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

34. При ликвидации ГНВП не рекомендуется превышать допустимое давление, величину которого определяют на стадии проектирования и уточняют перед вскрытием высоконапорных пластов. Рекомендованный расчет предельного объема поступления газа и допустимого давления при глушении ГНВП приведен в приложении N 2 к Руководству.

35. Процесс ликвидации проявления или глушения скважины можно считать завершенным, когда весь объем поступившего в скважину пластового флюида вымыт на поверхность и гидростатическое давление столба промывочной жидкости в скважине не ниже пластового давления, что позволяет не допустить поступления пластового флюида из пласта.

36. При обнаружении прямых признаков ГНВП при бурении (нахождении долота на забое) рекомендуется выполнить следующие действия:

- поднять бурильную колонну так, чтобы в зоне превенторов находилась гладкая часть трубы (обычно, 1 метр над столом ротора);

- остановить вращение ротора;

- остановить насос (насосы).

37. После выполнения действий, указанных в пункте 36 Руководства, рекомендуется произвести герметизацию устья скважины. В зависимости от допустимого объема притока и горно-геологических условий может использоваться одна из следующих процедур закрытия скважины, последовательность операций которых может быть указана в ПМЛА.

При использовании первой процедуры закрытия дроссель или задвижка перед дросселем закрыты в процессе бурения. Рекомендуемая последовательность операций при реализации первой процедуры герметизации скважины:

- закрыть превентор (рекомендуется превентор универсальный гидравлический (далее - ПУГ));

- открыть гидроуправляемую задвижку на линии дросселирования.

При использовании второй процедуры закрытия задвижка перед рабочим дросселем открыта, дроссель открыт как минимум на 50%, задвижки на газосепаратор открыты, задвижка перед резервным дросселем (при наличии) закрыта. Рекомендуемая последовательность операций при реализации второй процедуры герметизации скважины:

- открыть гидроуправляемую задвижку на линии дросселирования;

- закрыть превентор (рекомендуется ПУТ);

- закрыть дроссель.

38. После закрытия превентора рекомендуется ожидать полного прекращения потока по желобной системе, подтверждающего герметичность превентора. Если превентор не герметичен, рекомендуется закрывать следующий, подходящий под размер бурильной колонны, превентор (при наличии). Рекомендуемая последовательность закрытия превенторов - сверху вниз.

39. После герметизации скважины рекомендуется регистрировать избыточное давление в бурильных трубах и затрубном пространстве с заданной периодичностью для определения давления стабилизации. Стабилизация давлений происходит через 5 - 30 мин. в зависимости от проницаемости пласта. Стабилизация давлений происходит в момент времени, после которого избыточные давления на устье начинают изменяться с одинаковой скоростью.

40. С целью регистрации данных, указанных в пункте 39 Руководства, рекомендуется вести карту глушения (рекомендованная форма представлена в приложении N 5 к Руководству), в которой рекомендуется записать следующие

- избыточное давление в бурильной колонне (Pиз.т);

- избыточное давление в затрубном пространстве (Pиз.к);

- увеличение объема раствора в приемной емкости Vо (с учетом сжимаемости бурового раствора и объема слива раствора с желобной системы).

Vо является объемом притока пластового флюида и в дальнейшем используется для оценки максимальных ожидаемых давлений в затрубном пространстве при ликвидации ГНВП, расчет которых приведен в приложении N 2 к Руководству.

41. С момента начала циркуляции через дроссель до окончания глушения скважины величину забойного давления рекомендуется поддерживать постоянной, но не менее величины пластового давления, с помощью дросселя. Если давление на выкиде насоса и скорость нагнетания поддерживать постоянным при неизменной плотности промывочной жидкости, давление на забое будет оставаться постоянным до момента поступления пластового флюида в дроссельную линию.

42. Давление на насосе (Pн) рекомендуется определять расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Pиз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе циркуляции (Pг.с) при выбранной подаче насосов и плюс для поддерживания превышения забойного давления над пластовым.

где - превышение забойного давления над пластовым выбирают в зависимости от горно-геологических условий для обеспечения превышения забойного давления над пластовым и предотвращения поглощений.

Гидравлические сопротивления Рг.с при подаче насосов, при которой будет производиться ликвидация ГНВП, рекомендуется измерять в процессе бурения в следующих случаях:

- в начале каждой смены;

- при изменении плотности или иных параметров промывочной жидкости;

- после смены долота (насадок долота) или элементов компоновки низа бурильной колонны;

- при замене компонентов буровых насосов, влияющих на подачу насоса;

- в случаях исключительно высокой скорости проходки каждые 300 м.

Гидросопротивления, определенные для одной подачи насоса, возможно пересчитать для другой подачи насоса по формуле:

где N1 - начальная подача насоса, для которой известны начальные гидросопротивления Pг.с1;

N2 - новая подача насоса, для которой необходимо определить новые гидросопротивления Pг.с2.

