Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин
 Скачать 0.77 Mb.
|
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ ПРИ БУРЕНИИ И РЕКОНСТРУКЦИИ ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНПРИЗНАКИ ОБНАРУЖЕНИЯ ГНВП Прямые признаки ГНВП: увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости, повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при неизменной подаче буровых насосов; уменьшение против расчетного объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъеме бурильной колонны; увеличение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильной колонны; повышение газосодержания в буровом растворе. Косвенные признаки возможного возникновения ГНВП: увеличение механической скорости проходки; изменение показателей бурового раствора; изменение давления на буровых насосах; увеличение крутящего момента на роторе. Прямые признаки, часто даже один из них, как правило, указывает на наличие ГНВП. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении проявлений. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины в целях выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП. Появление газированного раствора на устье скважины без увеличения скорости его притока в желобе и объема в приемных мерниках указывает на разбуривание пласта с низкой проницаемостью, но с давлением выше забойного. В этом случае возникают условия, способствующие поступлению в ствол скважины ограниченных объемов флюида пласта с низкой интенсивностью. Необходимо усилить контроль за скважиной. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ГНВП И ОФ В рабочем проекте на бурение, реконструкцию скважин должны быть указаны: мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП; метод контроля заполнения скважины при подъеме инструмента; метод контроля вытесненного из скважины раствора при спуске инструмента; схемы обвязки устья скважины ПВО; объем запаса бурового раствора. В буровой организации должна быть разработана инструкция по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей. Инструкция согласовывается с ПФС, Недропользователем и утверждается техническим руководителем организации, осуществляющей буровые работы. Подрядчик по бурению должен разработать Порядок выдачи специального разрешения на бурение скважины после монтажа и опрессовки ПВО, согласовать с ПФС. При бурении и реконструкции перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению ГНВП и провести, совместно с представителем ПФС: вскрытие пластов, вскрытие проводить только после спуска обсадных колонн, предусмотренных рабочим проектом; проверку смонтированного на устье скважин ПВО на соответствие утвержденной схемы; инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при появлении признаков и ликвидации ГНВП согласно ПЛА; проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией, но не реже одного раза в месяц с каждой вахтой; проверку наличия в рабочих и запасных емкостях необходимого количества промывочной жидкости, а также необходимый на случай ГНВП запас материалов и химреагентов для приготовления промывочной жидкости, в соответствии с рабочим проектом; оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую; проверку наличие и исправности газоанализатора и аварийного запаса СИЗОД. Готовность объекта к вскрытию пласта или пластов подтверждается актом, согласованным с комиссией буровой организации и ПФС. На всех этапах производства буровых работ должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственным процессом в соответствии с требованиями рабочего проекта и соответствующих нормативных правовых актов. Контроль за ходом производства буровых работ, качеством выполнения этих работ, технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться пользователем недр (Заказчиком), организацией, осуществляющей производство буровых работ и другими субъектами хозяйственной деятельности, уполномоченными пользователем недр. При возникновении в процессе производства буровых работ ГНВП оперативные решения по отклонению от параметров, предусмотренных в рабочем проекте, принимаются буровым Подрядчиком с последующим уведомлением Заказчика. Конструкция скважины должна обеспечивать условия безаварийного ведения работ на всех этапах ведения буровых работ. Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них ПВО должна обеспечить: герметизацию устья скважины в случаях ГНВП, выбросов и ОФ с учетом превышения дополнительного давления не менее чем на 10 %, необходимого для глушения скважины; противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования. Конструкция устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должна обеспечивать возможность аварийного глушения скважины. Система противофонтанной арматуры стволовой части верхнего силового привода должна включать не менее двух встроенных шаровых задвижек. Одна из задвижек должна быть оснащена дистанционным управлением с пульта. Рабочее давление шаровых задвижек должно быть не менее предельно допустимого давления других элементов нагнетательного трубопровода буровой установки, а их проходное сечение должно соответствовать проходному сечению стволовой части привода. Тампонажные материалы, используемые при производстве буровых работ, должны иметь сертификаты, подтверждающие их качество. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать рабочему проекту. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается ПВО. После монтажа и опрессовки ПВО, дальнейшее бурение скважины может быть продолжено при наличии разрешения представителя ПФС, выдаваемое после проверки готовности буровой к дальнейшему углублению и проведения учебной тревоги по программе «Выброс». Выбор типа ПВО и колонной головки, схема установки и обвязки ПВО, блоков глушения и дросселирования осуществляется проектной организацией и согласовывается с ПФС, буровой организацией и Заказчиком. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены предупредительные надписи: «Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!», «Недолив скважин - путь к фонтану!». За 100 м до вскрытия продуктивных горизонтов комиссия под председательством технического руководителя подрядной организации с участием представителя военизированной службы по предотвращению и ликвидации ОФ должна - проверить готовность к дальнейшему углублению скважин, наличие и состояние средств и материалов по борьбе с ГНВП, обученность буровой бригады, а также состояние оборудования, прежде всего противовыбросового и состояние ствола скважины. Результаты проверки оформляются актом. Дальнейшее углубление ведется после получения письменного разрешения от представителя ПФС. Учебные тревоги по сигналу «Выброс» проводит мастер в соответствии с утвержденным графиком и инструкцией по организации и проведению учебных тревог. Контрольные тревоги проводятся ответственным ИТР и представителем ПФС. Каждый новый рабочий должен быть обучен по профессии и допускается к работе на буровой только после инструктажа и ознакомления с обвязкой ПВО с соответствующей подписью в журнале инструктажа. С бурильщиком, направленным в бригаду с другой буровой, буровой мастер должен лично провести инструктаж. Перед вскрытием продуктивного пласта необходимо провести инструктаж по вопросам предупреждения и раннего обнаружения ГНВП и обучение членов буровой бригады практическим действиям по раннему обнаружению и первичным действиям вахты в случае ГНВП и ОФ согласно «Инструкции по первичным действиям вахты в случае возникновения газонефтеводопроявления и открытых фонтанов при строительстве скважин на нефть и газ» (Приложение 1). Если есть опасность прихвата бурильной колонны, то необходимо производить периодическое расхаживание бурильного инструмента по гладкой части трубы при закрытом универсальном превенторе. (Под руководством представителя ПФС) При появлении признаков начавшего проявления при подъёме труб необходимо остановить подъем. При отсутствии перелива сразу приступить к спуску труб в «башмак» обсадной колонны. Не проводить кратковременных промежуточных промывок при наличии газированных забойных пачек. Промежуточные промывки во время спуска производить по длительности, позволяющей убедиться в отсутствии пластового флюида в скважине. Длительные ремонтные или профилактические работы, не связанные с ремонтом устья скважины, необходимо производить при нахождении бурильной колонны в «башмаке» обсадной колонны с обязательной установкой шарового крана. Если производится продолжительный ремонт устья скважины или ПВО и нет возможности промыть скважину, то нужно устанавливать отсекающий цементный мост. В случае длительных остановок при вскрытых коллекторах периодически проводить промывки, продолжительность которых должна позволить убедиться в отсутствии пластового флюида в затрубном пространстве скважины. Для безопасного спуска «хвостовика» на мостках иметь бурильную трубу по диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны с навернутым ОК и переводником под резьбу обсадной колонны («хвостовика»). ОК должен быть с приспособлением для наворота его в открытом положении. Перед вскрытием напорного продуктивного горизонта в компоновку должны быть включены два шаровых крана, один устанавливается между вертлюгом и рабочей трубой, второй - между рабочей трубой и бурильной колонной. Использовать шаровые краны разрешается только для герметизации трубного пространства при возникновении проявлений. За 50 - 100 м до вскрытия горизонтов с возможным ГНВП на буровой должен быть создан, а при дальнейшем бурении постоянно поддерживаться запас промывочной жидкости равный объему скважины, с такой же плотностью, как и в скважине. Кроме того, на объекте должен иметься запас глинопорошка, утяжелителя, химических реагентов и технических средств, обеспечивающих приготовление бурового раствора в количестве не менее одного объема скважины в установленные сроки. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями обеспечивать безаварийные условия производства буровых работ. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на ±0,03 (±0,02)г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений). Вязкость бурового раствора должна обеспечивать эффективную дегазацию раствора во время бурения. При производстве буровых работ необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины: один в емкостях буровой установки, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для его оперативного приготовления. Для предупреждения ГНВП и обвалов стенок в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проекта. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций: герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее; вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность; подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия; срезания бурильной колонны; (при наличии плашечного превентора со срезными плашками); контроля состояния скважины во время глушения; расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата; спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном (1/300) от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м и оканчиваться фланцами. (или предохранительными муфтами) Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление: 50 кгс/см2 (5 МПа) (100 кгс/см2 (10 МПа))- для ПВО, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа); 100 кгс/см2 (10 МПа) (100 кгс/см2 (10 МПа))- для ПВО, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа). Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель Заказчика и ПФС. Длина линий должна быть: для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м; для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м. Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм. Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться Подрядчиком по согласованию с ПФС. Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием сертифицированных узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца. При обнаружении нарушений, которые могут повлечь за собой опасность для жизни людей или возникновения ОФ, дальнейшие работы должны быть прекращены до устранения этих нарушений. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты. Основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте. Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он за 100 м до вскрытия продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов в режим оперативной готовности. Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны, согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений. В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого. (В настоящее время реализация данной опции отсутствует). В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие, на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено. Каждая буровая установка должна быть обеспечена светильниками напряжением 12 В и аварийным освещением этого же напряжения. Аварийное освещение устанавливается под буровой для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пультов управления превенторами, у щита индикаторов веса бурильного инструмента, блоке дросселирования и у аварийного блока задвижек. Превенторы должны один раз в месяц проверяться на закрытие и открытие членами буровой бригады. ( В настоящее время исправность превенторов проверяется закрытием и открытием плашек один раз в неделю до вскрытия и ежедневно при вскрытии продуктисных пластов буровым мастером или механиком, инженером буровой. О проверке превенторов делается запись в буровом журнале). Для герметизации устья скважины должен быть обеспечен беспрепятственный доступ к ПВО, к блокам глушения и дросселирования, к штурвалам ручного управления превентором. В период отрицательных температур, превенторная установка должна обогреваться в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации завода-изготовителя. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания обсадной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом. Ввод в эксплуатацию устьевого оборудования и ПВО новых типов производится по согласованию с ПФС. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб. Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками. В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300 - 400 мм ниже плашек превентора. Длина специальной трубы должна быть 6 - 9 м, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации ГНВП и ОФ, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя Заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель Заказчика и ПФС. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м производится опрессовка прибашмачной зоны открытого ствола скважины. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель Заказчика и ПФС. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3/т) газовым фактором, газонагнетательных скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 100 кгс/см2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с рабочим проектом. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Межколонное пространство считается герметичным, если в течение 30 (тридцати) минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя Заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель Заказчика и ПФС. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: 10 % для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 5 % для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. Все шаровые краны должны находиться в открытом положении. Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два ОК с приспособлением для установки их в открытом положении. Шаровые краны и ОК должны иметь технические паспорта и акты опрессовки на рабочее давление и сведения о проведении дефектоскопии. Опрессовка шаровых кранов и ОК на рабочее давление в условиях мастерских производится 1 раз в 6 месяцев. При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство Подрядчика, Заказчика, ПФС и действовать в соответствии с ПЛА. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке. После герметизации устья скважины при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО, при росте давления в скважине выше допустимого (80 % от давления опрессовки спущенной колонны) необходимо стравливать давление через линию дросселирования плавно приоткрывая дроссель. Стравливание производят с интенсивностью 3-4 кгс/см2 в минуту, посредством манипуляции дросселем. Буровая установка должна иметь емкость для долива бурового раствора в скважину. Емкость должна быть не менее 16 м3, снабжена указателем уровня и от тарирована по объему не более чем через 0,5 м3. В зимнее время должен быть предусмотрен обогрев доливной емкости. Количество долитого в скважину и вытесненного из скважины бурового раствора при СПО должно регистрироваться бурильщиком в вахтовом журнале. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документами по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития ГНВП. При вскрытии газонефтеносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной колонны) должен производиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5 % (объемных), то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению. (В настоящее время при содержании газа в буровом растворе более 1% принимаются меры по его дегазации). Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, ПФС и Заказчиком. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое. При вероятности или необходимости снижения гидростатического ниже пластового, работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью испытателей пластов, осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора, противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с Заказчиком, ПФС и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем Подрядчика. При испытании скважин с выводом пластового флюида на поверхность необходимо: опрессовать обсадную колонну с ПВО в установленном порядке; проверить расчетные характеристики бурильных труб на избыточное внутреннее и наружное давления, которые могут возникнуть в процессе испытания; оборудовать бурильную колонну шаровым краном и специальной устьевой головкой, опрессовав их на давление, превышающее на 10 % ожидаемое в процессе испытания; провести обвязку устья с манифольдом буровых насосов и выкидной линии превенторной установки; обеспечить возможность прямой и обратной закачки промывочной жидкости в скважину; согласовать схему обвязки устья с ПФС и Заказчиком. Запрещается проведение работ с трубными пластоиспытателями в скважинах без оборудования их устья ПВО. До производства работ по проведению ИПТ производитель работ обязан пригласить с предоставлением транспорта представителя ПФС для проверки: исправности и работоспособности ПВО и гидравлической обвязки, освещения (аварийного), системы дегазации притока, наличие бурового раствора, долива скважины, исправность установленного оборудования и инструмента, наличие регламентированного объема раствора и запасов химреагентов, а также документации: технических паспортов на индикатор веса, бурильные трубы, ПВО и обвязку; акта на опрессовку ПВО и последней обсадной колонны; плана ликвидации аварий и пожара; акта готовности скважины и бурового оборудования к исследованию скважины ИПТ; плана исследования скважины; акта на опрессовку устьевой головки и бурильной колонны. Представитель ПФС должен провести инструктаж по предупреждению возникновения ГНВП и ОФ, учебную тревогу по герметизации устья скважины при возникновении ГНВП при производстве с ИПТ. После окончания тревоги проанализировать ошибки, допущенные членами вахты при выполнении поставленных задач. Результат анализа занести в «Журнал проведения учебно-тренировочных занятий». Проведение ИПТ запрещается в случаях: отсутствия ПВО или его неисправности; проявления скважины с угрозой аварийного фонтанирования; неисправность бурового оборудования и инструмента; отсутствие ответственного представителя, указанного в плане работ; отсутствие документации, необходимой для проведения работ. Перед началом работ по забуриванию бокового ствола все перетоки в затрубном пространстве, выявленные в ходе исследования скважины, должны быть ликвидированы. Перед началом работ по реконструкции скважины, в том числе исследовательских работ, устье скважины должно быть оборудовано ПВО. Устье скважины вместе с ПВО должно быть опрессовано на давление, превышающее не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации ГНВП и ОФ, а также при опробовании и эксплуатации скважины. ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП НА РАННЕЙ СТАДИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ Контроль за поступлением пластового флюида в ствол скважины в процессе бурения осуществляют по увеличению объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости, повышению скорости выходящего потока, газосодержания в буровом растворе (прямые признаки), по росту механической скорости проходки, изменению давления на стояке и параметров бурового раствора (косвенные признаки). Увеличение объема притока пластового флюида в ствол скважины не должно превышать допустимую величину Vдоп, которую устанавливают равной 1/2 Vnp, но не более 1.5 м3. Для своевременного обнаружения притока пластового флюида: изолируют приемную емкость, через которую ведется циркуляция, от других; устанавливают исходный уровень бурового раствора после возобновления циркуляции; корректируют положение исходного уровня на объем введенных добавок при обработке и утяжелении бурового раствора, интенсивного выпадения осадков или потерь раствора при его очистке; переключают насосы, приемные емкости, перераспределяют объемы бурового раствора только с ведома бурильщика; останавливают процесс бурения для выполнения указанных работ, если бурение ведут в отложениях, содержащих сероводород. Повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины на 10 % и более при неизменной подаче буровых насосов надежно фиксируется индикатором потока, устанавливаемым в открытом желобе, и свидетельствует о проявлении большой интенсивности. Результаты измерения расхода (скорости) потока на выходе необходимо сопоставлять с результатами измерений уровня в приемной емкости. При увеличении в буровом растворе содержания газа выше 5 % принимать меры по его дегазации и выявлять причины его поступления (работа пласта, выделение из выбуренной породы и т.д.). Буровой раствор во время бурения и промывки должен контролироваться прибором для определения содержания газа, а при бурении разведочных скважин в предполагаемых продуктивных зонах - станцией геолого-технического контроля (ГТИ). Появление или увеличение в буровом растворе газа, обнаруженного на выходе его на поверхность, т.е. в тот момент, когда пластовый флюид прошел всю скважину, нельзя считать ранним. Но выход газированного бурового раствора, не сопровождаемый увеличением уровня в приемных емкостях и скорости выходящего раствора, указывает на разбуривание пласта низкой проницаемости, но с давлением выше забойного. Появление газированного раствора всегда требует усиления контроля за поведением скважины в процессе ее углубления. При промывках после прекращения бурения проявление распознают по прямым признакам - увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях, повышение расхода жидкости на выходе из скважины, повышение газосодержания в растворе. При прекращении промывки, например, при наращивании бурильной колонны, проявление обнаруживают визуально по продолжающемуся движению бурового раствора в желобной системе. Следует иметь в виду, что за счет сжимаемости и вязкоупругих свойств буровых растворов после остановки насосов, из скважины вытекает определенное количество жидкости, и это не является признаком проявления. Если в процессе наращивания инструмента в призабойную зону скважины поступает газ, то он фиксируется на устье в виде пиковых увеличений газосодержания относительно фонового уровня с запаздыванием, равным времени выноса на поверхность забойной пачки. Наличие «газа наращивания» не требует немедленного утяжеления бурового раствора. Во время промывок после спуска бурильной или обсадной колонны или длительной остановки циркуляции проявление распознают по снижению давления на буровых насосах (косвенные признаки), по увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях, по увеличению расхода (скорости) выходящего бурового раствора и повышению газосодержания в нем (прямые признаки). Наличие газа только в забойной пачке, наблюдаемое после спуска бурильной колонны и промывки, как правило, не приводит к выбросу. Если подход газированной забойной пачки к устью скважины приводит к снижению давления в бурильных трубах и расплескиванию бурового раствора вокруг устья, то вымывать ее следует при закрытом устье через регулируемый дроссель. Поступление пластовых флюидов (чаще всего газа) в скважину, не приводящее к переливу бурового раствора, практически не снижает забойного давления и не требует утяжеления бурового раствора. Выход из скважины газированного раствора, сопровождающийся повышением уровня в приемных емкостях, требует повышения плотности бурового раствора и принятия мер по ликвидации начавшегося проявления. Увеличение механической скорости проходки более чем вдвое, указывает на возможность поступления пластового флюида в ствол скважины или вскрытия зоны возможного поглощения с последующим проявлением. При приближении к пласту, из которого флюид может поступить в скважину, механическую скорость проходки (механический каротаж) следует регистрировать по бурению полуметровых интервалов. При увеличении механической скорости проходки Vмех. в малоизученной части разреза более чем вдвое, бурение следует прекратить и в течение одного цикла циркуляции промыть скважину, контролируя при этом изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях и давление на стояке. Изменение давления на стояке. Поступление пластового флюида в буровой раствор изменяет гидродинамическую характеристику скважины, что отражается на показаниях манометров, установленных на нагнетательной линии насосов. В начальный момент проявления давление на буровых насосах может возрастать. При малой интенсивности флюидопроявления, это начальное