Керування ОП

Керування превенторами повинно бути дистанційним і гідравлічним та продубльоване ручним приводом. Кожний превентор потребує окремого керування для відкриття і окремого – для закриття.

Для керування превенторами і гідравлічними засувками використовуються гідравлічні системи (наприклад − CH6U-76, ГУП-100 Бр-1 і ГУП-100 Бр-2), в які входять основний і допоміжний пульти.

Розглянемо роботу гідравлічної системи керування на прикладі CH6U-76

► Гідравлічне управління CH6U-76 (Румунія) призначене для утворення, акумулювання і розподілу гідравлічної енергії для незалежного приводу шести пристроїв противикидного оба­днання: універсального превентора, трьох плашкових превенторів і двох гідропривідних засувок.

► Основні вузли гідравлічного управління CH6U-76:

• група тиску GPU-320/76 (основний пульт управління);

• пульт управління P6U (допоміжній пульт управління);

• комплект трубопроводів.

Основний пульт управління призначений для керування комплексом ОП.

Усі вузли пульта змонтовані на загальній рамі і являють собою компактний габаритний транспортабельний блок, який встановлюється на відстані не менше 15 м від гирла свердловини у зручному і безпечному місці, але не менше як 3 м від маніфольда ОП.

В основний пульт управління входять такі основні вузли:

• резервуар (бак);

• насос (плунжерний);

• ручний привод (через плунжерний насос);

• електроконтактний манометр;

• гідропневматичний акумулятор;

• розподільники.

Резервуар (бак) вміщує необхідну для роботи системи рідину. Об'єм резервуара має дорівнювати подвійному об'єму рідини, необхідної для зарядження акумуляторів. Як рідину використовують мінеральні мастила або воду з антикорозійними домішками.

Насос застосо­вують для нагнітання рідини з резервуара в гідропневматичний акумулятор (батарею акумуляторів) для досягнення робочих значень тиску.

Примітка: В гідравлічну систему управлінняможе входити ціла батарея гідропневмоакумуляторів, яка представлена балонами високого тиску, заповненими під тиском газом і рідиною, та розділені гумовотканевою діафраг­мою.

Система гідравлічного керування ОП для підви­щення надійності оснащується трьома приводами — джерелами енергії (для роботи насоса):

− від електродвигуна — основний привод;

− від пневмосистеми керування бурової установки (через пневмоприводні прямодіючі насоси) — резерв­ний привод;

− ручний привод (через плунжерний насос) — ава­рійний.

Гідропневматичний акумулятор АВ-320 призначений для акумулювання (накопичення) гідравлічної енергії, шляхом стиснення азотної подушки при нагнітанні масла.

Він дозволяє:

• зменшити час на операції «закриття—відкриття» превенторів і засувок маніфольда;

• забезпе­чити роботу установки при відключенні електроенергії на буровій.

Гідропневматичний акумулятор АВ-320 (рисунок 7.38) складається із корпуса сферичної форми 4, виготовленого із ле­гованої сталі, закритого зверху кришкою 3 і знизу фланцем 6. Через трійник 1 і вентиль 2 акумулятор заповнюється азотом до тиску 6 МПа. Для збереження стисненого азоту і забезпечення повного витікання масла акумулятор має розділюючу гумову діафрагму 5, що розділяє газове середовище від рідини.

Рисунок 7.38 − Гідропневматичний акумулятор АВ-320

Плунжерний насос усмоктує робочу рідину (масло) із масляного бака і через трійник із зворотним клапаном нагнітає її в гідропневмоакумулятор, де при цьому стискається азотна подушка до заданого тиску. Коли тиск у гідропневмоакумуляторі досягне величини заданого тиску (залежить від типу гідропневмоакумулятора), електроконтактний манометр вимикає електродвигун приводу плунжерного насоса.

Розширюючись, азотна подушка подає робочу рідину із гідропневмоакумулятора до чотириходових розподільників.

Розподільники служать для оперативного керування превенторами і засувками, подаючи робочу рідину в камери закриття чи превенторів та засувок, одночасно забезпечуючи повернення її в бак.

ОП має постійно бути в режимі оперативної готовності. При цьому рукоятки розпо­дільників основного і допоміжного пультів превенторів знаходяться у положенні «відкрито», а засувок — у положенні «закрито», електроживлення увімкнуте. у гідравлічній системі підтримується робочий тиск.

При падінні тиску у гідравлічній системі, електроконтактний манометр вмикає електродвигун приводу плунжерного насоса, який знову нагнітає рідину в гідропневмоакумулятор, підтримуючи робочий тиск.

У зарубіжній практиціуправлінняОП може здійснюватись з допомогою дистанційного пульта, який входить до складу загальної гідравлічної системи управління. Він закриває кожний превентор через систему трубопроводів і розподільні клапани дистанційного управління.

Система нагнітання гідроакумулятора повинна включати пристрій автоматичного відключення насоса при досягненні в ній номінального робочого тиску.

Запобіжний клапан запобігає появі надлишкового ти­ску у системі гідравлічного управління у випадку, коли несправний або неправильно відрегульований електроконтактний манометр або тиск із свердловини через негерметичні ущільнення розповсюджується у гідравлічне управління.

Запобіжний клапан (рисунок 7.39) складається із корпуса 5, верхньої кришки 1, нижньої кришки 10, клапана 9, поршня 7, пружин 2, 3, 8, опори пружини 6, контргайки 4, вушка 11.

Рисунок 7.39 − Запобіжний клапан

У випадку, коли тиск у трубопроводі, приєднаному до нижнього отвору І, перевищує 15 МПа, поршень 7 через опору 6 стискає пружини 2 і 3, при цьому масло через отвір Е стікає у масляний бак.

Регулювання тиску, при котрому спрацьовує клапан, здійснюється шляхом закручування (викручування) верхньої кришки 1. Після регулювання кришка затискається контргай­кою 4 і пломбується пломбою 12.

