II. РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "ТЕХНОЛОГИЯ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ ПРИ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯХ В РАЗЛИЧНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ"

6. Одним из основных условий возникновения ГНВП (поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ на всех этапах жизненного цикла скважины, которое можно взять под контроль при помощи внутрискважинного, устьевого и противовыбросового оборудования) может являться превышение пластового давления над давлением в скважине в интервале проявляющего пласта. Возможно возникновение ГНВП при наличии достаточного противодавления на продуктивный пласт в результате поступления пластового флюида в ствол скважины в результате диффузионных, капиллярных или осмотических процессов, гравитационного замещения, контракционных эффектов, высокой скорости разбуривания газонасыщенных пород.

7. Возникновение и развитие ГНВП из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:

- ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности промывочной жидкости;

- тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;

- разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение - снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);

- ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;

- недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

- использования промывочной жидкости или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

- снижения гидростатического давления столба промывочной жидкости из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;

- снижения гидростатического давления столба промывочной жидкости из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

- снижения плотности промывочной жидкости при ее химической обработке;

- снижения плотности промывочной жидкости за счет явления фильтрации, контракции, седиментации и температурных изменений в промывочных жидкостях, характеризующихся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами;

- снижения гидростатического давления столба промывочной жидкости из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей в трубном и затрубном пространствах;

- уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

- снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров промывочной жидкости;

- разгазирования промывочной жидкости в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;

- разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;

- нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

- некачественного крепления обсадных колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты (недоподъем цемента согласно проекту, языковое заполнение цемента за обсадной колонной).

8. Условиями возникновения ГНВП при различных технологических операциях могут являться:

- в процессе механического бурения, когда пластовое давление превышает давление гидростатического столба промывочной жидкости (Pг) и гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве (Pг.с.к)

- при наращивании бурильной колонны, ремонте насоса и т.д. проявление может начаться, когда

- при подъеме бурильной колонны из-за снижения забойного давления, обусловленного гидродинамическим давлением в результате движения труб , явлений фильтраций, контракции, седиментации и температурных изменений в неподвижной промывочной жидкости , опорожнения скважины за счет долива , что может определяться по формуле:

,

(3)

где h - глубина опорожнения скважины перед очередным доливом;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

- при спуске колонны труб из-за снижения гидростатического давления в неподвижной промывочной жидкости (стол скважины, где еще нет труб) и отрицательной составляющей гидродинамического давления , что может определяться по формуле:

,

(4)

- при длительном отсутствии циркуляции, в том числе и при полностью поднятой бурильной колонне, из-за снижения гидростатического давления в неподвижной промывочной жидкости, что может определяться по формуле:

,

(5)

Формулы для расчета , и приведены в приложении N 1 к Руководству.

При промывке скважины после спуска бурильной колонны, длительных простоях забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек промывочной жидкости и резкого увеличения их объема, особенно при подходе к устью.

9. ГНВП может быть обнаружено по прямым и косвенным признакам. Прямые признаки указывают на поступление пластового флюида в ствол скважины, а косвенные сигнализируют о возможном снижении превышения давления в скважине над пластовым давлением.

Прямым признаком ГНВП при отсутствии циркуляции (также при поднятой колонне), при геофизических и ремонтных работах может являться перелив промывочной жидкости на устье или движение промывочной жидкости в желобной системе скважины. При этом максимально допустимое увеличение объема промывочной жидкости в приемной емкости составляет 1/4 Vпр, но не более 0,5 м3.

Прямыми признаками ГНВП при бурении могут являться:

- повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при постоянной подаче насосов;

- увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемных емкостях;

- повышение газосодержания в промывочной жидкости более чем на 5% и снижение ее плотности.

Прямыми признаками ГНВП при спуско-подъемных операциях (далее - СПО) могут являться:

- уменьшение против расчетного объема промывочной жидкости, доливаемого в затрубное пространство при подъеме бурильной/обсадной колонны;

- увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, вытесняемой из скважины при спуске бурильной/обсадной колонны.

