Файл: Курсовой проект по дисциплине Техника и технология строительства скважин в сложных горногеологических условиях.docx

4.2 Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений

Основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений (ГНВП) является дестабилизация гидродинамического равновесия в системе «пласт-скважина» под действием депрессии на напорные пласты.

Газонефтеводопроявления в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия ПВО и дальнейшего глушения; в скважинах, имеющих забой до 2075 м, опасность обусловлена быстрым развитием процесса и трудностями раннего обнаружения проявлений.

Превышение забойного давления над пластовым практически не приводит к предвыбросовой ситуации. Тем не менее, поступление пластового флюида в скважину возможно вследствие капиллярных перетоков (пропитки), осмоса, поступления с выбуренной и обвалившейся породой, гравитационного замещения, диффузии газа, контракционного и фильтрационно-депрессионного эффектов. Все перечисленные выше процессы имеют место при длительных остановках в ходе ведения буровых работ.

В целях предупреждения газонефтеводопроявлений предусмотреть следующие мероприятия:

На каждую скважину должен быть составлен план ликвидации аварий, утвержденный главным инженером бурового предприятия.

С членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж по первоочередным действиям членов бригады при появлении признаков газонефтеводопроявлений, порядок проведения штатных операций по предупреждению развития аварии с росписью в журнале инструктажей. План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому работнику.

При бурении производить постоянный контроль за количеством закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, за уровнем бурового раствора в приемных емкостях, за изменением давления на насосах и на стояке в буровой при прочих равных условиях бурения, кроме того, необходимо учитывать технологические факторы процесса бурения - резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения, увеличение вращательного момента на роторе.

Циркуляционная система должна быть укомплектована механизмами и сигнализацией в соответствии с РД 08-272-99. При наличии в буровом растворе повышенного содержания попутного газа необходимо к очистной системе подключить дегазатор. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом поднятых труб более 0,5 м

---

³ подъем прекратить и принять меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

Производить замер плотности бурового раствора не реже одного раза в час, остальные параметры замерять 3-4 раза в смену с записью в журнале по глинистым растворам.

Следить за уровнем столба бурового раствора в скважине при технологических остановках и длительных простоях.

Не допускать снижения гидростатического давления на пласт за счет снижения плотности бурового раствора относительно проектной документации.

Не допускать поступления в циркулирующий буровой раствор жидкости имеющей меньшую плотность.

Не допускать снижения уровня бурового раствора в скважине (в результате поглощения бурового раствора или недолива скважины при подъеме бурильной колонны).

Не допускать депрессии на напорные пласты, возникающей при подъеме бурильного инструмента, усиливающейся за счет эффекта поршневания.

Стабилизировать буровой раствор, поддержание его свойства в соответствии с проектными значениями. Условная вязкость и СНС бурового раствора при вскрытии напорных пластов должны иметь минимально допустимые проектной документацией значения, что бы обеспечить его полную дегазацию. Буровой раствор должен обладать максимально возможными в этом случае кольматирующими свойствами и низкой фильтрацией, обеспечивающими формирование тонкой, плотной фильтрационной корки на стенках скважины.

Обеспечить надежную работу противовыбросового оборудования и бесперебойную работу системы очистки бурового раствора.

При бурении скважин перед вскрытием газонефтеводонапорных пластов (за 50-100 м) на буровой необходимо иметь запас бурового раствора в объеме скважины, плюс запас хим. реагентов, для оперативного приготовления второго объема п. 217 ФНИП «ПБ НиГП» 2013 г. Контролировать качество бурового раствора, раствор периодически освежать.

• 
  Обеспечить механизацию процесса приготовления, утяжеления и обработки раствора.
  
• 
  Буровую укомплектовать приборами, необходимыми для определения параметров бурового раствора, в т.ч, контроля за содержанием газовой фазы (прибор ПГ-1У).
  
• 
  При подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия, контролировать качество промывочной жидкости по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин., по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.
  
• 
  На каждой из бурящихся скважин, готовящихся к вскрытию газовых пластов, рекомендуется устанавливать газокаротажные станции.
  

---

Признаки начала нефтегазопроявлений следующие:

• 
  Повышение газосодержания в промывочной жидкости, выход на поверхность части (пачки) бурового раствора, насыщенного газом, нефтью или пластовой водой во время промывки.
  
• 
  Выделение газа из скважины, сопровождающееся «кипением» бурового раствора.
  