Для регулювання тиску, необхідного для приводу універсального превентора при проходженні через нього бу­рильних труб під тиском, у схемі передбачено компенсуючий клапан.

Він забезпечує регулювання тис­ку, що подасться для приводу універсального превентора, а також для підтримання відрегульованої величини тиску по­стійною, незалежно від зміни об'ємів камер закриття − відкриття при проходженні через превентор замка бурильної колони.

Компенсуючий клапан (рисунок 7.40) складається із таких основних деталей, корпуса 1, кришок 6, 13, штурвала 8. гвинта 9, пружин 2, 7, втулки 3, випускного клапана 5, впускного клапана 4, втулки з різзю 11, втулки регулювання 12.

До отвору N приєднується трубопровід живлення, по якому подається масло під тиском, отвір S з'єднується трубопроводом з баком, отвір Е - з камерою закриття превентора.

Для приводу в дію клапана необхідно викрутити бол 10, заповнити порожнину кришки 6 трансформаторним маслом. За допомогою штурвала 8 максимально вкрутити шток 9 в кришку 6 і викрутити в вихідне положення.

Компенсуючий клапан вмикається розподільником на основному пульті (групі тиску). Нормальне положення роз­поділювача - вимкнуто.

Рисунок 7.40 − Компенсуючий клапан

Тиск на виході із отвору Е регулюється штурвалом 8, котрий за допомогою штока 9 стискає пружину 7. Коли шток 9 повністю вкручений в кришку 6 (пружина 7 максимально стиснута), тиск в отворі Е буде максимальним,а коли шток 9 повністю викручений, тиск в отворі Е буде мінімальний.

У момент, коли замок бурильної колони входить в ущільнювач універсального превентора, об'єм камери закрит­тя зменшується і тиск в отворі Е збільшується, випускний кла­пан 5 під дією тиску піднімається, стискаючи пружину 7 і відходить від впускного клапана 4, якому не дає підніматися вверх нижнє сідло втулки 3. У цьому положенні клапан випу­скає надлишок рідини із камери закриття превентора через отвір Е і нагнітає її в бак через отвір S доки, поки тиск не стане рівним відрегульованому.

Коли замок бурильної колони виходить із ущільню­вача універсального превентора, камера закриття універсаль­ного превентора збільшується і тиск в отворі Е падає. Впуск­ний клапан 4 притискається вниз пружиною 7 і за допомогою випускного клапана 5 відходить від нижнього сідла втулки 3. При цьому клапан впускає масло із акумулятора через отвір N і нагнітає його в превентор через отвір Е, поповнюючи об'єм камери закриття до того часу, поки тиск не стане рівним від­регульованому.

Допоміжний пульт призначений для оперативного управління комплексом ОП і встановлюється безпосередньо біля робочого місця бурильника.

Він вмикається у режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і газонафтоводопроявлюючих пластів, та складається з корпусу, двох розподільників, регулюючого клапана, фільтра, манометрів, блокувального циліндра і трубопроводів. З пульта здійснюють закриття двох плашкових превенторів, відкриття засувок маніфольда, закриття і відкриття універсаль­ного превентора.

Він вмикається у режим оперативної готовності при розкритті продуктивних і газонафтоводопроявлюючих пластів.

Як основний так і допоміжний пульти управління приєднані до превенторів та засувок за допомогою маніфольда (трубопроводів), який забезпечує підведення робочої рідини для їх відкриття і закриття.

Трубопроводи виготовлені з безшовних сталевих труб із робочим тиском до 35 МПа.

Ручний привід використовують як аварійний для закриття плашкових превенторів у випад­ку відсутності електроенергії при розрядженому акумуляторі, а також для фіксації у закритому положенні плашок.

Штурвали для ручної фіксації плашок превенторів повинні бути встановлені в легкодоступному місці, мати укриття і вибухобезпечне освітлення. На стінці укриття повинні бути нанесені стрілки напрямку обертання штурвалів, контрольні мітки і кількість обертів, необхідних для закриття превентера, порядковий номер кожного превентора знизу вверх, тип та розмір плашок. На засувці перед дроселем повинна бути закріплена табличка з зазначенням допустимого тиску для гирла свердловини, допустимого тиску для найслабкішої ділянки свердловини і густини розчину, за якою цей тиск визначений.

7.9 Запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин

Для запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин необхідно:

За 50 м до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів, а також до виходу з башмака проміжної колони, якщо вона спущена в ці горизонти, на буровій (в бригаді КРС) необхідно:

• провести:

− ознайомлення бригади з умовами роботи з розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів та при подальших роботах в умовах розкритих газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів;

− обстеження бурової установки (установки КРС) та скласти акт про готовність до розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів комісією підприємства під керівництвом головного інженера;

− перевірку центрування (співвісность) вишки, ротора з гирлом свердловини;

− інструктаж бурової бригади з практичних дій згідно з планом локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС);

− навчальні тривоги "Викид" з кожною вахтою;

− дефектоскопію та опресування бурильного інструменту;

• на буровій встановити плакати та попереджувальні написи: " Увага! На глибині...(вказати глибину) розкритий напірний пласт", "До плашок верхнього превентора від стола ротора …(вказати відстань)";

• забезпечити бурову (установку КРС) потрібною кількістю розчину (перевірити його об’єм та параметри), обважнювача та хімреагентів;

• установлювати в КНБК відсікаючий клапан, а під ведучою трубою кульовий кран (другий −у відкритому стані повинен знаходитись в буровій);

• при використанні в процесі буріння комбінованої бурильної колони, то на приймальному містку повинна бути аварійна бурильна труба відповідної групи міцності з перехідником під інший розмір бурильних труб та кульовим краном, який повинен бути у відкритому стані і пофарбований в червоний колір);

• привести в належний стан блок доливання свердловини (обладнатирівнеміром, проградуювати з ціною поділки не більше 200 л, встановити освітлення);

• підготувати місткість з площею поверхні не більше 20м², відокремивши її засувками від інших;

• підготувати прилади та пристрої для контролю за рівнем рідини в приймальних місткостях, параметрів бурового розчину, витрат його на вході та виході і т. п.);

• отримати дозвіл спеціалізованої аварійно-рятувальної (протифонтанної) служби на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів.

