проницаемостью. Подачу насоса следует иметь значительно меньшей, чем она была во время вскрытия проявившего пласта и естественно постоянной, а давление следует поддерживать на уровне гидравлических сопротивлений плюс ДР. Плотность закачиваемого бурового раствора должна быть постоянной в течение не менее одного цикла промывки.

Этот способ применим, если в скважину поступает газ. Поступление пластовой воды приводит к необратимым процессам в буровом растворе, что существенно затрудняет контроль над скважиной.

Практика ликвидаций ГНВП, происходящих во время бурения, показала, что выбор способа глушения зависит в первую очередь от:

· объема поступившего пластового флюида;

· времени принятия решения после герметизации скважины;

· квалификации специалиста, взявшего на себя принятие решения по ликвидации создавшейся ситуации;

· готовности оборудования (проектные решения);

· наличия утяжелителя.

Объем поступившего в скважину пластового флюида зависит от проницаемости вскрытого пласта и перепада давления.

При отсутствии промывки скважину (например, при ремонте насосов) контролируют по давлению в бурильных трубах, поддерживая его постоянным, и не допускают его роста выше Р_из.т +ДР, установившегося сразу же после закрытия скважины.

Циркуляцию восстанавливают при том же расходе и давлении на насосе, которые были до ее прекращения.

Обнаружение притока пластового флюида по увеличению содержания газа в буровом растворе чаще всего свидетельствует о вскрытии пласта с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением.

При этих условиях в случае герметизации скважины в короткий период времени разница между пластовым и забойным давлением не полностью передается на устье из-за вязкопластичных и вязкоупругих свойств буровых растворов. При слабых притоках глушение начинают промывкой скважины с противодавлением в затрубном пространстве, равным ДР. Продолжение выхода бурового раствора, содержащего газ, свидетельствует о недостатке избыточного давления в затрубном пространстве. Поэтому последовательно повышают Р_из.т на 1,0--1,5 МПа и продолжают промывку до тех пор пока не прекратится выход газированного бурового раствора. Плотность бурового раствора для ликвидации проявления определяют по формуле:

??_к=??_б.р+ (108)

где Р_из.к-- избыточное давление в обсадной колонне во время промывок, при котором прекратилось поступление пластового флюиде в скважину, МПа;

Р_г.с.к. - гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве скважины, МПа;

??_б.р - начальная плотность бурового раствора, кг/м³.

Допустимые давления в обсадной колонне при глушении ГНВП имеют два ограничения:

· рабочее давление блока превенторов и устьевого оборудования, или прочность последней обсадной колонны;

· давление гидроразрыва пласта ниже башмака последней обсадной колонны.

Вероятность гидроразрыва однородных пород будет иметь место в наиболее слабом сечении, т.е. в верхней части необсаженного ствола скважины.

В процессе вымыва газового флюида буровым раствором начальной плотности при поддержании постоянного давления на забое давление у башмака обсадной колонны или на любом участке:

· возрастает пропорционально росту высоты столба в затрубном пространстве до тех пор, пока газ не достигнет этого участка;

· понижается при прохождении газом этого участка;

· остается постоянным после того, как газ прошел этот участок.

Указанное положение относится и к обсадной колонне, в которой могут быть слабые участки (стык колонны, башмак, секция с наименьшей.

3.8.14 Открытые (аварийные) фонтаны. Их классификация

Открытые (аварийные) фонтаны классифицируются по следующим признакам:

1. По виду выбрасываемого флюида - нефтяные, газовые, нефтегазовые, газонефтяные, водяные и газонефтеводяные.

Это классификация достаточно условна, т.к. аварийный фонтан, особенно в начальный период стадии действия, представляет собой нестабильный процесс - может меняться вид флюида и его долевые соотношения.

2. По интенсивности притока.