43. При отсутствии данных о гидросопротивлении давление циркуляции Рн возможно установить опытным путем. Для этого начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину. Одновременно с пуском насоса (насосов) по мере роста давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем избыточное давления Pиз.к на величину .

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся подаче насосов (насоса). Это и есть начальное давление глушения скважины Pн.

44. Во время глушения скважины рекомендуется использовать пониженную подачу насоса (насосов), находящуюся в диапазоне от одной трети до половины подачи, используемой при бурении скважины.

45. Расчет необходимой плотности промывочной жидкости.

Плотность промывочной жидкости для глушения скважины возможно рассчитать по формуле:

где - плотность промывочной жидкости для глушения скважины, кг/м3;

- начальная плотность промывочной жидкости в скважине, кг/м3;

H - глубина проявляющего пласта, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Pиз,т - избыточное давление в бурильных трубах, МПа.

46. Давление в бурильных трубах после достижения утяжеленной промывочной жидкости с плотностью долота возможно рассчитать по формуле:

47. При двухстадийном глушении (метод бурильщика) Pк возможно установить опытным путем. Для этого рекомендуется закачать утяжеленную жидкость глушения при постоянной, ранее установленной подаче, поддерживая дросселем давление в затрубном пространстве Pиз.т также постоянным. Давление в бурильных трубах при этом уменьшается. После закачивания в скважину утяжеленного раствора в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб (эту величину рекомендуется рассчитывать заранее), давление в бурильных трубах ожидается равным Pк. Установленное с помощью указанной процедуры давление в бурильных трубах Pк рекомендуется поддерживать постоянным до выхода раствора глушения на устье скважины. Избыточное давление в затрубном пространстве теперь меняется только с целью обеспечения этого условия. Рекомендуется вести закачивание жидкости глушения до тех пор, пока утяжеленная промывочная жидкость не выйдет на поверхность. При этом рекомендуется постепенно увеличивать проходное отверстие дросселя до полного его открытия и снижать противодавление до нуля в конце ликвидации ГНВП.

48. Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности (двухстадийный метод, метод бурильщика) рекомендуется осуществлять сразу после герметизации скважины и стабилизации давлений. Недопущение гидроразрыва пласта при вымыве пластового флюида описывается условием: , т.е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Однако, даже если это условие не соблюдается, рекомендуется приступать к вымыву пластового флюида с минимальной производительностью, снизив до минимума.

Промывку рекомендуется производить при выбранных подаче насосов и давлении в колонне бурильных труб.

Рекомендуется следить за тем, чтобы выходящая из скважины промывочная жидкость была полностью дегазирована перед тем, как закачать ее в бурильные трубы.

Рекомендуемая последовательность операций при глушении газопроявления в течение двух циклов циркуляции, а также формулы по определению давлений на забое, в бурильной и обсадной колоннах приведены в приложении N 6 к Руководству.

49. Вымыв флюида утяжеленной промывочной жидкостью в течение одного цикла циркуляции (метод ожидания и утяжеления) рекомендуется осуществлять сразу после герметизации скважины и стабилизации давлений. Давление на забое рекомендуется поддерживать постоянным за счет непрерывного снижения давления в колонне бурильных труб от Pн до Pк за счет изменения гидростатического давления в бурильной колонне.

Различные стадии этого метода приведены в приложении N 7 к Руководству.

50. При утяжелении промывочной жидкости и вымыве флюида в течение нескольких циклов (многостадийное глушение) рекомендуется рассчитать необходимые промежуточные давления циркуляции.

Увеличение плотности раствора от до на любом цикле соответствует понижению давления и его определяют по формуле:

Рекомендуемый график зависимости давления в колонне бурильных труб от плотности промывочной жидкости приведен в приложении N 8 к Руководству.

Для поддержания постоянного ритма работы в процессе утяжеления промывочной жидкости рекомендуется увеличение плотности производить введением одинакового количества утяжелителя на каждой стадии.

При отсутствии циркуляции скважину рекомендуется контролировать по давлению в бурильных трубах, которое должно быть равно для первой стадии двухстадийного метода, после заполнения бурильной колонны жидкостью глушения. Если остановка циркуляции произошла во время заполнения бурильной колонны жидкостью глушения, то давление в бурильной колонне зависит от степени заполнения бурильной колонны жидкостью глушения и определяется по формуле (при условии постоянного удельного внутреннего объема бурильной колонны):

где Pстат - давление в бурильной колонне при отсутствии циркуляции, МПа;

Vбк - объем бурильной колонны, м3;

Vзап - объем бурильной колонны, заполненный жидкостью глушения, м3.