В процесі буріння прояв пластового флюїду викликається або перевищенням пластового тиску над вибійним або проблемами поглинань. У першому випадку це відбувається на вибої свердловини.

При розкритті інтервалів можливих газонафтоводопроявів іподальшому бурінні аж до спуску наступної колони слід:

• перевіряти працездатність ОП кожної зміни;

• проводити щотижневу профілактичну перевірку ОП та учбові тривоги згідно графіка;

• контролювати механічну швидкость буріння;

• вести постійний контроль за циркуляцією розчину (витрата на гирлі, рівень в приймальних місткостях, зміна параметрів бурового розчину, поява „вибійних пачок”, поява маслянистих плям або утворення „ефекту кипіння” на поверхні бурового розчину), а при зниженні густини розчину необхідно довести її до величини вказаної в ГТН;

• вести контроль параметрів розчину, тобто заміряти:

а) при нормальних умовах буріння:

− густину, умовну в’язкість - через годину;

− СНЗ, показник фільтрації (водовіддачу), вміст газу, твердої фази і температуру, рН –два рази за зміну;

б) при розбурюванні газових горизонтів та ускладнених умовах буріння:

− густину, умовну в’язкість - через 10-15 хвилин;

− СНЗ, показник фільтрації (водовіддачу), вміст газу, твердої фази і температуру, рН – щогодини.

Допустимі коливання густини складає 20 кг/м³ (0,02 г/см³) при густині розчину до 1450 кг/м³ (1,45 г/см³) і 30 кг/м³ (0,03 г/см³) при більшій густині. При відхиленні параметрів від встановленої норми заміри слід проводити частіше.

Якщо на буровій відсутня газокаротажна станція, то через кожні чотири години необхідно заміряти ще й вміст газу в буровому розчині;

• стежити за рівнем бурового розчину у приймальних місткостях (візуально та за допомогою рівнемірів, установлених у них), і при його підвищенні приймати відповідні заходи.

При установленні в приймальній місткості рівнеміра УП11М мінімальна кількість флюїду, яка поступи­ла у стовбур свердловини і може бути зафіксована ним, визначається:

(7.24)

де − мінімальна величина збільшення об'єму в ємності, яка фіксується рівнеміром, м³;

Є− чутливість рівнеміра (так для УП11М Є=0,05м;

S− площа поверхні бурового розчину (дзеркала) в приймальних місткостях, м².

Для підвищення точності рівнемірів, та одержання звукового сигналу при надходженні в свердловину допустимого об’єму флюїду згідно з характеристикою рівнеміра УП11М площа поверхні дзеркала приймальних місткостей (S) повинна бути не більше 20м²;

• управляти траєкторією свердловини, щоб не допустити перетинів з видобувними свердловинами;

► якщо:

• при збільшенні об'єму розчину в приймальній місткості більше, ніж на 0,5 м³, слід підняти долото на довжину квадрата, зупинити циркуляцію і простежити протягом 10 хвилин за поведінкою свердловини. При відсутності переливу подальше поглиблення можна відновити лише за умови відсутності інших прямих ознак прояву пласта;

• перевищення витрат (швидкості) висхідного потоку бурового розчину із свердловини на 10% і більше при незмінній продуктивності бурових насосів сві­дчить про проявлення великої інтенсивності;

• вміст газу в розчині перевищує фоновий більше, ніж на 5 %, подальше поглиблення слід припинити до повної ліквідації вказаного надлишку, визначення з режимом подальшого поглиблення, не допускаючи при цьому підвищення вмісту газу;

► необхідно:

• буровий розчин, що знаходиться в запасних місткостях, раз на 7‑10 днів перемішується і проводиться контроль всіх його параметрів з доведенням до потрібних;

• після закінчення довбання промити свердловину протягом одного циклу з вимірюванням параметрів бурового розчину і, за необхідності, привести їх у відповідність до ГТН;

• не допускати зашламування затрубного простору, та свабування свердловини (особливо при малих глибинах − до 500м) під час підйому бурильної колони;

• у випадку часткового або повного поглинання при розкритті (або вже розкритих) напірних горизонтів слід визначитись з темпом поглинання за відсутності циркуляції і лише потім піднімати труби в башмак або на визначену глибину.

Одночасна наявність поглинань бурового розчину і витоку пластового флюїду представляє ситуацію, як правило, важко вирішувану. Потрібно зробити все, щоб не допустити збігу цих двох явищ. Поглинання вимагають особливо великих зусиль. Залежно від знання розбурюваної зони, можуть бути використані різні методи.

Слід:

− прийняти необхідні заходи, щоб виключити поглинання. Уникати деяких операцій аж до вирішення проблеми. У разі недостатнього знання зони буріння, слід спробувати підтримувати свердловину постійно заповненою (може виникнути необхідність в заповненні свердловини водою через кільцевий простір);

− реєструвати зміну об'єму поглинання. При циркуляції пам'ятати, що поступове зменшення поглинання може бути викликане попаданням пластового флюїду в свердловину. При СПО про це не забувати і їх враховувати при управлінні доливанням свердловини.

Примітка:

а) в деяких випадках зменшення подачі при циркуляції може привести до зменшення явища поглинань (зниження диференціального тиску на пласт);

б) прояви після поглинання бурового розчину при зупинених насосах розпізнають за рухом буро­вого розчину в жолобі, а при закритих превенторах – за збільшенням тиску в затрубному і трубному просторах.

При тривалих зупинках процесу буріння флюїд в свердловину поступає в основному за рахунок гравітаційного заміщення, капілярних сил, дифузії. При високих тіксотропних властивостях розчину відбувається «зависання» його в стовбурі, а в привибійній зоні за рахунок відходу фільтрату в продуктивний пласт гідростатичний тиск знижується. В результаті флюїд починає поступати в свердловину, що може привести до прояву.