• 
  Перелив бурового раствора из скважины при прекращении циркуляции.
  
• 
  Увеличение уровня раствора в приемных емкостях.
  
• 
  Появление газа в циркулирующем через скважину буровом растворе по показаниям газокаротажной станции.
  
• 
  Несоответствие объема закачиваемого в скважину и выходящего из нее бурового раствора, изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения.
  
• 
  Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора.
  
• 
  Снижение плотности бурового раствора.
  
• 
  Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения.
  
• 
  Увеличение вращающего момента на роторе.
  
• 
  Падение давления на насосах при прочих равных условиях их работы.
  
• 
  Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках и простоях.
  

Первоочередные действия вахты при ГНВП

При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину, вахта буровой бригады обязана действовать в соответствии с планом ликвидации аварий: загерметизировать устье скважины, информировать о случившемся руководство бурового предприятия, противофонтанную военизированную часть, Заказчика работ. Приступить к заготовке и утяжелению раствора.

Все дальнейшие работы по скважине осуществлять по специально разработанному плану согласованному и утвержденному в установленном порядке.

Первоочередные действия вахты при возникновении открытого фонтана

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана:

• 
  Оповестить инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия о возникновении открытого фонтана.
  

Принять меры по предотвращению возгорания фонтанирующей струи и взрыва газа в местах его скопления, для чего устранить возможные источники огня:

• 
  заглушить двигатели внутреннего сгорания;
  
• 
  отключить силовые и осветительные линии электропитания;
  
• 
  потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи аварийной скважины;
  
• 
  прекратить в опасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование;
  
• 
  обесточить все соседние производственные объекты (трансформаторные будки, станки качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в аварийной зоне.
  

---

• 
  Перекрыть движение в опасной зоне, на прилегающих к ней проездных дорогах и территории, установить предупреждающие знаки и, если необходимо, посты охраны.
  
• 
  Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы;
  
• 
  При возможном перемещении опасной зоны к другим предприятиям или населенным пунктам принять меры по своевременному оповещению работников и населения.
  

После спуска и цементирования промежуточной колонны перед дальнейшим углублением скважины необходимо выполнить следующие мероприятия:

• 
  убедиться в качественном цементировании обсадных колонн, подъеме цементного раствора на проектную высоту, выполнить для этого комплекс геофизических исследований предусмотренный в геологической части проектной документации;
  
• 
  обвязать устье скважины противовыбросовым оборудованием, опрессовать его совместно с обсадной колонной;
  
• 
  разработать и утвердить в установленном порядке план ликвидации возможных аварий (ГНВП), ознакомить с планом весь состав буровой бригады, план разместить вместе доступном каждому члену бригады;
  
• 
  разработать и утвердить график проведения учебных тревог по действию буровой бригады в случае газонефтеводопроявления (периодичность проведения учебных тревог не реже 1 раза в месяц);
  

• 
  проверить обученность членов буровой бригады действиям по предупреждению и ликвидации ГНВП. При необходимости провести дополнительное обучение. Произвести распределение обязаностей среди членов вахты в случае ГНВП;
  
• 
  с членами буровой бригады провести дополнительный инструктаж с регистрацией в журнале инструктажей по первоочередным действиям членов бригады в случае появления признаков нефтегазопроявлений, порядка проведения штатных мероприятий по предупреждению развития аварий;
  
• 
  составить и утвердить план работ по вскрытию нефтегазонапорных пластов при возможном поглощении бурового раствора. Назначить ответственных лиц из числа ИТР за безаварийность при бурении в данном интервале. Ознакомить с планом всех ответственных лиц с регистрацией в журнале инструктажей;
  
• 
  провести учебную тревогу по действию буровой бригады в случае ГНВП;
  
• 
  провести ревизию бурового оборудования (насосной группы, гидромешалки, системы очистки бурового раствора - вибросита, гидроциклона); особое внимание обратить на исправность и работоспособность противовыбросового оборудования. Проверить работу контрольно-измерительных приборов (ГИВ-6; моментомера, манометров, а также приборов контроля параметров бурового раствора), при необходимости их заменить;
  
• 
  на буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность фиксации предельно допустимой разницы между объемами доливаемого раствора и металла поднятых труб;
  
• 
  на буровой иметь два шаровых крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником за 50 м до вскрытия напорного пласта, второй является запасным. Кроме шаровых кранов, на буровой следует иметь два обратных клапана, один является рабочим, второй - резервный;
  
