Осложнения при бурении

  В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.). Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

  Типы  и основные параметры противовыбросного оборудования (ОП) определены ГОСТ 13862-80 (табл. 1.1).

  Установлены следующие типовые схемы противовыбросного оборудования с гидравлическим управлением (рис. 1.5): 

  

 

1— двухпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (см. рис. 6.5, а);

2— трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (см. рис. 6.5, б);

3— трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя крестовинами (см. рис. 6.5, в);

4— трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя крестовинами (см. рис. 6.5, г).

  Под стволовой частью ОП понимается совокупность составных частей, ось вертикальных проходных отверстий которых совпадает с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает в себя превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб). Манифольдом ОП называется система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой (включает в себя линии дросселирования и глушения). После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть опрессовано водой (табл. 1.2). 

Таблица 1.2

    

ОП должно обеспечивать герметизацию устья скважины с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтовыми соединениями.

  Подавляющее большинство газо-, нефте- и водопроявлений

приурочено  к моменту проведения подъема колонны бурильных труб или к первому периоду промывки скважины после спуска бурильной колонны.

  Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные рекомендации:

  не  вскрывать пласты, которые могут  вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН;

      долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы;

  цемент  за кондуктором поднимать до устья  скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

  При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

  Буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором: на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газо- и нефтепроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектах; газовых и газоконденсатных месторождениях; месторождениях с аномально высокими давлениями.

  Следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами, так как колебания давления при спускоподъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины.

  Колонну бурильных труб необходимо поднимать  только после тщательной промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при вращении бурильной колонны. 

  

  

Рис. 1.5. Типовые  схемы ОП с гидравлическим управлением:

а —  двухпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; б — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; в — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами; г — трехпревенторная, с тремя линиями манифольда и двумя крестовинами; 1 — вспомогательный пульт; 2 — станция гидравлического управления с основным пультом; 3 — разъемный желоб; 4 — фланцевая катушка; 5 — универсальный превентор; 6 — плашечный превентор; 7— манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 8 — задвижка с ручным управлением; 9 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 10 — отбойная камера с разрядным устройством; 11 — сепаратор; 12 — задвижка с гидравлическим управлением; 13 — устьевая крестовина; 14 — обратный клапан; 15— регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 16 — пульт управления гидроприводным дросселем; 17 — обратный фланец 
 
 
 

  Если  при подъеме бурильных труб уровень  бурового раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

  Перед вскрытием объектов с высоким  пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной  трубой устанавливают обратный клапан.

  При угрозе выброса буровая бригада  должна немедленно принять следующие меры.

  1. В процессе бурения или промывки  скважины:

  не  прекращая промывки, бурильщик поднимает  колонну до выхода ведущей трубы  и муфты верхней бурильной  трубы из ротора и оставляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде; при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большего размера;

  после подъема колонны труб помощники  бурильщика при помощи превенторов перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

  после закрытия превентора непрерывно замеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

  при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует  уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты с тем, чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

  при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка  жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются, и ведется наблюдение за давлением в скважине; при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

  если  вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть  задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

  дальнейшие  работы по ликвидации фонтанирования проводятся по специальному плану.

  2. При полностью извлеченной из  скважины колонне буровая вахта  закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления при подъеме или спуске бурильной колонны ликвидируются по специальному плану. Если проявления незначительны:

  бурильщик устанавливает бурильную колонну  на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

  верховой  рабочий немедленно спускается с  вышки; закончив присоединение ведущей  трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины.

  Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу: верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

  бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

  буровая бригада герметизирует устье  скважины превентора, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, затем закрывают клапан на выходе превентора;

  буровая бригада присоединяет ведущую трубу  к бурильной колонне;

  запускают буровые насосы и направляют поток  жидкости в колонну; одновременно бурильщик с помощниками приоткрывают задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением производительности насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами; контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонн);

  дальнейшие  работы производятся в соответствии с п. 1. Между членами каждой вахты  должны быть распределены обязанности на случай возникновения газо-, нефте- и водопроявлений, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий, регистрируя их проведение в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить инженерно-технические работники (ИТР) буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению, возникновению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

  Иногда  приходится прибегать к бурению  под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование — механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также штуцерная батарея. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом бурового раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

  Иногда, в силу целого ряда обстоятельств, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т.п.

  Если  заглушить фонтан перечисленными способами  нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти или  воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.

  Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором, обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимосвязаны и обусловливают друг друга.

  По  причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

  Для предотвращения грифонов и межколонных  проявлений необходимо:

  спустить  кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья;