В предыдущей стать мы с вами разобрали причины возникновения ГНВП и поделили их условно на геологические и технологические.
Лучшая битва та, которой не было, следуя мудрой истине можно сделать вывод: необходимо приложить максимум усилий для предупреждения самой возможности возникновения ГНВП.
Люди не могут полностью устранить все причины проявления пластового флюида, но можно попытаться снизить вероятность возникновения ГНВП до минимума можно за счет устранения технологических причин.
Проще говоря, мы можем влиять на причины, зависящие от человеческого фактора.
Пример.
По статистике, чаще всего ГНВП происходят во время подъема бурильной колонны. Причина – недолив скважины.
Забойное давление, которое обеспечивает необходимое дифференциальное давление определяется формулой:
Рзаб= ρgH
Не трудно заметить, что забойное давление зависит от плотности бурового раствора (ρ) и высоты столба раствора (Н).
Во время подъема колонны труб из скважины, по закону Архимеда, уровень раствора в скважине уменьшается на объем поднятых труб. Это может привести к тому, что забойное давление упадет ниже пластового и началу проявления. Поэтому скважину нужно постоянно доливать раствором. Сейчас используются специальные доливные емкости, которые в автоматическом режиме доливают скважину, но, в любом случае, этот процесс нужно контролировать.
Слишком высокие скорости спуска или подъема бурильной колонны также могут спровоцировать проявление или поглощение бурового раствора за счет эффекта поршневания (свабирования), недостаточный контроль за параметрами бурового раствора со стороны буровой вахты и тд.
Все вышеперечисленное можно коротко назвать нарушением технологического регламента.
Все работы по строительству скважины должны проводиться в строгом соответствии с планом проведения работ.
Технологический регламент, без согласования с заказчикам, изменять категорически запрещено.
Мероприятия по предупреждению газо-нефтеводопроявлений и открытых фонтанов
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, планы ликвидации аварий и другие нормативно-технические документы, связанные с возможностью газо-нефтеводопроявлений, должны включать четкие, надежные решения по их предупреждению и программы противодействия по всему спектру причин возможного возникновения газо-нефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
На каждую скважину с возможностью возникновения газо-нефтеводопроявлений или открытого фонтана должен быть составлен «План ликвидации возможных аварий».
К работам на скважинах с возможными газо-нефтеводопроявлениями допускаются лица, прошедшие подготовку по курсу Контроль скважины. Управление скважиной при газо-нефтеводопроявлениях в специализированных учебно-курсовых комбинатах, имеющих соответствующую лицензию.
Производственные инструкции рабочих кадров, задействованных в бурении или ремонте нефтяных и газовых скважин, должны включать конкретные обязанности при возникновении газо-нефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
Признаки начала ГНВП
1. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ: (напрямую указывают о начале ГНВП)
- Увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемных емкостях.
- Увеличение скорости потока бурового раствора на выходе из скважины.
- Уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.
- Увеличение объема вытесняемой жидкости при спуске инструмента.
- Движение раствора по желобам при отсутствии промывки.
При обнаружении любого прямого признака необходимо загерметизировать устье скважины!!!
2. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ: (может быть признаком как ГНВП, так и аварийной ситуации на скважине)
- Изменение давления промывки по манометру на стояке. (Давление падает)
- Увеличение веса инструмента по ГИВ (ИВЭ).
- Увеличение механической скорости бурения в продуктивном пласте.
- Увеличение крутящего момента на роторе.
- Повышение содержания газа в буровом растворе.
ПРИ ОБНАРУЖЕНИИ косвенных признаков (одного или нескольких) необходимо УСИЛИТЬ КОНТРОЛЬ за скважиной для выявления прямых признаков.
Очень важно понимать, что чем раньше удается распознать начало ГНВП, тем проще и безопаснее будет процесс ликвидации проявления.
Современные буровые станки оснащаются специальными системами раннего обнаружения начала ГНВП и постоянного мониторинга свойств бурового раствора.
Например.
В некоторых иностранных компаниях использование станков без системы измерения скорости движения раствора по желобу запрещено.
Выше, признаки начала проявления перечислены точно также, как и в должностных инструкциях.
Мое личное мнение, не надо разделять признаки на прямые и косвенные. На любой признак необходимо реагировать. Как минимум, остановить все работы на скважине и наблюдать за скважиной хотя бы 15-20 минут, если вам кажется, что признак незначительный. В данном случае всегда лучше перестраховаться.
Принципы управления скважиной
Управление скважиной осуществляется с целью предотвращения внепланового притока пластового флюида в скважину.
Управление скважиной основывается на принципе, как минимум, двух барьеров.