Тому, щоб уникнути цього необхідне періодичне прокачування розчину по свердловині.

Періодичність промивання свердловин при розкритому газоносному та напірному нафтоводонасиченому горизонті не повинна перевищувати 48 годин.

У разі нетривалих вимушених простоїв на свердловині з розкритими продуктивними горизонтами бурильна колона повинна бути піднята або опущена в башмак попередньої обсадної колони, а устя свердловини - загерметизоване.

Тривалість простоїв, після яких необхідно опускати бурильну колону, а також періодичність промивок зі опусканням колони на вибій встановлюються керівництвом підприємства (УБР, ВБР, експедиція глибокого буріння тощо).

Рекомендується один раз на добу опускати бурильну колону до вибою для промивання свердловини та вирівнювання параметрів розчину, які вказані в ГТН.

Під час спуску бурильної колони після простоїв необхідно здійснювати проміжні промивання свердловини до вирівнювання параметрів розчину.

При довготривалих вимушених зупинках робіт у свердловині з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом слід скласти та погодити зі спеціалізованою аварійно-рятувальною службою заходи щодо забезпечення нормального стану свердловини, які повинні передбачати:

а) герметизацію гирла;

б) періодичність спуску труб для проведення шаблонування стовбура;

в) визначення глибини та часу проведення проміжних промивок з метою доведення параметрів до відповідності ГТН під час першого після простою спускання труб у свердловину;

г) встановлення цементного моста над розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом, якщо тривалість простою буде більше 30 календарних днів;

д) порядок випробування моста на герметичність;

е) порядок розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів після тривалого простою.

При СПО:

• знизити швидкість проведення спуско−підіймальних операцій. При великій швидкості підйому інструменту має місце ефект «поршневання», особливо при великих значеннях СНЗ і в'язкості розчину, і, як наслідок, зниження тиску на вибої, що приводить до надходження флюїду в свердловину.

При великій швидкості спуску може відбутися поглинання бурового розчину, а в результаті – зниження гідростатичного тиску в свердловині, що приведе до НГВП. Такі коливання тиску можуть бути особливо значними за наявності сальників;

• після закінчення довбання перед підйомом бурильної колони залишити свердловину без циркуляції на 10-15 хвилин. Відновивши циркуляцію,вимити вибійну пачку з постійним контролем її густини, а при необхідності його дообважнити;

• при підйомі інструменту постійно доливати свердловину і контролювати об’єм долитого розчину (якщо об'єм розчину який доливаємо в свердловину зменшується, то підйом необхідно припинити, свердловину промити).

Для цього встановлюється і обв’язується з гирлом свердловини блок доливання (доливна місткість, на якій наносять мітки з вказаним об'ємом), який повинен забезпечувати самодолив або примусовий долив за допомогою насоса.В більшості випадків заповнення свердловинибуровим розчином при підйомі інструменту проводять, використову­ючи таку доливну місткість. Об'єм її повинен бути більший від об'єму, який необхідно мати для доливання всієї колони труб;

Доливати свердловину необхідно постійно, але доливають її переважно не безперервно, а періодично після підйому певного числа свічок. Це дозволяє точніше контролювати об'єм розчину, що доливається. Допустиме число свічок N, яке може бути підняте без доливання, визначається з виразу:

, (7.25)

де Д – діаметр свердловини, м (якщо свердловина обсаджена, то Д означає внутрішній діаметр обсадної колони);

d_з и d_в– зовнішній та внутрішній діаметр бурильних труб відповідно, м;

ρ – густина розчину, кг/м³;

V_с – об’єм рідини, що витісняється однією свічкою, м³;

ΔP - допустима величина депресії, Па;

• якщо при підйомі інструменту виникає «поршневання» свердловини за рахунок наявності ”сальника”, то підйом зупинити і вжити заходи для його зруйнування (інтенсивне промивання з обертанням та розходжуванням, розрідження розчину). Якщо зруйнувати "сальник" неможливо, то підйом бури­льної колони проводити за додатковим планом ро­біт, затвердженим головним інженером підприємства і пого­дженим з протифонтанною службою;

• при появі ознак проявів при піднятому інструменті, необхідно почати спуск його на максимально можливу глибину;

• під час спуску інструменту необхідно контролювати об'єм розчину, що витісняється з свердловини, і якщо він більше об'єму опущених труб, то це свідчить про надходження флюїду в свердловину.

Контроль за об'ємом витісненої рідини під час спуску труб вести за однією із приймальних ємно­стей (решту відключити від жолобної системи), враховуючи об'єм, який залишається в жолобній системі;

• спуск доліт з насадками діаметром 8 мм і менше, гвинтових двигунів, а також інших елементів КНБК, в яких через малі отвори здійснюється не­повне перетікання бурового розчину, проводити на мінімальній швидкості, не допускаючи випорож­нення бурильних труб;

• у випадку, коли випорож­нення допускається (це підтверджується знижен­ням ваги бурильного інструменту), бу­рильні труби необхідно доливати буровим розчином. Контро­льний об'єм витісненого розчину буде дорівнюва­ти різниці об'ємів фактично витісненого і долито­го;

• при поглинанні з пониженням рівня нижче гирла необхідно припинити СПО загерметизувати устя і поступово доливати сверд­ловину буровим розчином (в т.ч. полегшеним) або водою і контролювати рівень у затрубному просто­рі.

Домагатися підняти рівень рідини до устя.

Роботи з ліквідації аварій

При таких роботах слід виконувати першочергові заходи з запобігання НГВП:

− постійне доливання свердловини;

− промивання свердловини проводити на якнайбільшій глибині з контролем і додержанням параметрів розчину у відповідності до ГТН.