Циркуляцию рекомендуется восстанавливать при том же давлении на насосе и расходе, которые были до ее прекращения. Для этого при выходе на режим глушения рекомендуется поддерживать постоянное давление в обсадной колонне.

51. Обнаружение притока пластового флюида по увеличению содержания газа в буровом растворе может свидетельствовать о вскрытии пласта с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением.

При этих условиях в случае герметизации скважины в короткий период времени разница между пластовым и забойным давлением не полностью передается на устье из-за вязко-пластичных и вязко-упругих свойств промывочных жидкостей. При слабых притоках глушение рекомендуется начинать путем промывки скважины с противодавлением в затрубном пространстве равным . Продолжение выхода бурового раствора, содержащего газ, может свидетельствовать о недостаточном избыточном давлении в затрубном пространстве. Поэтому рекомендуется последовательно повышать Pиз.к на 1.0 - 1.5 МПа и продолжать промывку до тех пор, пока не прекратится выход газированного бурового раствора. Плотность бурового раствора для ликвидации проявления возможно определить по формуле:

где Pиз.к - избыточное давление в обсадной колонне во время промывок, при котором прекратилось поступление пластового флюида в скважину, МПа;

Pг.с.к. - гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве скважины, МПа.

52. Давление на устье может быть ограничено следующими значениями:

- рабочее давление блока превенторов и устьевого оборудования или прочность последней обсадной колонны;

- давление гидроразрыва пласта ниже башмака последней обсадной колонны или иного пласта с минимальным давлением гидроразрыва в открытом стволе.

Рекомендуется учитывать следующие закономерности изменения давления у башмака обсадной колонны или на любом участке в процессе вымыва газового флюида промывочной жидкостью начальной плотности при поддержании постоянного давления на забое:

- давление возрастает пропорционально росту высоты столба газа в затрубном пространстве до тех пор, пока газ не достигнет этого участка;

- давление понижается при прохождении газом этого участка;

- давление остается постоянным после того, как газ прошел этот участок.

Указанные закономерности рекомендуется учитывать и в обсадной колонне, в которой могут иметь место слабые участки (стык колонны, башмак, секция с наименьшей прочностью).

53. Если прямые признаки ГНВП обнаружены во время СПО, то рекомендуется действовать согласно схеме, приведенной в приложении N 9 к Руководству.

Решение по скважине рекомендуется принимать в зависимости от объема поступившего пластового флюида и отсутствия или наличия перелива бурового раствора из скважины.

К спуску долота рекомендуется приступить немедленно, когда объем поступившего пластового флюида V0 не превышает 1/2 Vпр и из скважины нет перелива или есть перелив бурового раствора с подачей менее 2 л/с.

54. При спуске труб рекомендуется не допускать притока флюида в скважину более 1/2 Vпр, для чего рекомендуется измерять объем вытесняемого бурового раствора (Vb) и сопоставлять с объемом спущенного в скважину металла труб (Vм). Как только Vв - Vм станет равной 1/2 Vпр или, когда при непрерывном спуске труб в приемную емкость поступает более 120 л в 1 минуту, скважину рекомендуется герметизировать.

Скважину рекомендуется герметизировать, когда перелив бурового раствора через трубы затрудняет спуск бурильной колонны.

Скважину рекомендуется герметизировать в любом случае, если нет возможности по каким-либо причинам приступить к спуску труб.

55. Рекомендуемый порядок работы при герметизации скважины.

Первая процедура герметизации скважины при СПО (при использовании первой процедуры закрытия задвижка перед рабочим дросселем открыта, дроссель открыт как минимум на 50%, задвижки на газосепаратор открыты, задвижка перед резервным дросселем (при наличии) закрыта):

- поместить верхнюю бурильную трубу в положение для установки шарового крана или наворота верхнего силового привода;

- на верхнюю трубу установить полностью открытый шаровой кран. После установки его необходимо закрыть;

- открыть коренную гидравлическую задвижку на линии дросселирования;

- закрыть универсальный превентор, в случае необходимости закрыть плашечный превентор с трубными плашками;

- закрыть дроссель;

- закрыть механическую задвижку перед дросселем;

- зарегистрировать давление закрытия в бурильных трубах и затрубном пространстве в течение 5 - 30 минут, а также суммарный объем притока;

- установить на шаровой кран обратный клапан, после чего открыть шаровой кран;

- регистрировать показания давления через равные временные интервалы и проверять уровень бурового раствора в емкостях;

Вторая процедура герметизации скважины при СПО (при использовании второй процедуры закрытия дроссель или задвижка перед дросселем закрыты):

- поместить верхнюю бурильную трубу в положение для установки шарового крана;

- на верхнюю трубу установить полностью открытый шаровой кран. После установки его необходимо закрыть;

- закрыть универсальный превентор, в случае необходимости закрыть плашечный превентор с трубными плашками;

- открыть коренную гидравлическую задвижку на линии дросселирования;

- зарегистрировать давление закрытия в бурильных трубах и затрубном пространстве;

- установить на шаровой кран и обратный клапан, после чего открыть шаровой кран;

- регистрировать показания давления через равные временные интервалы и проверять уровень бурового раствора в емкостях.