Косвенными признаками ГНВП могут являться;

- изменение давления на буровых насосах при неизменном режиме бурения;

- увеличение механической скорости проходки при неизменном режиме бурения;

- увеличение крутящего момента на роторе (верхнем силовом приводе) при неизменном режиме бурения;

- увеличение температуры выходящей из скважины промывочной жидкости;

- повышение газосодержания в промывочной жидкости менее чем на 5%;

- изменение параметров промывочной жидкости, в том числе плотности;

- появление серповидного (игольчатого) шлама на виброситах;

- увеличение веса на крюке буровой установки;

- снижение уровня столба промывочной жидкости при технологических остановках и простоях.

10. Контроль за поступлением пластового флюида в ствол скважины рекомендуется осуществлять по прямым и косвенным признакам. При обнаружении косвенного признака ГНВП рекомендуется проверка на наличие прямого признака ГНВП. Для проверки рекомендуется остановить процесс бурения, поднять долото над забоем, выставить бурильный замок на высоте одного метра над столом ротора, остановить вращение бурильной колонны и циркуляцию бурового раствора, переключить выход раствора из скважины на доливную емкость, активировать систему для долива скважины и в течение 15 минут наблюдать за уровнем раствора в доливной емкости. Увеличение объема в доливной емкости может означать наличие прямого признака ГНВП. Уменьшение объема в емкости может означать наличие поглощений промывочной жидкости в скважине. При наличии прямого признака необходимо действовать в соответствии с Правилами N 534. При отсутствии прямого признака рекомендуется ограничить скорость проходки.

11. При поступлении притока пластового флюида в ствол скважины не рекомендуется превышать допустимую величину Vдоп., которую рекомендуется устанавливать равной Vпр./2, но не более 0,5 м3. Расчет Vпр. дан в приложении N 2 к Руководству.

12. Для своевременного обнаружения притока пластового флюида рекомендуется:

- изолировать приемную емкость, через которую ведется циркуляцию, от других;

- уменьшить поверхность зеркала приемной емкости установкой перегородки;

- установить исходный уровень промывочной жидкости после возобновления замкнутой циркуляции;

- корректировать положение исходного уровня на объем введенных добавок при обработке и утяжелении промывочной жидкости, интенсивного выпадения осадков или потерь промывочной жидкости при ее очистке и испарении;

- переключать насосы, приемные емкости, перераспределять объемы промывочной жидкости только с ведома бурильщика;

- останавливать процесс бурения для выполнения указанных работ, если бурение ведут в отложениях, содержащих сероводород.

13. При увеличении в промывочной жидкости содержания газа выше фонового на 1 и более % рекомендуется принимать меры по его дегазации и выявлению причины его поступления (работа пласта, выделение из выбуренной породы, вспенивание).

14. При прекращении промывки (например, при наращивании бурильной колонны) проявление можно обнаружить визуально по продолжающемуся движению промывочной жидкости по желобной системе. При этом рекомендуется учитывать, что после остановки насосов из скважины вытекает определенное количество жидкости за счет сжимаемости и вязкоупругих свойств промывочных жидкостей, что не является признаком проявления.

15. Проявление, начавшееся в процессе подъема бурильной колонны, возможно распознать по уменьшению объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство, по сравнению с объемом металла бурильных труб, извлекаемых из скважин, и объемом бурового раствора, остающегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Если для очистки не используются обтираторы, то рекомендуется учитывать объем пленки на наружной поверхности труб. Если спуск или подъем бурильной колонны остановлен, то на бурильную трубу рекомендуется установить шаровый кран в открытом положении.

16. До начала вскрытия высоконапорного пласта, при условии отсутствия поглощения и проявления скважины, в процессе подъема инструмента рекомендуется проводить контрольные измерения по доливу скважины и составлять таблицу, в которую вносить данные по количеству поднятых свечей, соответствующий им расчетный объем металла труб (приложение N 3 к Руководству) и фактический объем долитой в скважину жидкости.

В дальнейшем рекомендуется после каждого подъема вносить в эту таблицу результаты измерений объема доливаемой в скважину промывочной жидкости и сопоставлять их с данными контрольного замера. Результаты измерений также могут быть представлены на графике, где на оси абсцисс откладывают количество поднятых свечей (n), а на оси ординат - объем долитой жидкости (Vд).

С целью учета объема пленки на поверхности труб при изменениях параметров промывочной жидкости, глубины скважины, компоновки бурильной колонны, а также проводимых на скважине операций рекомендуется периодически повторять контрольные измерения объема долива (вытеснения) промывочной жидкости.