Слабые Q_газа<0,5 млн.м³/сут, Q_нефти< 100 м³/сут

СредниеQ_газадо 1 млн. м³/сут, Q _нефтидо 300 м³/сут

СильныеQ_газа> 1 млн. м³/сут, Q_нефти > 300 м³/сут

Очень сильные фонтаныQ_газа> 10 млн. м³/сут, Q_нефти>1000 м³/сут.

3. По состоянию - на неосложнённые и осложненные. К неосложнённым относятся фонтаны из скважины, у которых не потеряна база для ликвидации фонтана. Сохранена:

· надежность обсадных колонн.

· фланцевая часть запорной арматуры

· очень хорошо, если в скважине находится колонна бурильных труб (чем глубже спущена - тем лучше).

Неосложненное фонтанирование считается управляемым при наличии на устье скважин исправного ПВО, которое позволяет направлять поток флюида (или часть его) в циркуляционную систему для дегазации и повышения плотности. При необходимости часть флюида может направляться в специальные амбары.

Осложненное (неуправляемое) фонтанирование происходит при поступлении флюида из скважины в случае отсутствия ПВО или его неисправности, а также невозможности загерметизировать разрушенное устье скважины.

4. По фазовому составу флюида. Фазовый состав флюида определяет характер работ по его ликвидации. Для ликвидации аварийного газового фонтана требуется разработка специальных мер пожарной безопасности и защиты людей. Требуется использование арматуры, рассчитанной на высокое давление. При проведении аварийных работ необходимо обеспечить высокую степень герметизации скважины.

При ликвидации нефтяного фонтана появляется необходимость в сборе и транспортировке выбрасываемой нефти и в предотвращении ее горения на поверхности. Выделяют две категории аварийных фонтанов, различающихся по фазовому составу - газовые и жидкостные, т.к. работы по ликвидации этих фонтанов принципиально различны.

Промежуточные случаи (нефтегазовые, газонефтяные, водонефтяные) существенно не влияют на выбор метода ликвидации аварии. К какой категории отнести такие фонтаны, можно решить, оценив вид продукции фонтана, определяющий его характер. Содержание воды в выбрасываемой фонтаном нефти не требует дополнительных градаций, поскольку характер работ по ликвидации такого фонтана определяется общим количестовм выбрасываемой жидкости и давлением в скважине.

Как газовый, так и жидкостный фонтаны могут выбрасывать обломки горных пород. Это может стать причиной возгорания фонтана.

5. По признаку пластового давления. Аварийные фонтаны делятся на низконапорные и высоконапорные. Фонтаны первой категории определяются пластовым давлением, не превышающим нормальное гидростатическое давление и градиент разрыва пород, слагающих вышележащие пласты. Фонтаны такого типа редки и их ликвидация достаточно проста.

Вторая категория - высоконапорные фонтаны. Они связаны со вскрытием залежей с аномально-высоким пластовым давлением, превышающим нормальное гидростатическое давление и градиент разрыва вышележащих пород. При этом имеется опасность произвольных утечек нефти и газа, образования грифонов и повышенная опасность при работе на устье скважины.

Важнейшим технологическим признаком аварийных фонтанов является конструкция и техническое состояние ствола фонтанирующей скважины. По этому признаку фонтаны делятся на изолированные и неизолированные. К изолированным относятся аварийные фонтаны из скважин, в которых все пласты, залегающие выше продуктивного горизонта, перекрыты обсадными колоннами. Причем качество первичного цементирования этих колонн не вызывает сомнения, и в них находится (или может быть спущена) колонна бурильных труб.

К неизолированным относятся фонтаны, полученные из скважин, в разрезе которых оставлены открытые потенциально поглощающие, напорные и неустойчивые пласты.

Изолированные фонтаны подразделяются на три группы:

· надежно изолированные, когда обсадные и бурильные трубы сохранили свое состояние и герметичность;

· не надежно изолированные, когда в результате износа или аварии герметичность обсадных колонн потеряна, но бурильная колонна цела. При этом остается возможность подачи на забой утяжеленных растворов;

· не надежно изолированные и осложненные, когда нарушена герметичность обсадных колонн, а бурильный инструмент поврежден или упал на забой.