увеличение может остаться незамеченным. В дальнейшем по мере развития проявления давление в нагнетательной линии будет уменьшаться. Наличие притока в скважину пластового флюида проверяют при остановленных насосах, по наблюдаемому переливу бурового раствора по желобной системе, а при закрытой скважине - по появлению и росту избыточного давления на стояке и в затрубном пространстве. Изменение показателей бурового раствора. Поступление пластового флюида в буровой раствор приводит к изменению его показателей: плотности, водоотдачи вязкости статического и динамического напряжений, удельного сопротивления, концентрации хлоридов, температуры и др. Необходимо помнить, что причиной отклонения от заданных свойств бурового раствора могут являться и другие факторы. Информация об изменении указанных показателей поступает с запаздыванием на время, требуемое для возвращения на поверхность бурового раствора, По изменению одного или одновременно нескольких из показателей бурового раствора распознают проявление со слабой интенсивностью. ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП ПРИ СПО Проявление, начавшееся в процессе подъема бурильной колонны, распознают по уменьшению объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство, по сравнению с объемом металла бурильных труб, извлекаемых из скважины, и объемом бурового раствора, оставшегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Если для очистки не используются обтираторы, то учитывают объем пленки и на наружной поверхности труб. До начала вскрытия высоконапорного пласта при уверенности, что скважина не поглощает и не проявляет, в процессе подъема инструмента проводят контрольные измерения по доливу скважины и составляют таблицу, в которую вносят данные по количеству поднятых свечей, соответствующий им расчетный объем металла труб и фактический объем жидкости, долитой в скважину. В дальнейшем, в эту же таблицу при каждом подъеме вносят результаты измерений по объему доливаемого в скважину бурового раствора и сопоставляют с данными контрольного замера. Если при подъеме труб будет установлено, что объем доливаемой жидкости (Vд уменьшился по сравнению с соответствующим контрольным замером на величину Vдоп.=1/4 Vnp. (но не более 1 м3), то необходимо остановить подъем и немедленно приступить к ликвидации начавшегося проявления. В циркуляционную систему должна быть включена емкость для долива, объем которой на 20 - 30 % больше объема раствора, вытесняемого бурильным инструментом. Емкость должна быть проградуирована и оборудована уровнемером. В процессе спуска бурильной и обсадной колонн начавшееся проявление распознают по увеличению объема в приемной емкости бурового раствора против расчетного объема вытеснения (Vв). Фактический объем вытесняемого бурового раствора определяют по контрольным измерениям во время спуска труб до вскрытия пласта по методике аналогичной для подъема труб и заносят в таблицу. Если фактический объем не определялся, то за контрольный объем вытесняемого бурового раствора принимают расчетный объем металла бурильных труб или обсадных труб, увеличенный на 1 - 4 % Контроль за объемом вытесняемой жидкости при спуске труб ведут по объему бурового раствора, находящегося в одной из приемных емкостей (остальные отключают от желобной системы). При этом учитывают, что во время спуска труб в желобной системе находится некоторый объем бурового раствора, вытесненного из скважины. При непрерывном спуске труб в желобах существующих циркуляционных систем задерживается 500 - 600 литров бурового раствора, который при остановках спуска практически полностью сливается в приемную емкость в течение 7 - 10 минут. Этот объем учитывают при контроле за разницей в объемах вытесненной жидкости и металла труб, спущенных в скважину. Увеличение объема в приемной емкости на Vл Vnp (но не более 1 м3) против контрольного объема указывает на начало ГНВП. Контрольный замер объема долива устанавливается через каждые три операции по доливу. При спуске бурильных труб контрольный замер той же периодичности, что и при подъеме. При отсутствии циркуляции бурового раствора в скважине, в том числе при полностью поднятой колонне, геофизических и ремонтных работах, ГНВП обнаруживают по движению жидкости в желобной системе. При этом не допускают увеличения объема бурового раствора в приемной емкости свыше Vпр, но не более 1 м3. ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП ПРИ ПОГЛОЩЕНИИ БУРОВОГО РАСТВОРА Проявление после поглощения при остановленных насосах обнаруживают по движению бурового раствора по желобу, 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. облегченным) или водой и контролируют уровень в затрубном пространстве. Добиваются подъема уровня жидкости до устья. К подъему бурильной колонны выше «башмака» обсадной колонны приступают только после заполнения скважины до устья буровым раствором. Особенно тщательно ведут контроль за скважиной по объему доливаемого бурового раствора, сопоставляя его с объемом поднимаемого металла труб и пленки бурового раствора на них. Подъем 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. ЛИКВИДАЦИЯ ГНВП И ОФ При обнаружении проявления вахта герметизируют скважину, действуя в соответствии с «Инструкцией по первичным действиям вахты в случае возникновения газонефтеводопроявления и открытых фонтанов при строительстве скважин на нефть и газ» (Приложение 1). По Рабочей Карте определяются технологические параметры глушения, плотность бурового раствора, его подачу, давление в бурильной колонне, количество утяжелителя. Порядок работ при глушении ГНВП (двухстадийный способ): Операция 1. Стабилизация давления. Стабилизировать давление в закрытой скважине (давление может не стабилизироваться - наблюдать 5 - 10 мин.), записать максимальные значения: - давление в бурильных трубах, Риз.