Введение. 
Упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений

Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из опыта строительства скважин являются:

снижение производственной, технологической и трудовой дисциплины;

нарушение исполнителями действующих инструкций и правил безопасного ведения работ;

недостаточная обученность специалистов и производственного персонала действиям по предотвращению и ликвидации нефтегазопроявлений и фонтанов.

При проявлении признаков газонефтеводопроявлений, либо уже совершившегося поступления пластового флюида на устье скважины следует придерживаться «Регламента по практическим действиям буровой бригады при возникновении ГНВП на скважине» и других инструкций, положений по предупреждению и ликвидации данного вида осложнений.

Общий порядок действий буровой бригады в этом случае следующий: закрыть скважину; исследовать характер и степень ГНВП; оценить параметры, необходимые для управления скважиной; выбрать способ глушения скважины; приступить и осуществить ликвидацию аварии; расследовать причины аварии, ее последствия; по результатам работ провести обучение персонала для предупреждения повторного осложнения.

Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан прекратить углубление скважины и остановить вращение ротора (при турбинном бурении снизить производительность буровых насосов или отключить один насос);

установить замок бурильной трубы над столом ротора в пределах 0,5−1,2 м (напротив ключа АКБ для удобства в работе);

остановить насос в последнюю очередь, чтоб сохранить влияние перепадов давления в затрубном пространстве и не допустить осложнения при подъеме компоновки бурильного инструмента;

закрыть обратный клапан.

Закрытие скважины Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике бурения известны методы «жесткого» и «мягкого» закрытия скважины при флюидопроявлении.

" Мягкое закрытие «скважины.

Для реализации этого метода, рабочая гидравлически-механическая задвижка на устье должна быть закрыта, штуцер (правый) должен быть на 50% открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты. Это нормальное положение задвижек на штуцерной батарее при всех операциях, выполняемых на скважине.

Порядок работ при «мягком закрытии» скважины:

• * открыть гидравлическо — механическую задвижку на линии дросселирования (боковая задвижка на крестовине ПВД);
• * закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор) и задвижку прямого сброса. Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

постепенно закрыть штуцер;

закрыть механическую задвижку после штуцера;

оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5−10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Риз. т, Риз. к через каждую минуту.

" Жесткое закрытие" скважины.

В зарубежной практике, в случае раннего обнаружения проявления (Vо = 50ч500л), используется метод быстрой герметизации устья скважины. Для реализации этого метода штуцер (правый) должен быть закрыт, задвижки после штуцера на вертикальный дегазатор открыты. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты.

Порядок работ при «жестком закрытии» скважины:

• * закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор). Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;
• * открыть гидравлическо — механическую задвижку на линии дросселирования (главная боковая задвижка на крестовине);

оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5−10 минут (но не более 15 минут, независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Риз. т, Риз. к через каждую минуту.