Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними

Газа-, нефтеи водопроявления.

В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, то газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины — газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину, в результате чего происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти (водяной или нефтяной фонтан).

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под действием повышенного пластового давления. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции буровой раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа. При этом чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них .и тем больше пузырьки увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора и в результате возможных выбросы. Выбросы могут также возникнуть и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

Признаки начала газопроявлений следующие:

• а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек бурового раствора, насыщенного газом;
• б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора;
• в) слабый перелив раствора из скважины;
• г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);
• д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5−15% выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов — операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

Превенторы изготавливаются нескольких типов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, сделанными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плашками, которые соответствуют наружному диаметру труб и находятся в скважине. Глухие плашки устанавливают в превенторе по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, которое способствует еще большему их уплотнению.

В универсальных превенторах (рис. 7.8) ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Типы и основные параметры противовыбросного оборудования определены ГОСТ 13 862–80.

Установлены следующие типовые схемы противовыбросового оборудования с гидравлическим управлением (ОП):

• 1 — двухпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (рис. 7.9, а);
• 2 — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (рис. 7.9, б);
• 3 — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя крестовинами (рис. 7.9, в);
• 4 — трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя крестовинами (рис. 7.9, г).

Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл. 7.1. Под стволовой частью ОП понимается совокупность составных частей ОП, ось вертикальных проходных отверстий которых совпадает с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб). Манифольдом ОП называется система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой (включает линии дросселирования и глушения).

После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть опрессовано водой на давление, приведенное ниже.

ОП должно обеспечивать герметизацию устья скважины с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтовыми соединениями.

Практикой установлено, что большинство газо-, нефтеи водопроявлений приурочено к моменту проведения подъема колонны бурильных труб или первому периоду промывки скважины после спуска бурильной колонны.

Для предупреждения газо-, нефтеи водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные мероприятия.

• 1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.
• 2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь, отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.
• 3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефтеи водопроявлениями.
• 4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) следует принимать немедленные меры по его восстановлению.
• 5. Необходимо иметь запас бурового раствора. На скважинах, в которых предлагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.

Рис. 7.9. Типовые схемы ОП: 1 — вспомогательный пункт; 2 — станция с гидравлическим управлением с основным пультом; 3 — разъемный желоб; 4 — фланцевая катушка; 5 — универсальный превентор; 6 — плашечный превентор; 7 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 8 — задвижка с ручным управлением; 9 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 10 — отбойная камера с разрядным устройством; 11 — сепаратор; 12 — задвижка с гидравлическим управлением; 13 — устьевая крестовина; 14 — обратный клапан; 15 — регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 16 — пульт управления гидроприводным дросселем; 17 — обратный фланец

• 6. Так как колебания давления при спуско-подьемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.
• 7. Колонну бурильных труб надо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответствующих установленным ГТН. Скважину промывать следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.
• 8. Если при подъеме бурильных труб уровень бурового раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну спускают ниже интервала проявления, промывают скважину и только после этого приступают к подъему инструмента.
• 9. Перед вскрытием объекта с высоким пластовым давлением (где возможно проявление) под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

При угрозе выброса буровая бригада должна немедленно принять следующие меры.

• 1. В процессе бурения или промывки скважины выполняются следующие операции:
  • а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и оставляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки. Даёт команду остановить буровые насосы. После чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением в нагнетательной линии: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток Жидкости на отвод со штуцером большого размера;
  • б) после подъема колонны труб помощники бурильщика превенторами перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через нагнетательные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);
  • в) после закрытия превентора непрерывно замеряют плотность бурового раствора и наблюдают за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости раствор утяжеляют;
  • г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить Диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить рост уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;
  • д) при возрастании давления на устье до сверх допустимых величин закачку жидкости прекращают, выкидные задвижки закрывают и наблюдают за давлением в скважине; при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;
  • е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, то поток газа следует направить по нагнетательным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждение загорания газа или нефти;
  • ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.
• 2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.
• 3. При подъеме или спуске бурильной колонны. Если проявления незначительны, то проводят следующие мероприятия:
  • а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;
  • б) верховой рабочий немедленно опускается с вышки;
  • в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины, так как это было сказано в пункте 1.

Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, которые не позволяют присоединить ведущую трубу, то проводят следующие мероприятия:

• а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;
• б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор, доходил до ротора, и оставляет ее на весу;
• в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с пунктом 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан, и задвижки на выходе превентора;
• г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;
• д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер): эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых, величин (давление опрессовки колонны);
• е) дальнейшие работы проводят в соответствии с пунктом 1.

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культ будке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению, возникновению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

В некоторых случаях приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование-механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоит из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом бурового раствора и сопротивлением в штуцере, который устанавливается на конце нагнетательной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Иногда, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т. д.

Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины, следует понимать фонтанные газо-, нефтеи водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газои водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

Все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо следующее:

спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья;

обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

• 1. Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В некоторых случаях работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин. Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать это осложнение.
• 2. Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

В случае, когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно направленные скважины.