56. После выполнения действий, указанных в пункте 58, рекомендуется действовать в зависимости от сложившейся ситуации:

- восстанавливать циркуляцию и вымывать пластовый флюид из скважины;

- закачивать под давлением бурового раствор на поглощение;

- продолжать спуск труб через ПВО под давлением.

57. Если долото находится у забоя или кровли проявляющего пласта, то рекомендуется приступать к вымыву пластового флюида.

Подачу насоса рекомендуется принимать в диапазоне от 1/3 до 1/2 от подачи насоса во время бурения. Если циркуляция во время бурения осуществлялась двумя насосами, то ликвидацию ГНВП рекомендуется вести одним насосом.

Начальное давление при циркуляции рекомендуется устанавливать равным Pг.с. + Pиз.т., а после закачивания объема промывочной жидкости равному объему труб, рекомендуется устанавливать и поддерживать в бурильных трубах давление, равное Pг.с.

Прокачивание промывочной жидкости рекомендуется проводить не менее одного цикла промывки. Выходящую из скважины жидкость рекомендуется дегазировать и утяжелять до первоначальной плотности, а требующую химической обработки направлять в отдельную емкость. Когда плотности промывочной жидкости, выходящей из скважины и закачиваемой в трубы, станут равными, а давление на стояке стабилизируется и станет равным Pг.с., рекомендуется остановить насос и определить давление в трубах и затрубном пространстве. При отсутствии давления рекомендуется открыть превентор и приступить к спуску труб до забоя (если есть необходимость) для полного вымыва оставшегося пластового флюида.

58. Ликвидация ГНВП промывкой в условиях нахождения долота на большом расстоянии от забоя может быть осложнена следующими факторами;

- в процессе циркуляции продолжается всплытие флюида к устью скважины. Утяжеление промывочной жидкости не оказывает никакого влияния на всплытие флюида ниже долота;

- если применять метод поддерживания постоянного объема циркуляции и если в поступившем флюиде в скважину содержится газ, то по мере подъема газа давление будет возрастать и может достичь такой величины, при которой произойдет гидроразрыв пласта;

- если применять метод регулируемого давления в бурильных трубах, то находящийся под долотом газ, двигаясь вверх, расширяется, снижая давление на забое и создавая опасность поступления новых порций пластового флюида в скважину.

59. Когда проявивший пласт способен к поглощению, рекомендуется закачивать промывочную жидкость на поглощение, когда долото еще достаточно далеко от забоя.

Рекомендуется закачивать на поглощение в скважину промывочную жидкость с плотностью такой же, какая была перед подъемом инструмента. Объем жидкости рекомендуется принимать равным не меньше трех объемов пластового флюида, поступившего в скважину, закачивание которого рекомендуется вести одновременно в трубы и затрубное пространство. После закачивания указанного объема бурового раствора рекомендуется проверить давление в трубах и колонне. Если после остановки давление в них не снизится до нуля, то закачивание бурового раствора рекомендуется продолжать.

60. После снижения давления до нуля рекомендуется открыть превентор и спустить долото до забоя, контролируя объем вытесняемой жидкости. Затем рекомендуется герметизировать скважину, определить избыточное давление в трубах и затрубном пространстве, если они есть, а также объем поступившего пластового флюида (объем поглощенной промывочной жидкости).

После выполнения вышеуказанных действий рекомендуется приступить к вымыву пластового флюида с минимальной подачей насоса, не допуская поглощения промывочной жидкости. Вымыв пластового флюида, считается завершенным, если циркуляция длилась не менее одного цикла, а плотность выходящей промывочной жидкости постоянна и соответствует ее значению до возникновения ГНВП.

61. При бурении отложений, содержащих сероводород, после спуска бурильной колонны и герметизации устья, рекомендуется приступить к задавливанию обратно в пласт максимально возможного количества поступившего пластового флюида.

62. Рекомендуемая процедура ликвидации ГНВП при полностью поднятых трубах.

В скважину спускают бурильные трубы с обратным клапаном. Спуск ведут на максимально возможную глубину (до кровли проявляющего пласта), контролируя объем вытесняемой жидкости. При увеличении объема промывочной жидкости в приемной емкости на 0.5Vпр герметизируют скважину.

При интенсивности проявления (более 2 л/с) рекомендуется спустить одно соединение труб с установленным обратным клапаном и закрыть плашечный превентор. Если эту работу провести нельзя, скважину перекрывают глухими плашками.

