Специальная часть

Вероятность возникновения аварийной ситуации, связанной с возможным возникновением фонтанирования из скважины веществ, представляющих опасность окружающей среде, снижается системой мер. Кроме того, снижению степени риска открытого фонтанирования скважины способствуют технические решения, заложенные в проект:

- при разработке конструкции скважины определены зоны совместимых условий бурения скважины, которые в свою очередь являются зонами крепления скважины обсадной колоной-хвостовиком:

- давление гидроразрыва пород под башмаком в существующей эксплуатационной колонне превышает ожидаемое давление при фонтанировании скважины и закрытом устье из расчета полного замещения бурового раствора пластовым флюидом:

- комплектование обсадной колонны-хвостовика производится трубами с расчётным запасом прочности по давлениям и на разрыв;

- остаточная прочность существующей эксплуатационной колонны рассчитывается по результатам замеров толщины стенок обсадных труб:

- для предотвращения нефтегазопроявлений в процессе ОЗЦ предусматривается использование пакеров в конструкции подвески эксплуатационной колонны-хвостовика:

- с целью повышения давления гидроразрыва пород вскрываемого разреза, а также уменьшения загрязнения проницаемых пластов предусматривается использование инертных наполнителей (мел. мраморная крошка);

- за 50 м по вертикали до нефтесодержащих пластов и до проектной глубины для осуществления геолого-технического контроля за проводкой скважины планируется использование станции ГТИ с целью:

- оперативного определения момента начала проявления или поглощения промывочной жидкости (как при бурении, так и при СПО):

- контроля за параметрами промывочной жидкости:

- контроля за газопоказаниями и т.д.;

- обвязка буровых насосов обеспечивает возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;

- обязательная установка противовыбросового оборудования на устье скважины.

Бурение из ранее построенных скважин не возможно без подготовки обслуживающего персонала, которой необходимо уделить должное внимание Подрядной организации, занимающейся строительством скважин.

Кроме того, можно рекомендовать иметь на буровой противовыбросовые программы, оформленные в виде схем (Приложение 6, 7, 8) - Такие программы отличаются простотой и благодаря своей доступности могут быть использованы обслуживающим персоналом не только высшей и средней, но и рабочей квалификации.

При необходимости приведенные схемы могут быть усовершенствованы или перестроены в соответствии с условиями работ и оснащением буровой.

Согласно ст.24 Закона Российской Федерации «О недрах» «… пользователи недр и ведущие буровые работы при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений должны обслуживаться профессиональными спасательными службами по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на основе договоров, заключаемых пользователями недр с такими службами…».

Профилактическая работа является основной служебной обязанностью противофонтанных частей и отрядов и направлена на предотвращение возникновения нефтегазопроявлений и открытого фонтанирования скважин.

Согласно договору профилактическому обследованию противофонтанными частями и отрядами должны подлежать глубокие разведочные скважины на нефть и газ, находящиеся в бурении, испытании, консервации или длительном простое, подлежащие ликвидации при вскрытом продуктивном пласте, а также другие скважины, в которых предусматривается вскрытие газонефтеводонапорных горизонтов.

При проведении профилактической работы военизированные части и отряды должны поддерживать тесную связь с техническими руководителями бурового предприятия, Управлением Тюменского округа Госгортехнадзора РФ и пожарной охраны.

Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса буровых предприятий и противофонтанных служб.

Должны проводиться обязательные регулярные учебные тревоги, имитирующие ГНВП или открытое фонтанирование. При обнаружении аварийной ситуации работники вахты должны следовать строгой последовательности действий:

· Установка колонны в положение, обеспечивающее расположен ие шарового крана выше стола ротора на 0,7-1,0 м;

· Фиксация тормоза буровой лебедки;

· Открытие задвижки на линии дроссселирования;

· Закрытие универсального превентора с пульта управления;

· Закрытие плашечного превентора с пульта управления и фиксация его закрытого положения с помощью штурвалов;

· Закрытие задвижки перед дросселем;

· Постоянные контроль состояния устья скважины;

· Снижение (стравливание) давления через дроссель.

Дислокация складов и перечень их оснащенности определяется Положением о складах аварийного запаса (согласно договора).

К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощения бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива.

Следует контролировать объем доливаемого бурового раствора, сопоставляя его с объемом поднимаемого металла труб.

Подъем труб должен быть немедленно прекращен, если для заполнения скважины до устья будет долито менее 0,5м3 бурового раствора от контрольной величины.

Спуск колонны бурильных труб осуществляется при непрерывном контроле объема вытесняемого бурового раствора:

- объем вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб с учетом налипшей пленки бурового раствора на их внутренней поверхности.

- при разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб (подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

Бурение скважины с частичным и полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с «Проектировщиком», «Заказчиком» и противофонтанной службой;

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий; в интервалах сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химсостав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.

Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Если при выбранной плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора подобрать путем ступенчатого ее повышения.

По совместному решению «Проектировщика», «Заказчика» и «Подрядчика» допускаются отклонения от требований п. 2.7.3 «Правил…» в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому. Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с противофонтанной службой.

Во время газопроявлений плотность раствора замеряется постоянно. Весь раствор, находящийся в приемных емкостях должен участвовать в циркуляции и обязательно дегазироваться с целью поддержания необходимой плотности раствора.

В процессе бурения, если появляется разгазированный раствор ссодержанием газа 5% и более, бурение следует прекратить и дегазировать раствор через дегазатор. Если полное удаление газа не удается, необходимо увеличить плотность раствора.

Плотность бурового раствора повышается плавно не более чем на 20 кг/м3 за цикл, с контролем уровня в приемных емкостях. В открытом стволе и 200м в колонне подъем инструмента рекомендуется вести на 1-ой скорости. Постоянный долив во время подъема инструмента через доливную емкость с контролем

уровня в затрубном пространстве является обязательным условием. Спуск инструмента после смены компоновки или долота должен сопровождаться промежуточными промывками.

Промывки ствола скважины рекомендуется производить в башмаке колонны, а в интервале ствола скважины в зависимости от состояния скважины и газонасыщенности раствора.

Во время промывки забойные пачки вымываются полностью. Перед проведением ГИС инструмент поднимается в башмак и проводится технологическая выстойка в течение 5-7 часов, после чего инструмент спускается в забой с промывками, вымывается забойная пачка и по содержанию газа в растворе определяется продолжительность электрометрических работ. По результатам бурения все данные по режимам бурения необходимо отражать в технологическом журнале для обобщения и дальнейшего совершенствования технологии бурения.

В случае возникновения частичного поглощения бурение прекратить, поднять инструмент в башмак промежуточной колонны и дать постоять в течение 16 часов. В этот период необходимо обратить особое внимание на недопущенные возникновения выброса в связи с возможным падением уровня жидкости в затрубье. По истечении времени выдержки скважины следует восстановить циркуляцию в башмаке с вращением инструмента, спустить инструмент и восстановить циркуляцию. В случае повторного поглощения следует прекратить бурение и приступить к ликвидации ухода промывочной жидкости. Для того чтобы выбрать способ ликвидации, следует оценить в процентном отношении интенсивность поглощения по формуле:

I = (VЗ-VВ) x 100V,

Где: I –интенсивность поглощения, %,

VЗ – объем закачиваемой жидкости, м3;

VВ – объем возвращающейся жидкости из скважины, м3.

Затем по известной интенсивности поглощения и учитывая имеющиеся в наличии материалы, следует выбрать и осуществить, с учетом конкретных условий, один из перечисленных в таблице способов ликвидации поглощения.

Способы и средства борьбы с поглощениями

Способы и средства борьбы с поглощениями	Интенсивность поглощения
%	м^3/час
Регулирование в возможных пределах плотности бурового раствора, снижение интенсивности промывки
Бурение с промывкой глинистым раствором с наполнителями (древесные опилки, резиновая крошка, асбестовое вол»окно», вермикулит)	10-30	5-15
Закачка в скважину и задавливание отдельными порциями в поглощающий пласт глинистого раствора в объеме 10-15 м3 с добавлением мелких древесных опилок, резиновой крошки, в количестве до 50 кг на 1м3 раствора.	10-30	5-15
Бурение с промывкой глинистым раствором с наполнителями (отходы резины с размером частиц 3-7 мм, древесные опилки с размерами частиц 1-5 мм) в количестве 1-1,2 % от объема раствора, участвующего в циркуляции.	20-40	10-20
Закачка в скважину и задавливание отдельными порциями в поглощающий пласт глинистого раствора в объеме 10-15 м3 с добавлением измельченных отходов резины с размерами частиц 3-10 мм в количестве до 100 кг на 1м3 раствора.	30-70	15-35
Закачка в поглощающий пласт соляробентонитовой смеси	60-90	30-50
Перекрытие зоны поглощения хвостовиком или спуск дополнительной промежуточной колонны	До 100	>50

Набор мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газовых проявлений в скважинах в случае длительных простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном пространстве замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается предприятием –исполнителем работ по согласованию с добывающим предприятием, противофонтанной службой и органами Госгортехнадзора.

Работы по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния скважины глубинными приборами (калибратором, термометром, манометром),установления их проходимости по всему стволу и прогрева ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

Для каждой скважины, находящейся в консервации и подлежащей освоению, составляется технический проект с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнением. Технический проект на расконсервацию скважины утверждается главным инженером и главным геологом бурового предприятия и согласовывается с «Заказчиком» и территориальными органами Госгортехнадзора России. На скважинах с аномально высоким пластовым давлением проект согласовывается с противофонтанной службой (согласно договора).

Дата добавления: 2015-11-14