т. _____ МПа - давление в обсадной колонне, Риз.к. _____ МПа - плотность бурового раствора в бурильных трубах, ρ _____ кг/м3∑ - длина бурильной колонны в скважине, Н ______ м - объем проявления, Vo ______ м3 Операция 2. Определение давления циркуляции Рн. Открыть отводы превентора через дросселя в желоба (или линию) на дегазатор или сепаратор. Одновременно включить насос в циркуляцию, постепенно доведя его подачу до выбранного значения. Записать параметры скорости работы насоса: - частота двойных ходов в минуту _____ - показания тахометра дизелей _____ об/мин. Одновременно с пуском отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в обсадной колонне при постоянной подаче насоса превышало давление до начала циркуляции Риз.к. на 0,5 - 1 МПа. При отрегулированном давлении перед дросселем и постоянной подачей насоса записать давление циркуляции, Ри_______МПа. Операция 3. Вымыв пластовых флюидов из скважины. Вести циркуляцию, поддерживая давление при постоянной подаче насосов и постоянное давление в нагнетательной линии Ри, изменением площади проходного сечения дросселя. Если давление в нагнетательной линии поднимется выше Ри ____ МПа, приоткрыть дроссель, если уменьшится - прикрыть. Внимание! Если давление в колонне станет превышать максимально допустимое, то дроссель приоткрыть и циркуляцию вести при максимально допустимом давлении в колонне, т.е. перейти на метод «ступенчатого глушения скважины». Операция 4. Определение новых избыточных давлений. После вымыва из скважины пластовых флюидов: газа, нефти, воды - остановить насосы и закрыть скважину, на этот раз избыточные давления в бурильной и обсадной колоннах должны быть одинаковыми и равняться первоначальному избыточному давлению в бурильной колонне Риз.т. Записать новое значение Риз.т. и Риз.к. Операция 5. Определение плотности бурового раствора. Определить требуемую для глушения скважины плотность бурового раствора.  где, ρ - плотность раствора, закачанного в скважину, кг/м3;  - замеренное избыточное давление, МПа; - превышение забойного давления над пластовым согласно подраздела 210. «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», МПа;g - ускорение свободного падения, м/с2;  - глубина спуска инструмента по вертикали, м.Операция 6. Утяжеление бурового раствора. Утяжелить имеющийся в емкостях буровой раствор, в объеме равном 1,2 - 1,5 объема скважины. Рекомендуется проводить операцию 6 в отдельных емкостях одновременно с операцией 3. Принять меры по ускоренному утяжелению бурового раствора. Операция 7. Определение конечного давления циркуляции. Вести закачку утяжеленного бурового раствора при постоянном давлении в колонне (Риз.к.+ 0,5 - 1,0 МПа). Давление в бурильных трубах при этом будет снижаться. Запишите значение давления в бурильных трубах в момент, когда они полностью будут заполнены утяжеленным буровым раствором,  к.Операция 8. Глушение проявления-закачивание утяжеленного бурового раствора. Вести глушение проявления при постоянной подаче насоса и постоянном давлении Рк, в бурильных трубах. Давление перед дросселем постепенно снижать, контролируя степень его открытия, исходя из постоянства давления в бурильных трубах. Операция 9. Промывка скважины после глушения проявления. После того, как из скважины начинает поступать буровой раствор плотностью к, снизить давление перед дросселем (обычно равное к этому моменту 0,5 – 1,0 МПа).Остановить насосы и проверить, нет ли перетока бурового раствора из скважины. Если из нее продолжает поступать раствор, то вновь закрыть скважину и проверить, не поднимается ли давление в обсадной колонне или бурильных трубах. Если нет, то открыть превенторы и промыть скважину с полной подачей насосов с окончательным выравниванием плотности бурового раствора по всему циклу. При наличии давления в бурильных трубах операции по глушению скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора. Ликвидация ГНВП в осложненных условиях производиться по отдельному плану. В случае ГНВП и открытого фонтанирования скважины буровая вахта действует в соответствии с «Инструкцией по первичным действиям вахты в случае возникновения газонефтеводопроявления и открытых фонтанов при строительстве скважин на нефть и газ» (Приложение 1). При воспламенении фонтана ответственный ИТР принимает меры по сваливанию буровой вышки в наиболее безопасном направлении. Работа по ликвидации ОФ проводится по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных в плане мероприятий. Работы на устье фонтанирующей скважины должны проводиться силами ПФС, а вспомогательные работы - членами буровой бригады, прошедшими специальный инструктаж. |