После герметизации скважины рекомендуется приступить к ликвидации ГНВП, путем закачки под давлением промывочной жидкости на поглощение или спуска труб под давлением.

63. Критическая ситуация при ГНВП может возникнуть при:

- поступлении в скважину пластового флюида, превышающего предельную величину Vпр;

- поступлении кислых газов (H2S, CO2);

- ошибке в оценке пластового давления, в результате чего градиент пластового давления превышает градиент гидроразрыва пород в наиболее слабом участке скважины;

- нарушении целостности обсадной колонны.

64. В случаях, указанных в пункте 66, рекомендуется закрыть скважину, контролировать через 3 - 5 минут давление в колонне бурильных и обсадных труб, не допуская его увеличение выше допустимого, а также закачивать промывочную жидкость в бурильные трубы и выпускать такой же объем жидкости из затрубного пространства для того, чтобы избежать закупорки насадок долота.

65. При расположении башмака кондуктора на небольшой глубине в породах с низким градиентом гидроразрыва закрывать скважину полностью не рекомендуется, так как это может привести к гидроразрыву, нарушению целостности ствола и околоствольного пространства скважины. Поэтому рекомендуется произвести промывку при закрытом превенторе и полностью открытом дросселе, направляя раствор сепаратора в дегазатор.

Рекомендуется приступать к закачиванию утяжеленной промывочной жидкости, поскольку риск возможного поглощения менее опасен, чем последствия открытого фонтанирования или межпластовых перетоков.

Для обеспечения контроля и регулирования давления в обсадной колонне перед регулируемым дросселем рекомендуется установить манометр с соответствующей шкалой (в 1,5 - 2 раза превышающей [Pизб.к.]г.р.).

66. При проявлениях с большой глубины, когда в скважину спущен только кондуктор и после закрытия скважины получен переток в зону, находящуюся под башмаком, скважину рекомендуется глушить с помощью гидростатического давления промывочных жидкостей низкой и высокой плотности, величина которого должна превышать пластовое давление. Промывочную жидкость с высокой плотностью рекомендуется закачивать из расчета подъема ее до зоны поглощения, чтобы не вызвать потери циркуляции.

Плотность промывочной жидкости для глушения флюидопроявления рекомендуется рассчитывать по первоначальному давлению в закрытой скважине, отмеченному перед началом поглощения.

Объем утяжеленной промывочной жидкости зависит от конфигурации ствола, а также скорости поступления пластового флюида в скважину. Рекомендуется, чтобы ее объем в 3 раза превышал расчетную величину.

Рекомендуемый перечень действий после закачки жидкости с высокой плотностью:

- цементируют зону поглощения;

- повышают плотность исходной промывочной жидкости до величины, при которой предотвращается приток пластового флюида и не допускается поглощение промывочной жидкости;

- вымывают утяжеленную промывочную жидкость, использованную для глушения скважины, для чего ведут промежуточные промывки по мере допуска долота до забоя.

Промежуточные промывки после спуска одной или двух свечей позволят не допустить вторичного гидроразрыва пород и поглощения промывочной жидкости.

67. При поступлении пластового флюида более Vпр при спущенной промежуточной колонне рекомендуется произвести следующую процедуру глушения: после герметизации скважины превентором и дросселем рекомендуется наблюдать за давлением в бурильных трубах и обсадной колонне и, если давление превышает в обсадной колонне [Pиз.к.]гр, периодически стравливать промывочную жидкость. Объем стравливаемой из скважины промывочной жидкости и время ее стравливания рекомендуется регистрировать. Вместе с этим рекомендуется возобновлять циркуляцию во избежание закупорки насадок долота, расхаживать бурильную колонну во избежание ее прихвата, утяжелять промывочную жидкость; подготавливая ПВО к вымыву большого объема пластового флюида.

Рекомендуется восстанавливать циркуляцию, закачивая утяжеленную промывочную жидкость в бурильные трубы, поддерживая в них давление равным Pн = Pиз.т + Pг.с, а в обсадной колонне не допускают рост давления выше [Pиз.к.]гр. Это позволит поддерживать давление на забое на максимально возможном уровне, чтобы до минимума снизить скорость поступления пластового флюида без превышения давления гидроразрыва пласта в наиболее слабом участке ствола.

После того как утяжеленная промывочная жидкость достигла долота рекомендуется вести дальнейшую прокачку без остановок с максимально возможной производительностью, но не превышая [Pиз.к.]гр до тех пор, пока она не поднимется до башмака промежуточной колонны. Это позволит вымыть пластовый флюид из открытого ствола, а поступление новой порции пластового флюида в закачанную промывочную жидкость сведется к минимуму. После этого плавно повышают избыточное давление в обсадной колонне на ДР. Контроль за скважиной осуществляют по давлению в бурильной колонне, которое поддерживают равным , управляя потоком на выходе из скважины дросселем. Если давление в бурильной колонне будет снижаться, то увеличивают давление в обсадной колонне, не допускают его рост выше [Pиз.к.]гр. При наличии поглощения промывочной жидкости давление в бурильных трубах снижают до Pг.с. Давление по указанной величине постепенно снижают к концу вымыва, если оно реагирует на дросселирование.