► При встановленні рідинних ванн:

• у свердловинах з розкритим газоносним та напірним нафтоводонасиченим горизонтом ліквідацію аварій методом встановлення нафтових (кислотних, водяних) ванн слід проводити за планами, погодженими зі протифонтанною службою;

• при встановленні нафтових (водяних, кислотних) ванн з метою ліквідації прихоплень або проведення робіт щодо інтенсифікації припливу флюїду в свердловину необхідно забезпечити:

а) обов’язкове опресовування нагнітальної лінії перед встановленням ванни;

б) можливість герметизації гирла;

в) встановлення на бурильну колону кульового крану;

г) забезпечення необхідної репресії на газонафтонасичені пласти на весь час установлення та вимивання ванн як за рахунок гідростатичного тиску рідин, так і за рахунок створення додаткового протитиску при герметизованому гирлі свердловини;

д) можливість швидкого доливання розчину в затрубний простір при виникненні розриву нагнітальної лінії.

Особливо звертати увагу на таких позиціях:

• провести позачерговий інструктаж про порядок те­рмінового доливання свердловини у разі виникнен­ня сифона через розрив нагнітальної лінії;

• перед встановленням ванни слід провести контро­льний замір тиску циркуляції бурового розчину на робочому режимі насосного (цементувального) аг­регату, при якому буде встановлюватися ванна;

• під час СПО за­безпечити постійний контроль за відсутністю пере­ливання бурового розчину;

• протискування нафти у затрубний простір після досягнення рівноваги вести через лінію дроселю­вання, підтримуючи за допомогою дроселя зафік­сований тиск нагнітання;

• після вимивання рідини, з якою встановлювалася ванна, підйом інструменту починати тільки після вирівнювання параметрів бурового розчину на вхо­ді і виході промиванням протягом одного циклу, зазначеним у ГТН або плані робіт.

► При проведенні ловильних робіт:

• у випадку раптового зменшення ваги на гаку (обрив, падіння труб, падіння тиску на стояку), якщо свердловиною розкриті високонапірні горизонти, подальші роботи з ліквідації аварії необхідно виконувати під керівництвом досвідченого інженерно-технічного працівника;

• перед з’єднанням із залишеним у свердловині інструментом після чергового спуску бурильної колони необхідно провести промивання свердловини протягом одного циклу (не менше) з приведенням параметрів бурового розчину до вимог ГТН;

• після з’єднання (залишених) труб з бурильною (ловильною) колоною провести циркуляцію з приведенням параметрів розчину до значень, передба­чених планом робіт. Якщо залишені в свердловині труби необхідно піднімати частинами, то до початку відвороту також провести циркуляцію. Тривалість робіт без циркуляції не повинна пере­вищувати 48 годин. Через кожні 48 годин необхід­но здійснювати циркуляцію з приведенням параме­трів бурового розчину до значень, передбачених планом робіт;

• у процесі проведення ловильних робіт, а також під час СПО за­безпечити постійний контроль за відсутністю пере­ливання бурового розчину;

► При забурюванні та під час буріння другого стовбура, незалежно від місця забурювання, слід застосувати ті ж заходи що і під час розбурювання флюїдонасиченого горизонту першим стовбуром.
При спуску обсадної колони та її цементуванні:

• підготовка свердловини до спуску обсадної колони, спуск та цементування її повинні виконуватись за спеціальним планом робіт;

• при виборі обсадних труб (група міцності сталі, товщина стінки) для кондукторів і проміжних колон, на яких буде змонтоване ОП, необ­хідно робити перевірочний розрахунок на макси­мально можливий внутрішній тиск, який може ви­никнути при закритті превенторів на випадок ви­кидів. Величина пластових тисків і глибина заля­гання продуктивних пластів установлюється геоло­гічною службою підприємств;

• перед спуском обсадної колони в свердловину, в якій розкриті горизонти з АВПТ, плашки в одному із превенторів необхідно замінити на плашки, які відпові­дають діаметру обсадної колони (при необхідності герметизувати гирло свердловини).

При відсутності таких плашок необхідно обов'язково підготувати на приймальному містку бурильну трубу з відкритим кульовим краном та перехідником під різь обсадних труб. Міцність труби повинна перевищу­вати максимальну вагу обсадних труб з установленим коефіцієнтом запасу;

• під час робіт з ліквідації прихопленої обсадної колони необхідно спочатку заповнити її до устя буровим розчином, який використовувався при промиванні свердловини перед спуском колони;

• для цементування обсадних колон в газових сверд­ловинах необхідно використовувати тампонажні розчини такої густини, щоб при даних висотах їх підйому гідростатичний тиск в затрубному просторі не перевищував величин, при яких виникне погли­нання рідини і пов'язане з ним НГВП;

• для запобігання погли­нання рідини та заколонних газопроявлень після цементування обсадних колон, які перекривають газові горизонти з АВПТ, необ­хідно застосовувати двоступеневе цемен­тування з проміжками в часі за спеціальною ін­струкцією (планом робіт), або цементувати колони звичайним способом з використанням засобів, які можуть забезпечити герметичність затрубного простору;

• цементні розчини необхідно використовувати з мінімально допустимими термінами тужавлення (особливо порції розчину, які розташовуються проти напірних горизонтів). При неможливості використовування мінімально допу­стимих термінів тужавлення для всієї кількості це­ментного розчину, необхідної для цементування колони, застосовувати диференційовані терміни тужавлення;

• при відсутності горизонтів, які здатні поглинати цемен­тний розчин, після закінчення цементування ство­рювати надлишковий тиск у затрубному просторі;

• після цементування обсадних колон, які перекри­вають газові і напірні водоносні горизонти, гирла свердловин повинно бути загерметизоване і встанов­лено спостереження за тиском у колоні і в міжколонному просторі. При збільшенні тиску вище ве­личин, які встановлені планом робіт на спуск і це­ментування колони, тиск необхідно плавно змен­шувати;

• при недостатній висоті підйому цементного розчи­ну і неперекритті ним продуктивних горизонтів (особливо газових) може виникнути необхідність виконання ремонтних робіт, які проводять за спеціальним планом;