В процессе бурения (после установки кондуктора) и эксплуатации скважины необходимо иметь, как минимум, два независимых и испытанных барьера в скважине.
Как правило, в процессе бурения при нормальных условиях существуют следующие два барьера:
1. (Первичный) барьер, состоящий из однородного столба бурового раствора с гидростатическим давлением, превышающим пластовое давление.
2. (Вторичный) барьер, состоящий из зацементированной обсадной колонны (кондуктора), устьевой обвязки, плашечного и (или) универсального превентора и бурильной колонны с шаровым краном под квадратом (ведущей трубой) и обратным клапаном в КНБК. Современные буровые станки оснащены системой верхнего силового привода (ВСП), в этом случае шаровые краны для герметизации трубного пространства установлены на ВСП и, зачастую, имеют гидравлическое управление.
В процессе испытания, заканчивания, капитального ремонта скважин и работ связанных с установкой цементных мостов и ликвидации скважины принцип двойного барьера также является обязательным.
Первичный контроль
Первичный контроль скважины осуществляется путем контроля пластового давления с помощью гидростатического давления бурового раствора. Если первичный контроль скважины утерян, то противовыбросовые превентора закрываются, а для управления скважиной используются методы вторичного контроля.
Гидростатическое давление столба бурового раствора, противодавление пластовому давлению, зависит, главным образом, от удельного веса (плотности) используемого бурового раствора.
Однако, с одной стороны, буровой раствор может быть загрязнен шламом и пластовым флюидом, а с другой стороны, его гидростатическое давление может быть понижено за счет свабирования (эффект поршневания при СПО) или потери циркуляции бурового раствора (например, при поглощениях бурового раствора).
Обеспечение первичного контроля скважины является исключительно важным.
Первичный контроль скважины включает следующее:
- использование буровых растворов надлежащей плотности;
- постоянное заполнение скважины буровым раствором надлежащей плотности (в первую очередь, при подъеме инструмента из скважины);
- ограничение максимальной скорости спуска и подъема инструмента на основании расчетов свабирования;
- постоянный мониторинг рабочих объемов бурового раствора, особенно в период спускоподъемных работ;
- как можно более быстрое обнаружение любых изменений плотности, объемов и расходов буровых растворов и принятия надлежащих мер.
Вторичный контроль скважины
Вторичный контроль скважины подразумевает надлежащее использование противовыбросового оборудования (ПВО) для управление скважиной в случае, если первичный контроль не может быть обеспечен. Подразумевается, что вторичный контроль не может быть осуществлен при бурении интервала под кондуктор, так как ПВО устанавливается на колонный фланец кондуктора.
Вторичный контроль состоит из трех этапов:
- начальное закрытие скважины (герметизация устья скважины при помощи ПВО);
- наблюдение за стабилизацией давления в скважине после закрытия;
- реализация выбранного метода ликвидации ГНВП.
Своевременное обнаружение предупреждающих признаков, свидетельствующих о проявлении в скважине, и быстрое закрытие скважины являются ключевыми факторами эффективного управления скважиной. Быстрое принятие ответных мер позволяет снизить до минимума объем поступившего в скважину пластового флюида.
Масштаб и интенсивность проявления зависит от следующих факторов:
- уровень депрессии;
- проницаемость пласта;
- период времени, в течении которого забойное давление в скважине было меньше пластового давления.
Чем меньше пластового флюида попадет в скважину во время проявления, тем ниже будет давление на устьевое оборудование после закрытия скважины и во время ликвидации ГНВП.
Третичный контроль скважины
Если вторичный контроль скважины не может быть реализован должным образом из-за состояния ствола скважины или выхода из строя ПВО, необходимо принять чрезвычайные меры, чтобы предотвратить потерю управления скважиной. Такие меры относятся к Третичному контролю скважины и обычно приводят к частичной или полной ликвидации скважины.
В отличии от методов первичного и вторичного контроля, для третичного контроля скважины не существует четких регламентов. Применяемые меры будут зависеть от конкретных условий на скважине.
Предотвращение ГНВП в скважине
Поддержание первичного контроля скважины является основой предотвращения ГНВП в скважине и обеспечивается за счет использования бурового раствора достаточной плотности для компенсации самого высокого пластового давления. Если первичный контроль утерян, то скважину закрывают при помощи противовыбросового оборудования (ПВО).
Опыт показывает, что наиболее распространенными причинами потери первичного контроля скважины и, следовательно, ГНВП являются следующие:
- свабирование (поршневание) во время спускоподъемных операций (СПО);
- недолив скважины буровым раствором во время СПО;
- недостаточная плотность бурового раствора;
- потеря циркуляции бурового раствора.
Следующая статья будет посвящена ПВО.
Продолжение следует.