После вымыва пластового флюида или цикла циркуляции скважину рекомендуется закрыть и измерить избыточное давление в обсадной колонне. При Pиз.к. = 0 проводят обычную циркуляцию.

Если пласт работает газом и имеет большую производительность, то может наблюдаться непрерывное и быстрое увеличение давления в обсадной колонне.

Для предотвращения всплытия газа выше зоны поглощения рекомендуется периодически закачивать в затрубное пространство буровой раствор.

Ликвидацию проявления на первом этапе рекомендуется осуществлять закачиванием утяжеленной промывочной жидкости.

В случае недостижения положительных результатов рекомендуется приступить к установке осаждаемой баритовой пробки.

Баритовую пробку рекомендуется устанавливать, когда пластовый флюид поступает с забоя, а зона поглощения находится выше.

Рекомендуемая процедура установки баритовой пробки:

- из скважины поднимают одну или две свечи. Подъем ведут через закрытый универсальный превентор, если скважина находится под давлением. Это позволяет установить долото выше интервала осаженного барита. К этой операции приступают лишь в том случае, когда в колонне бурильных труб установлен обратный клапан;

- в период ожидания формирования пробки расхаживают бурильную колонну при закрытом универсальном превенторе. Спустя 12 часов проверяют, затвердела ли пробка.

В случае, когда в скважине вскрыт пласт, градиент давления которого превышает градиент гидроразрыва пород (вскрыты несовместимые для дальнейшего бурения зоны), то рекомендуется установить цементный мост выше баритовой пробки. Далее рекомендуется проведение работ, связанных с перекрытием открытой части ствола обсадной колонной.

Если зона поглощения находится на большом расстоянии от долота и баритовую пробку установить не представляется возможным, а затрубное пространство перекрыто превентором и в обсадной колонне имеется избыточное давление, то рекомендуется установить место поглощения одним из следующих методов: температурный, радиоактивных изотопов, шумового каротажа.

Изоляцию зоны поглощения рекомендуется проводить по методу, основанному на прокачивании через затрубное пространство кольматирующих и тампонирующих составов. Рекомендуется подготовить большой объем бурового раствора, так как прокачивание составов в условиях межпластового перетока ведется на поглощение.

При закачивании тампонирующих составов через затрубное пространство рекомендуется одновременно закачивать буровой раствор по бурильным трубам с небольшой подачей во избежание закупорки отверстий долота.

Эффективность изоляции поглощающей зоны рекомендуется определять по давлению в колонне бурильных и обсадных труб. Изоляцию зон поглощения рекомендуется проводить с использованием вязкоупругих составов.

68. Рекомендуемая процедура управления скважиной при одновременном поглощении промывочной жидкости и поступлении в ствол скважины пластового флюида.

Причинами возникновения одновременного поглощения и проявления пластового флюида могут являться:

- вскрытие пласта большой мощности с хорошей гидродинамической связью по пласту (градиент пластового давления убывает от кровли к подошве пласта);

- увеличение перепада между забойным и пластовым давлениями, что в условиях вскрытия трещиноватых коллекторов может приводить к забойному поглощению промывочной жидкости и снижению гидростатического давления на кровле пласта.

При частичной потере циркуляции рекомендуется восстановить равновесие в системе скважина-пласт, для чего возможно снижение подачи насосов, плотности промывочной жидкости, введение в промывочную жидкость наполнителей. При необходимости подъема долота выше башмака обсадной колонны рекомендуется следить за объемом доливаемого бурового раствора и сравнивать с объемом поднятого металла труб.

При полной потере циркуляции рекомендуется заполнить затрубное пространство водой или облегченной промывочной жидкостью с замером ее объема. Подъем бурильной колонны в башмак обсадной колонны рекомендуется начинать только после заполнения скважины до устья. Сразу же после окончания подъема на бурильные трубы рекомендуется установить шаровой кран.

Не рекомендуется поднимать бурильные трубы выше башмака обсадной колонны без утвержденного дополнительного плана работ на скважине.

При изоляции зоны поглощения рекомендуется:

- при обнаружении перелива бурового раствора герметизировать скважину;

- не допускать всплытия пластовых флюидов, для чего периодически закачивать промывочную жидкость на поглощение из расчета снижения избыточного давления до нуля;

- закачивание вести одновременно в затрубное пространство и бурильную колонну с целью предупреждения закупорки насадок долота.