• якщо башмак кондуктора або проміжної колони з встановленим ОП з тех­нічних причин (прихват колони при спуску тощо) розташований проти проникних пластів і тиск опресування цементного кільця більший за тиск гідророзриву пласта, опресовування цементного кі­льця після розбурювання цементного стакану не проводиться. При цьому можливість подальшого буріння свердловини і розкриття горизонтів, які становлять небезпеку викиду, вирішується керів­ництвом бурового підприємства з одночасним складанням заходів для запобігання викидів:

− у газових свердловинах з АВПТ, в яких спущені і зацементовані колони з фільтрами, до розбурювання цементного стакану на гирлі повинно бути змонтоване ОП;

− розбурювання цементного стакану і роз­криття фільтра необхідно робити на проми­вній рідині, величина густини якої відпові­дає величині густини розчину, який використовувався при розкритті газоносного пласта в процесі буріння;

− при розкритті фільтра на весь інтервал не­обхідно здійснювати проміжні промивання через кожні 50 м до повного вирівнювання параметрів промивної рідини;

− на розкриття фільтра повинен бути дозвіл протифонтанної служби.

При перфорації, осво­єнні і дослідженні свердловин та геофізичних роботах

На виконання перфорації колони повинен бути дозвіл протифонтанної служби, перфорацію колони здійснювати згідно з планом робіт на освоєння і дослідження свердловин, за­твердженого керівництвом бурового підприємства і погодженого з протифонтанною службою.

► Перед перфорацією колони необхідно:

• виконати усі роботи відповідно до спеціа­льного плану робіт після закінчення сверд­ловини бурінням;

• на усті свердловини змонтувати ОП згідно зі схемою, затвердженою керівництвом бурового управління з наступною перевіркою його на герметичність відповідно до уста­новлених регламентів;

• плашки превенторів підбираються за мак­симальним зовнішнім діаметром бурильних труб і НКТ;

• на приймальних містках підготувати бури­льну трубу або НКТ максимального діамет­ра і міцності з перевідником під різь менших діаметрів бурильних труб і НКТ з од­ного кінця, а другий кінець з'єднати з КК;

• підготувати і укласти на містки певну кількість НКТ необхід­ної міцності, діаметрів та опресовану ялинку фонтанної арматури;

• перфорацію здійснювати на буровому роз­чині, параметри якого відповідають параметрам розчину, при якому розкривався про­дуктивний горизонт;

• підготовчі роботи для виконання перфорації з де­пресією на пласт і здійснення її виконувати згідно зі спеціальним планом робіт, затвердженим керів­ництвом бурового підприємства і погодженого з протифонтанною службою;

• при виникненні ознак проявів в свердловині під час перфорації останню необхідно негайно зу­пинити, кабель і перфоратори підняти на поверхню і при можливості негайно приступити до спуску бурильних труб або НКТ на максимально можливу глибину. Спуск проводити з проміжними промивками в залежності від поведінки свердловини. Віднов­лення процесу перфорації вирішується керівницт­вом бурового підприємства в залежності від стану свердловини;

• якщо неможливо підняти на поверхню кабель і перфоратори, необхідно перерізати кабель і загерметизувати устя свердловини глухими плашками превенторів (при відсутності універсального превентора).

Подальші роботи з ліквідації ГНВП виконувати згідно з додатковим планом робіт;

• якщо термін виконання перфорації тривалий (зале­жно від величини інтервалу перфорації тощо), че­рез кожні дві доби необхідно спускати бурильні труби або НКТ для проведення промивань з метою перевірки якості параметрів промивної рідини і її відповідності ГТН;

• перед спуском НКТ в свердловину на буровій по­винні бути перевідник з НКТ на планшайбу (підві­ску) відповідної міцності та прохідного діаметра, сам патрубок (насосно-компресорна труба) відповідної групи міцності, з'єднаний з КК і планшайбою (підвіскою) для допуску її до фланця трубної головки АФ;

• після закінчення спуску НКТ на усті свердловини установлюється фонтанна арматура. Перед і після установлення фонтанної арматури на гирлі сверд­ловини остання перевіряється на герметичність з'єднань тиском опресування обсадної колони;

• перед викликом припливу флюїду на буровій повинен бути дозвіл протифонтанної служби;

► на свердловинах, устя яких знаходяться під тис­ком, категорично забороняється:

• знімати кронблок з вишки;

• рухати вантажі над фонтанною арматурою;

• знімати бурову лебідку через ліхтар бурової вишки;

• проводити ремонтні роботи на ліхтарі вишки.

Забороняється стягувати бурову вишку, якщо свер­дловина знаходиться під тиском, крім окремих ви­падків з дозволу комісії, до складу якої входить го­ловний інженер, начальник вишкомонтажного цеху, головний механік, головний енерге­тик, заступник начальника з охорони пра­ці бурового управління. В цьому випадку стягування вишки здійснюєть­ся за спеціальним планом робіт, затвердженим го­ловним інженером даного управління і узгодже­ним з протифонтанною службою

7.9.8 При бурінні, СПО, промиванні та інших технологічних процесах з метою запобігання газонафтоводопроявам і відкритому фонтануванню свердловин необхідно враховувати ще й наступне:

• при бурінні свердловини в інтервалах з можливими ГНВП, а також при СПО частоту і тривалість зупи­нок необхідно скоротити до мінімуму. При вимушених простоях діяти згідно п.7.9.3;

• для попередження зношення стволової частини гир­лового обладнання необхідно один раз на тиждень контролювати співвісність бурової вишки і ротора з гирлом свердловини.

