Осложнения в процессе бурения скважин. Осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины

• Название: Осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины
• Дата: 13.12.2021
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: Осложнения в процессе бурения скважин.docx
• Тип: Документы; #302358
• страница: 2 из 3

1.4. Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними.

Газо-, нефте- и 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, газ с огромной силой выб­расывает жидкость из скважины — возникает 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 происходит выброс бу­рового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.

Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. 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 они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занима­ют большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Масса столба бурового раствора уже не может проти­востоять давлению газа и происходит выброс. Постепенно проса­чиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность ра­створа, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут воз­никнуть и в случае понижения уровня бурового раствора в сква­жине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины. К признакам начала газопроявлений относятся: выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек бурового раствора, насыщенного газом;

кипение в скважине при ограниченном поступлении из плас­тов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора; слабый перелив раствора из скважины;

повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых на­сосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); появление газа по показаниям газокаротажной станции. В этих случаях следует усилить промывку скважины, приоста­новить бурение или спускоподъемные операции 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.

В настоящее время изготавливается несколько типов превенто­ров. При использовании плашечных превенторов скважины пере­крываются сдвигающимися к центру плашками, изготовленными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плашками, размеры которых соответствуют наружному диаметру труб, находящихся в скважине. Глухие плашки устанавливаются 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, способствующее еще большему их уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпу­се (рис. 1.4).

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 (ОП) определены ГОСТ 13862-80 (табл. 1.1).

Установлены следующие типовые схемы противовыбросного оборудования с гидравлическим управлением (рис. 1.5):

1— двухпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (см. рис. 6.5, а);

2— трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (см. рис. 6.5, б);

3— трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя крестовинами (см. рис. 6.5, в);

4— трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя крестовинами (см. рис. 6.5, г).

Под стволовой частью ОП понимается совокупность состав­ных частей, ось вертикальных проходных отверстий которых со­впадает с осью ствола скважины, последовательно установлен­ных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает в себя превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб). Манифольдом ОП называется система тру­бопроводов, соединенных по определенной схеме и снабжен­ных необходимой арматурой (включает в себя линии дроссели­рования и глушения). После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть опрессовано водой (табл. 1.2).
Таблица 1.2


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.

Подавляющее большинство газо-, нефте- и водопроявлений

приурочено к моменту проведе­ния подъема колонны буриль­ных труб или к первому перио­ду промывки скважины после спуска бурильной колонны.

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в про­цессе бурения, кроме утяжеле­ния глинистого раствора и гер­метизации устья скважины, не­обходимо выполнять следующие основные рекомендации:

не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колон­ны обсадных труб, предусмот­ренных ГТН;

долив скважины при подъеме бурильной колонны должен но­сить не периодический, а 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;

цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обес­печивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

Буровая установка до начала бурения должна быть обеспече­на емкостями с запасным буровым раствором: на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газо- и нефтепроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектах; газовых и газоконденсатных месторождениях; месторождениях с аномально высокими дав­лениями.

Следует избегать применения компоновок нижней части буриль­ной колонны с малыми зазорами, так как колебания давления при спускоподъемных операциях зависят от зазора между буриль­ной колонной и стенками скважины.

Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах бурового раство­ра, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной произво­дительности насосов и при вращении бурильной колонны.




Рис. 1.5. Типовые схемы ОП с гидравлическим управлением:

а — двухпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; б — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; в — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами; г — трехпревенторная, с тремя линиями манифольда и двумя крестовинами; 1 — вспо­могательный пульт; 2 — станция гидравлического управления 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



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 необходимо спустить ниже интервала проявления, про­мыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

Перед вскрытием объектов 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:

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, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (пос­ле его закрытия) за давлением на его выкиде; при росте давле­ния до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером больше­го размера;

после подъема колонны труб помощники бурильщика при по­мощи превенторов перекрывают устье скважины; после гермети­зации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную си­стему (амбар);

после закрытия превентора непрерывно замеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходи­мости производится утяжеление раствора;

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 повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрывают­ся, и ведется наблюдение за давлением в скважине; при дальней­шем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины че­рез отводы превентора, поток газа следует направить по выкид­ным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупрежде­нию загорания газа или нефти;

дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят­ся 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 при подъеме или спуске бурильной колон­ны ликвидируются по специальному плану. Если проявления незначительны:

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;

верховой рабочий немедленно спускается с вышки; закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада гер­метизирует устье скважины.

Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выб­росами, не позволяющими присоединить ведущую трубу: верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

буровая бригада герметизирует устье скважины превентора, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособ­ление для его открытия, затем закрывают клапан на выходе превентора;

буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной ко­лонне;

запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в ко­лонну; одновременно бурильщик с помощниками приоткрывают задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением производительности 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 (давления опрессовки колонн);

дальнейшие работы производятся в соответствии с п. 1. Между членами каждой вахты должны быть распределены обя­занности на случай возникновения газо-, нефте- и водопроявлений, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учеб­ные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий, регистрируя их проведение в специальном журнале. Конт­рольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить инженерно-технические работники (ИТР) буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению, возникновению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фон­танов и анализировать результаты этих тренировок.

Иногда 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 (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также штуцерная батарея. Противодавление на пласт при буре­нии под давлением создается столбом бурового раствора и сопро­тивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной ли­нии, идущей от противовыбросового оборудования.

Иногда, в силу целого ряда обстоятельств, 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.п.

Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти или 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 скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещи­нам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и 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 взаимосвязаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения 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:

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.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызы­вает тяжелые последствия, а в ряде случаев даже гибель скважин. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этих осложнений.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа из соседних скважин, 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.