Рекомендуется не поднимать бурильную колонну без плана работ, утвержденного руководством бурового предприятия, не убедившись, что ПВО в исправности, средства обнаружения притока действуют, буровая бригада обучена и прошла инструктаж.

69. Рекомендуемая процедура ликвидации ГНВП при закупорке инструмента и отсутствии возможности спустить поднятую колонну бурильных труб:

- если восстановить циркуляцию не удается, то рекомендуется провести перфорацию бурильной колонны над утяжеленной бурильной трубой (далее -

При частичной потере циркуляции рекомендуется восстановить равновесие в системе скважина-пласт, для чего возможно снижение подачи насосов, плотности промывочной жидкости, введение в промывочную жидкость наполнителей. При необходимости подъема долота выше башмака обсадной колонны рекомендуется следить за объемом доливаемого бурового раствора и сравнивать с объемом поднятого металла труб.

При полной потере циркуляции рекомендуется заполнить затрубное пространство водой или облегченной промывочной жидкостью с замером ее объема. Подъем бурильной колонны в башмак обсадной колонны рекомендуется начинать только после заполнения скважины до устья. Сразу же после окончания подъема на бурильные трубы рекомендуется установить шаровой кран.

Не рекомендуется поднимать бурильные трубы выше башмака обсадной колонны без утвержденного дополнительного плана работ на скважине.

При изоляции зоны поглощения рекомендуется:

- при обнаружении перелива бурового раствора герметизировать скважину;

- не допускать всплытия пластовых флюидов, для чего периодически закачивать промывочную жидкость на поглощение из расчета снижения избыточного давления до нуля;

- закачивание вести одновременно в затрубное пространство и бурильную колонну с целью предупреждения закупорки насадок долота.

Рекомендуется не поднимать бурильную колонну без плана работ, утвержденного руководством бурового предприятия, не убедившись, что ПВО в исправности, средства обнаружения притока действуют, буровая бригада обучена и прошла инструктаж.

69. Рекомендуемая процедура ликвидации ГНВП при закупорке инструмента и отсутствии возможности спустить поднятую колонну бурильных труб:

- если восстановить циркуляцию не удается, то рекомендуется провести перфорацию бурильной колонны над утяжеленной бурильной трубой (далее - УБТ). Во время этой операции рекомендуется контролировать давление в обсадной колонне и в бурильных трубах;

- в случае закупорки труб или долота, ГНВП возможно обнаружить по переливу промывочной жидкости из затрубного пространства или по росту давления в обсадной колонне при герметизированном устье и отсутствию давления в колонне бурильных труб;

- объем поступившего в скважину флюида (V0) рекомендуется фиксировать по увеличению объема промывочной жидкости в приемной емкости. Если зафиксировать (V0) не удается, то рекомендуется произвести расчет по следующей формуле:

где Pиз.к - избыточное давление в обсадной колонне, МПа;

S - площадь затрубного пространства; при отсутствии бурильных труб - площадь скважины, м2;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Если объем поступившего в скважину флюида больше предельного V0 > Vпр, то рекомендуется задавливать скважину на поглощение.

В случае V0 < Vпр, и, если нецелесообразно задавливать поступивший газ на поглощение, то рекомендуется переходить к процедуре объемного метода.

Рекомендуемая процедура управления забойным давлением при миграции пластового флюида:

- допускают рост давления не выше [P]min, наименьшего из допустимых давлений.

В начальный период [P]min является верхним пределом регулирования давления, а именно [P]В = [P]min;

- снижают давление на величину (но не более 2,0 МПа) до нижнего предела [P]П = [P]В - [P]СН;

- поддерживают давление в выше указанных пределах в течение времени.

Для случая поднятой колонны бурильных труб и Pг > Pпл.

где T - время от обнаружения проявления до окончания цикла регулирования давления в пределах PП - PВ, мин;

W - скорость всплытия газовой пачки, м/с;

Pпл - пластовое давление, МПа;

Pп - нижняя граница регулирования давления, МПа;

- заданное превышение забойного давления над пластовым, МПа.

Скорость всплытия газовой пачки определяют по формуле:

где - прирост давления на устье за 15 минут;

- время окончания каждого цикла определяют по формуле (14), подставляя нужное значение Pп;

- по истечении времени цикла переходят на следующий предел регулирования, увеличив значение PП и PВ на величину PСН (приложение N 10 к Руководству)

- при выходе из скважины (при дросселировании) чистого газа пределы регулирования давления не изменяют.