Співвісність гирла свердловини з ротором може бути перевірена шляхом закриття превентора з трубними плашками і універсального на трубі, що підвішена на елеваторі, і виміру відхилення труби від центра отвору ротора. Співвісність ви­шки і ротора перевіряється аналогічно по трубі, вільно підві­шеній на талевій системі;

• один раз у три місяці слід перевіряти масло гідроси­стеми на наявність у ньому продуктів зносу, промивальної рі­дини та інших механічних домішок, котрі підвищують зноше­ність механізмів гідросистеми і зменшують їх довговічність;

• при відсутності циркуляції бурового розчину в све­рдловині або при повністю піднятій колоні, геофі­зичних і ремонтних роботах ГНВП розпізнають за рухом рідини в жолобній системі.

При цьому не допускати збільшення об'єму бурового розчину в приймальних місткостях більше V_доп.

Це означає, що об'єм надходження пластового флюїду в свердло­вину не повинен перевищувати величи­ну допустимого значення (V_доп)_, який повинен бути:

а) не більше за половину граничного об'єму (V_доп<0,5V_гр) при СПО;

б) не більше (V_доп<2/3 V_гр) для всіх інших технологічних операцій, при яких виникають ГНВП.

Граничний об’єм (V_гр) надходження флюїду в свердловину − об’єм флюїду, що надійшов у свердловину, при вимиванні якого ще не відбувається гідророзрив порід (які схильні до цього), або руйнування обсадної колони в найменш міцному перерізі а можливо й руйнування ОП, але близький до цієї величини.

Це пояснюється тим, що при надходженні пластового флюїду в свердло­вину більше за величи­ну допустимого значення (V_доп)_, ліквідацію ГНВП (вимивання пачки флюїду) здійснюють при загерметизованому гирлі свердловини із створенням надлишкового тиску в затрубному просторі (Р_нтз).

В цьому випадку, при вимиванні газової пачки, на гирлі свердловини виникає високий тиск, так як газ схильний до розширення а устя загерметизоване (рисунок 7.42)

Рисунок 7.42 − Графік зміни об’єму 0,5м³ газу під час підйому його по стовбурі

свердловини з глибини 3500м з відкритим устям

• збільшення об'єму бурового розчину в приймаль­них ємкостях при спуску і зменшення об'єму буро­вого розчину, долитого в свердловину при підйомі на V_доп проти контрольного об'єму, указує на по­чаток ГНВП:

− у процесі спуску бурильної (обсадної) колони почат­кове проявлення розпізнають за збільшенням об’єму бурового розчину в приймальних місткостях від­носно розрахункового об'єму витіснення (V_B). Фак­тичний об'єм витісненого бурового розчину визна­чають за контрольними вимірами під час спуску труб до розкриття пласта за методикою, аналогічною для підйому труб, і заносять в таблицю. Якщо фак­тичний об'єм не визначався, то за контрольний об'­єм витіснення бурового розчину приймати розрахунковий об'єм металу бурильних труб, збільшений на 1-4%. Об'єм витісненої рідини порівнювати з контрольним об'ємом після спуску кожних 10 свіч.

Спуск зупинити, якщо V_B = V_доп;

− якщо при підйомі труб буде установлено, що об'єм долитої рідини зменшився порівняно з відповідним контрольним заміром на величину V_доп, то необ­хідно зупинити підйом і негайно приступити до лі­квідації флюїдопроявів згідно з типовим пла­ном робіт на ліквідацію ГНВП;

• при виявленні прямих ознак ГНВП вахта повинна загерметизувати трубний та затрубний простори та діяти відповідно до вимог Плану першочергових дій вахти в умовах ГНВП;

• при закритті превентора бурильна чи обсадна колони повинні бути підвішені на талевій системі, проти плашок пре­вентора повинна знаходитись гладка частина труби, а замок (муфта) для виконання робіт (закриття кульового крана) повинен знаходитися над столом ротора на рівні елеватора або АКБ;

► Забороняється:

− проводити закриття плашкового превентора на розвантажених у роторі (на елеваторі чи на клинах) трубах, при закритих засувках на циркуляційній хрестовині ОП або закритих засувках викидних ліній;

− допускати підвищення тиску під плашками превентора понад встановлений регламентом на розкриття газоносних та напірних нафтоводонасичених горизонтів;

− залишати свердловину без догляду за станом рівня на усті. При вимушеному простої свердловину слід загерметизувати та встановити контроль за зміною тисків під плашками;

− використовувати комбіновану бурильну колону при бурінні свердловин з проектною глибиною до 1500м;

− проводити підйом бурильної колони за наявності ефекту сифону чи поршнювання.

У разі неможливості усунення сифону (зашламованість турбобуру, долота та інш.) підйом труб слід проводити на швидкостях, що дають змогу урівноважувати об’єми бурового розчину, що виливається та доливається.

У разі неможливості усунення поршнювання (наявність сальника чи звуження стовбура свердловини), підйом бурильної колони необхідно здійснювати з промиванням свердловини, обертанням колони ротором (зробити проробку свердловини).

Примітка: При зупинці циркуляції (вимушені простої, операція по заміні долота, нарощування бурильної труби і т.д.) газ може проникнути в кільцевий простір унаслідок поршнювання або дифузії. В процесі циркуляції об'єму кільцевого простору при відновленні буріння, відсоток газу в жолобі може стати таким, що циркуляція при відкритій свердловині стане небезпечною. В цьому випадку необхідно закрити свердловину і проводити циркуляцію з використанням штуцера з постійною подачею (подача при бурінні або знижена подача, якщо вміст газу дуже великий або якщо надмірно великі втрати тиску), підтримуючи постійний тиск нагнітання, рівний втратам тиску, зареєстрованим при прямій циркуляції з тією ж подачею і використанням негазованого бурового розчину.

7.10 Дії бурової бригади при проявах

При наявності ознак НГВП бурова вахта повинна діяти згідно з планом локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС). Після закриття превенторів при ГНВП, необхідно встановити спостереження за можливим виникненням грифонів навколо гирла свердловини.

Підтримка первинного управління свердловиною є головним завданням всього персоналу на буровій. Кожен член бригади повинен знати очікувані небезпеки і отримувати інформацію, відповідну його обов'язкам.