• 
  завезти на буровую необходимое количество минерализованной воды, хим. реагентов, наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка и т.д.) и другие необходимые для нормальной работы буровой материалы и запчасти;
  
• 
  оценить готовность объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую;
  
• 
  укомплектовать буровую пожарным инвентарем;
  
• 
  приемные емкости заполнить буровым раствором с параметрами согласно проектной документации;
  
• 
  скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине. Допускается иметь второй объем в виде хим.реагентов для оперативного его приготовления;
  
• 
  обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора с одновременной промывкой скважины;
  
• 
  во время бурения следить за выходом циркуляции бурового раствора и уровнем в приемных емкостях, а также следить за показаниями манометров на стояке и в насосной;
  
• 
  при подходе в процессе бурения к высоконапорным пластам, а так же при бурении после их вскрытия контролировать качество промывочной жидкости - по плотности и условной вязкости через каждые 15 мин, по СНС, водоотдаче, содержанию газообразной фазы и температуре выходящего из скважины раствора каждый час, остальные параметры 2 раза в смену. Результаты замеров регистрировать в журнале. Полный химический анализ в лаборатории бурового предприятия производить один раз в 3 сут.;
  
• 
  при частичном поглощении бурового раствора в процессе бурения со вскрытыми нефтенапорными пластами и отсутствии проявлений бурильную колонну поднять в башмак последней обсадной колонны с доливом, загерметизировать устье скважины и приступить к обработке бурового раствора с вводом в него наполнителя (кордное волокно, резиновая крошка, сломель, опилки и др.). Оптимальное суммарное количество вводимых в буровой раствор наполнителей изменяется от 0,5 до 3 % по весу на объем;
  
• 
  после обработки раствора и ввода наполнителя проверить наличие проявления из скважины;
  
• 
  при наличии давления на устье скважины информировать руководство бурового предприятия, противофонтанную военизированную часть, Заказчика работ. Все дальнейшие работы по скважине осуществлять по специально разработанному плану, согласованному и утвержденному в установленном порядке;
  
• 
  при отсутствии проявления, спустить бурильную колонну на забой, применяя при этом мероприятия по ограничению гидродинамических нагрузок на поглощающие пласты, скважину промыть и продолжить углубление, контролируя выход циркуляции бурового раствора; следить за величинами гидродинамических давлений, возникающих в скважине с целью поддержания режима равновесия в системе «скважина-поглощающий пласт», не допуская при этом снижения противодавления на проявляющие пласты;
  
• 
  подъем бурильной колонны из скважины допускается только в том случае, если параметры бурового раствора одинаковы по всему циркулирующему объему.
  

---

При спускоподъемных операциях контролировать соответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемого (вытесняемого) в скважину (из скважины) бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня на устье скважины. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, должны соответствовать требованиям проектной документации.

Таблица 52

Объем раствора для долива при подъеме свечей

Диаметр трубы, мм	Объем раствора при подъеме свечей, м3
	одной	пяти	десяти
203	0,44	2,2	4,4
127	0,085	0,425	0,85
127-ТБТ	0,203	1,013	2,03
165	0,31	1,6	3,1
108	0,041	0,207	0,415
Примечание - средняя длина свечи - 25 м

• 
  если в процессе подъема бурильной колонны уровень в скважине не снижается, то подъем приостановить, восстановить циркуляцию бурового раствора, проверить наличие в нем газа или другого флюида, привести параметры бурового раствора.
  
• 
  если при подъеме бурильной колонны возникло предположение о наличии «сальника» на бурильных трубах, необходимо принять меры к его разрушению (провести промывку с вращением и расхаживанием инструмента);
  
• 
  запрещается производить спуско-подъемные операции при наличии сифона или поршневания скважин.
  

Не допускать длительных остановок в процессе бурения скважины в случае вскрытых интервалов газонефтеводопроявлений. При длительных простоях бурящейся скважины (более 15 сут.), вскрытые газовые пласты изолировать цементными мостами.

Важное профилактическое мероприятие для предупреждения ГНВП - практическая подготовка буровых бригад, строгая технологическая и трудовая дисциплина членов буровых вахт.

При всех отклонениях в процессе нормального бурения, перечисленных выше, остановить углубление скважины (спуско-подъем бурильной колонны) поднять бурильную колонну от забоя на длину квадратной штанги, загерметизировать устье и приступить к ликвидации осложнений согласно плану.

---