После всплытия всего газа (давление в обсадной колонне больше не растет) рекомендуется произвести расчеты для замещения газа на промывочную жидкость:

- зафиксировать давление на устье в обсадной колонне, Pу;

- определить увеличение объема бурового раствора в приемной емкости, которое соответствует объему газа в скважине ;

- определить необходимое давление на устье с учетом превышения забойного давления над пластовым:

Для случая поднятой колонны бурильных труб и Рг > Рпл

- определить объем промывочной жидкости, который нужно закачать в скважину для компенсации снижения давления после стравливания газа

где - снижение давления при стравливании газа, МПа (рекомендуется принимать = 1,0 МПа;

- определить величину давления, до которой снижают при стравливании газа перед закачкой промывочной жидкости:

где Pi - давление в обсадной колонне перед стравливанием газа, МПа;

- объем оставшегося в скважине газа перед закачкой промывочной жидкости, м3.

Рекомендуемая последовательность работ по замещению газа на промывочную жидкость:

- снизить давление в обсадной колонне до величины , ;

- закачать по линии глушения промывочную жидкость в объеме доводя давление до Pi следующего цикла замещения газа;

- повторить шаги 1 и 2 до тех пор, пока давление в обсадной колонне не снизится до величины Pi = [P]min - 2,0 МПа, которое в дальнейшем не изменяют. Работы рекомендуется вести до полного замещения газа на буровой раствор. Рекомендуется регистрировать объем закачиваемого бурового раствора и давление.

Рекомендуется восстановить циркуляцию через перфорирование отверстия в бурильной колонне.

Если циркуляцию восстановить не удается, рекомендуется закачивать в затрубное пространство промывочную жидкость нужной плотности на поглощение из расчета снижения избыточного давления до нуля. Бурильную колонну рекомендуется поднять через герметизированное универсальным превентором устье. Во время подъема каждой свечи в затрубное пространство рекомендуется закачивать промывочную жидкость для компенсации объема труб, рассчитанного по наружному диаметру труб, не допуская повышения давления в обсадной колонне. Рекомендуется заменить низ бурильной колонны и спустить трубы с долотом и обратным клапаном. При спуске рекомендуется контролировать объем вытесненной промывочной жидкости. После спуска рекомендуется осуществлять работы по восстановлению циркуляции, промывке и обработке промывочной жидкости.

70. Рекомендации при работе превентором со срезающими плашками.

Условия, при которых может возникнуть необходимость работы со срезающими плашками:

- перелив промывочной жидкости при отсутствии в скважине бурильных труб, (также при производстве каротажных работ);

- перелив через бурильные трубы при отсутствии или отказе в работе шарового крана;

- превышение избыточного давления на стояке допустимого давления насосного манифольда (шаровой кран, установленный над квадратом, не герметичен);

- стихийное бедствие.

Для надежной работы превентора со срезающими плашками давление в гидравлической системе управления рекомендуется поддерживать не менее 21,0 МПа. Вероятнее всего работать со срезающими плашками приходится при обесточенной буровой, поэтому аккумуляторы станции управления превенторами рекомендуется держать в резерве при полной заправке.

Рекомендуемая последовательность операции при срезке бурильной колонны:

- открывают гидрозадвижку на линии глушения и направляют поток бурового раствора в амбар;

- разгружают бурильную колонну на плашки нижнего превентора с таким расчетом, - чтобы против плашек срезного превентора находилось тело трубы;

- включают превентор со срезающими плашками;

- закрывают гидрозадвижку на линии глушения.

При невозможности выполнения вышеуказанной последовательности операций и отсутствии иных возможностей предотвращения открытого фонтанирования рекомендуется не разгружать бурильную колонну на плашки превентора, срезать ее с последующим падением на забой.

Дальнейшие работы на скважине рекомендуется вести по специальному плану.

71. Сбрасывание колонны бурильных труб в скважину.

В критических ситуациях может возникнуть необходимость сбрасывания колонны бурильных труб в скважину:

- наблюдается перелив промывочной жидкости из скважины через бурильные трубы и невозможно ни установить обратный клапан, ни срезать трубу срезными плашками;

- после герметизации устья начинается выталкивание колонны бурильных труб из скважины и невозможно остановить этот процесс закрытием трубных плашек над замковым соединением, УБТ или стабилизатором до того, как трубу вытолкнет из скважины на 9 м.

Рекомендуемая последовательность операции по сбрасыванию колонны бурильных труб в скважину:

- открывают дроссели и превентор, чтобы стравить давление в скважине;

- спускают бурильную трубу в скважину до тех пор, пока элеватор не приблизится к ротору;

- закрывают трубные плашки на бурильной трубе при максимальном давлении;

- открывают элеватор;

- открывают трубные плашки;

- закрывают глухие плашки после того, как бурильная труба ушла ниже их.

Дальнейшие работы на скважине рекомендуется вести по специальному плану.

72. Рекомендуемые действия членов буровой вахты при вскрытии пластов с возможным ГНВП приведены в приложении N 4 к Руководству.