Заходи щодо ліквідації проявів в процесі буріння, промивання і підйому інструменту показані на рисунки 7.50, 7.51, 7.52. Тут ν – СНЗ розчину, УВ – його умовна в'язкість, V – швидкість спуско ‑ підіймальних операцій.

Члени бригади повинні переконатися, що устаткування, необхідне для дотримання вказаних в підрозділі 7.6 запобіжних засобів, є на буровій, знаходиться в робочому стані і використовується в належному режимі. Будь-які відхилення від норм повинні наголошуватися і щонайшвидше виправлятися (у деяких обставинах необхідно припинити роботу до відновлення робочого стану устаткування).

Наявність надійного зв'язку між членами бурової бригади та інженерно-технологічної служби має першорядне значення для вдалого завершення бурових робіт. Бурова бригада та члени інженерно-технологічної служби повинні бути особливо пильними в ході особливих операцій. Персонал сервісних компаній не завжди усвідомлює небезпеки, і звичайні методи управління свердловиною не завжди можуть використовуватися (часто свердловина виявляється в стані недостатньої безпеки).

7.11 Методи ліквідації проявів

7.11.1 Загальні принципи

У разі виявлення прояву пластового флюїду необхідно здійснити такі операції:

• закрити свердловину, щоб зупинити приплив флюїду і оцінити необхідні для управління свердловиною параметри;

• видалити пластовий флюїд, що проник в свердловину, зберігаючи при цьому в свердловині надмірний тиск щодо пластового тиску (щоб виключити ризик нового припливу флюїду) або за допомогою бурового розчину з початковою густиною, або ж з використанням обважненого бурового розчину. Найскладніші ситуації виникають при газопроявах.

В практиці буріння свердловин в залежності від конкретних ситуацій (буріння, знаходження колони труб у сверд­ловині чи ні, СПО, поглинання, об'єм припливу та природа флюїду, наявність обважнювача) використовуються такі методи глушіння свердловин (видалення флюїду):

• методи плавного глушіння (за постійного вибійного тиску);

• методи ступінчастого глушіння (за змінного вибійного тиску).

► При плавному глушінні проявів флюїд, що надійшов у свердловину, видаляють шляхом промивання при закритому превенторі і за від­повідного тиску на гирлі, який змінюють таким чином, щоб забезпечити постійний вибійний тиск. Вибійний тиск має попередити надходження нової порції флюїду із пласта і не ви­кликати інших ускладнень. Така технологія ліквідації проявів сприяє також збереженню колекторських властивостей пласта.

При знаходженні колон труб на вибої (у разі припливу флюїду при бурінні) можна застосувати три основних варіанти технології ліквідації проявів з підтримуванням постійного вибійного тиску (методи плавного глушіння):

• двостадійний метод, або метод бурильника;

• метод очікуван­ня і обважнення;

• безпе­рервний метод.

За методом бурильника (двостадійний метод) пластовий флюїд вимивають із свердловини до закачування ОБР. На другій стадії закачують ОБР потрібної густини для зрівноважування пластового тиску. Такий підхід спрощує розрахунки (у разі контролю за тиском у нагнітальній лінії) і техно­логію проведення робіт, але при цьому підвищуються тиски у свердловині і витрати часу на ліквідацію прояву.

При використанні методу очікуван­ня і обважнення свердловину герметизують і приготовляють ОБР потрібної густини. Флюїд видаляють із свердловини з одночасним закачуванням ОБР, що сприяє зменшенню тиску при глушінні. Його використовують за відсутності спливання флюїду (газу), що надійшов у свердловину. Спливання флюїду виявляють за зростанням тиску на гирлі.

При непе­рервному методі ліквідації проявів зразу після герметизації гирла та стабілізації тиску на гирлі відновлюють циркуляцію і відразу ж в свердловину закачується розчин з поступовим збільшенням його густини до потрібної. До цього варіан­та можна зарахувати випадок, коли в запасних резервуарах знаходиться ОБР з потрібною густиною. Така технологія ліквідації прояву зменшує тиск у свердловині при глушінні і дає змогу ліквідувати прояв за досить короткий час.

При використанні цих методів надходження флюїду з пласта припиняється при його вимиванні і заповненні свердловини буровим розчином з необхідною густиною.

Реалізація цих варіантів можлива у випадку, якщо:

• є наявність циркуляції і об'єм флюїду, що надійшов, менший за граничнодо -пустимий;

• невеликий пластовий тиск;

• гідророзрив пластів нижче за башмак останньої спущеної колони обсадних труб є маловірогідний;

• неможливе руйнування ОП і обсадної колони під дією тиску, який може виникнути на гирлі свердловини.

Якщо колона труб знаходиться вище флюїду, що надійшов у свердловину (прояв виник у процесі СПО), методи плавного глушіння можуть бути реалізованими після доспуску труб до вибою.

У випадку якщо немає можливості доспуску колони труб до вибою (під час СПО, або в іншій ситуації), то може знадобитися використання методу спуску колони труб під тиском і вимірювання об'ємів. У особливих випадках можливо необхідне розвантаження свердловини (поступлення газу з покладів на малій глибині) або затискування пластового флюїду в пласт (затискування“ в лоб”).

► Тобто, при ліквідації проявів в ускладнених умовах застосовують методи ступінчастого глушіння (за змінного вибійного тиску).

До таких методів можна віднести:

• метод низького тиску перед дроселем;

• метод глушіння прояву за частинами;

• поетапне заміщення газу під ОП розчином;

• методу спуску під тиском і вимірювання об'ємів;

• затискування пластового флюїду в пласт (затискування“ в лоб”).

Слід зазначити: поки в свердловині не встановиться гідростатична рівновага, циркуляцію необхідно проводити з використанням дроселя.

Незалежно від передбачуваного методу, необхідно спостерігати за тим, щоб не допустити гідророзриву гірських порід руйнування обсадних труб або гирла свердловини.

Дата добавления: 2015-07-25