17. В процессе спуска бурильной и обсадной колонн начавшееся проявление возможно распознать по увеличению объема в приемной емкости промывочной жидкости против расчетного объема вытеснения (Vв). Фактический объем вытесняемой промывочной жидкости возможно определить по контрольным измерениям во время спуска труб до вскрытия пласта пород-коллекторов по методике, аналогичной для подъема труб. Если фактический объем не определился, то за контрольный объем вытесняемого бурового раствора рекомендуется принять расчетный объем металла бурильной труб, увеличенный на 1 - 4%. Объем вытесняемой жидкости рекомендуется сверять с контрольным объемом после спуска каждых 10 свечей.

Контроль за объемом вытесняемой жидкости при спуске труб рекомендуется вести по объему промывочной жидкости, находящейся в одной из приемных емкостей (остальные отключают от желобной системы). При этом рекомендуется учитывать, 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 л бурового раствора, который при остановках спуска практически полностью сливается в приемную емкость в течение 7 - 10 минут. Этот объем рекомендуется учитывать при контроле за разницей в объемах вытесненной жидкости и металла труб, спущенных в скважину.

Спуск колонны рекомендуется производить с промежуточными промывками согласно проекту строительства скважин.

18. Увеличение объема в приемной емкости на 1/4Vпр или 0,5 м3 против контрольного объема может указывать на начало ГНВП.

19. При отсутствии циркуляции промывочной жидкости в скважине (также при полностью поднятой колонне) при геофизических и ремонтных работах, ГНВП возможно обнаружить по движению жидкости в желобной системе. При этом рекомендуется не допускать увеличение объема промывочной жидкости в приемной емкости на 1/4 Vпр, но не более 0,5 м3.

20. Долив промывочной жидкости при подъеме и прием его при спуске инструмента рекомендуется производить с использованием одной емкости. Рекомендуемый объем емкости не менее необходимого объема для долива (приема) при подъеме (спуске) всей колонны труб. Для этой цели может быть использована либо одна из доливных емкостей, либо специальная емкость.

21. Проявление после поглощения при остановленных насосах возможно обнаружить по движению промывочной жидкости по желобу, а при закрытом превенторе - по росту давления в затрубном пространстве и в трубах.

При поглощениях с падением уровня ниже устья рекомендуется постоянно доливать скважину промывочной жидкостью или водой и контролировать уровень в затрубном пространстве. Рекомендуется добиваться подъема уровня жидкости до устья.

22. К подъему бурильной колонны выше башмака обсадной колонны рекомендуется приступать только после заполнения скважиной до устья промывочной жидкостью. Особенно тщательно рекомендуется вести контроль за скважиной по объему доливаемой промывочной жидкости, сопоставляя его с объемом поднимаемого металла труб и пленки промывочной жидкости на них. Подъем рекомендуется немедленно прекратить, если не будет долито в скважину 0,5 м3 бурового раствора против контрольной величины при бурении и 0,2 м3 - при текущем и капитальном ремонте скважин. В этом случае рекомендуется приступить к спуску бурильной колонны с контролем вытесняемой промывочной жидкости.

23. В рабочие проекты на строительство скважины, инструкции по видам работ, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования, должностные обязанности производственного персонала, устанавливаемый порядок проведения штатных операций, планы работ, план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее - ПМЛА) и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью ГНВП, рекомендуется включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения ГНВП и открытых фонтанов.

24. Контроль за скважиной рекомендуется разделять на три стадии (линии) защиты:

- первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;

- вторая линия защиты (защита от открытого выброса) - вымыв поступившего в скважину пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования, ликвидация ГНВП стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты;

- третья линия защиты - ликвидация ГНВП и выбросов в осложненных условиях, в том числе при наличии поглощений, межпластовых перетоков, грифонов, нарушении целостности устьевого оборудования, когда применение стандартных методов невозможно, например, динамическое глушение, закачка цемента, установка баритовых пробок, бурение разгрузочной скважины, заводнение пласта в зоне дренирования аварийной скважины.

25. Причинами возникновения ОФ могут являться:

- несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям;

- несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации газонефтеводопроявлений;

- низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации;

- отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недопуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений);

- несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых (поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб;

- недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений;

- несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений;

- снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при СПО;

- недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых решений;

- низкая трудовая и производственная дисциплина;

- некачественное цементирование обсадных колонн;

- отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.