Причины поступления газа в ствол бурящийся скважины. Основной причиной поступления газа в ствол бурящийся скважины является недостаточное давление столба бурового раствора. Недостаток давления столба бурового раствора может возникнуть в результате следующих причин:

· возникновения поглощений;

· пересечения скважиной тектонической трещины, сообщающейся с залегающим ниже газоносным пластом;

· несвоевременного долива скважины при подъеме бурильного инструмента;

· падения плотности бурового раствора за счет насыщения его газом, пластовыми водами или выпадения утяжелителя;

· снижение давления на вскрытые скважиной газовые пласты при подъеме бурильной колонны в случае использования бурового раствора с высоким статическим напряжением сдвига или при наличии сальников.

Признаки начала проявлений. Признаками начала проявлений в скважинах являются:

· выход на поверхность при восстановлении циркуляции порций бурового раствора, насыщенного газом;

· выделение газа из скважины, сопровождающийся кипением бурового раствора;

· перелив раствора из скважины при прекращении циркуляции;

· повышение уровня жидкости в приемных емкостях.

· Признаком начала затрубных проявлений является появление газа в межколонном пространстве и нарастание давления в нем.

Причины перехода газопроявлений в выбросы и открытые фонтаны

1. Выбор конструкции скважин, не соответствующей их геологическим условиям, без учета глубины залегания и пластового давления вскрываемых горизонтов.

2. Некачественное крепление обсадных колонн, на которых устанавливается противовыбросное оборудование, что приводит к прорывам газа за ними при выбросах после закрытия превентора.

3. Вскрытие газовых, газоконденсатных или напорных водоносных горизонтов без наличия на устье скважины противовыбросного оборудования.

4. Полное или частичное опорожнение скважины при газопроявлениях и выбросах из-за применения схем оборудования устья скважин, не обеспечивающих их своевременную и надежную герметизацию.

5. Неправильная эксплуатация противовыбросного оборудования.

6. Непринятие своевременных мер при газопроявлениях для предотвращения выброса открытого фонтанирования.

3.8.15 Предупреждение газопроявлений при бурении скважин

Применение буровых растворов надлежащего качества является основным средством предотвращения газопроявлений в бурящихся скважинах.

Плотность бурового раствора для вскрытия газового горизонта и дальнейшего углубления скважины следует определить по формуле

(109)

где ??₁ - плотность бурового раствора, кг/м³;

Р₁- пластовое давление в кровле газоносного горизонта, МПа;

Н₁- глубина залегания кровли газоносного горизонта, м;

к - коэффициент превышения гидростатического давления на пластовым.

Плотность бурового раствора должна быть немедленно повышена даже при небольшом движении раствора из скважины при остановленной циркуляции.

Вязкость и статическое напряжение сдвига бурового раствора необходимо поддерживать на минимально допустимом уровне согласно ГТН.

Перед вскрытием горизонтов, представляющих опасность выброса, на буровой должен быть создан запас бурового раствора и материалов для его приготовления, обработки и утяжеления согласно проекта.

Запрещается вскрытие газоносных горизонтов без наличия на буровой обсадных труб, необходимых для их перекрытия.

При подходе в процессе бурения к газовым пластам и высоконапорным нефтяным и водоносным горизонтам, а также после их вскрытия, производить постоянный контроль над плотностью бурового раствора, вязкостью и содержанию газообразной фазы каждые 30 минут, а по СНС и водоотдаче два раза за смену.

Отклонения от установленной величины плотности бурового раствора не допускаются больше чем на ± 20 кг/м³ по замерам жидкости, освобожденной от газа. Плотность раствора определяется по формуле [25]

(110)

где ?? - плотность раствора, которая должна соответствовать величине, установленной проектом (без газа);

??_с.м. - плотность газированной жидкости, отобранной из циркуляционной системы;

Г - содержание газа фазы в растворе в %.

...