Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через грещины и поры проникает в скважину. Если пластовое дав­ление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, То газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины — возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление на­рушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу обо­рудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим кастовым давлением также может прорваться в скважину. В ре — ^ьтате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или еФти с образованием водяного или нефтяного фонтана.

|_

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков ‘ через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на за­бое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно! сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы.

При циркуляции буровой раствор поднимается вверх и выно­сит с собой пузырьки газа. При этом чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увели­чиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько! крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плот­ность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может про — :< тивостоять давлению газа и происходит выброс. Постепенно про-‘ сачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность " раствора и в результате возможны выбросы. Выбросы могут воз — ‘ никнуть и при понижении уровня бурового раствора в скважине, , которое происходит или вследствие потери циркуляции, или во время подъема труб в случае недолива скважины. !

К признакам начала газопроявлений относятся:

а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции па­чек бурового раствора, насыщенного газом; 1

б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из плас — 1 тов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора; ‘

в) слабый перелив раствора из скважины;

г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);

д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

В этих случаях следует усилить промывку скважины, приоста-, новить бурение или спускоподъемные операции до особого рас- поряжения и одновременно принять меры по дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба, жидкости в скважине должно быть на 5… 15 % выше пластового (в зависимости от глубины скважины). Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых раство — I ров. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на ^ вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной. Однако нельзя 1 ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как ме — 1 рой борьбы выбросами газа, нефти или интенсивным переливом^ воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться ^ довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утя — | желение растворов — операция длительная. Ч

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо I немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее |

устье герметизировано специальным противовыбросовым обору­дованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, зад­вижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

Превенторы. Выпускается несколько типов превенторов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрывают­ся сдвигающимися к центру плашками, изготовленными из спе­циальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плаш­ками, соответствующими наружному диаметру труб, которые на­ходятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются в превенторе по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Зак­рывать плашки можно как ручным способом при помощи штур­вала, так и при помощи гидравлического или электрического при­вода. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополни­тельное усилие, способствующее еще большему их уплотнению.

В универсальных превенторах с гидравлическим управлением (рис. 7.11) ствол скважины перекрывается специальным резино­вым уплотнением, смонтированным в корпусе. 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 предназначены для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и «расха­живать» бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпуска­ются превенторы на рабочее дав­ление 7,5 и 20,0 МПа.

Технические характеристики противовыбросового оборудова­ния (ОП) определены ГОСТ 13862—80 (табл. 7.4).

Рис. 7.11. Превентор универсальный с гидравлическим управлением:

^ ~ кРышка; 2 — болт стопорный; 3 — Шайба; 4, 7, 10, 14 — манометры; 5 — корпус; 6— уплотнитель; 8 — заглушка;

— плунжер; П, 16— прокладки; 12 — Штуцер; 13— втулка; /5—шпилька: 17— гайка; 18 — катушка

Услов­ный проход ОП, мм	Рабочее давле­ние Яр, МПа	Типовая схема ОП (см. рис. 7.12)	Нагрузка на плашки, кН, не менее	Условный проход мани- фольда[8], мм	Номинальное давление системы гидравличе­ского управ­ления, МПа, не менее	Наибольший условный диаметр тру­бы. проходя­щей с под­веской через ОП, мм	Высота стволовой части /Г*, мм, не более, для схемы
/	II	///	IV	от веса колон­ны	вытал­ киваю­ щая	I	И	III	IV
180	35	X	X			1 000	500			127	2 900	3 800	■	—
70		X	X		1 600	800			—	4 700	4 900	—
35		X	X		1 250	630			—	4 400	4 500	—
230	70		X	X	X	2000	і 250			146	—	4 800	5000	5 000
21	X	X			2000	1 000			2 900	3 700	—	—
35	X	X	X	X	2 000	1 600			3 600	4 800	5000	5 000
280	70			X	X	2 500	2000	80	10 ^	194	—	—	5 800	5 800
105			X	X	2 500	2 000			—	—	6 700	6 700
21	X	X			1600	1 250				3 400	4 500	—	—
, 350	35	X	X	X	X	2 500	1 600			773	3 700	4 700	4 800	4 800
70 1		1*	X	2 800	2000 |	———	——— 1	—	— !	6 5001	6 500,

/______ 1 21	X | X			2 000	1 600				3 700	5000	—	—
425	1 35		X	X	X	2 800	1 600			346	—	5 600	5 800	5 800
540	14	X	X			1 250	1 000			426	3600	5 900	—	—
21	X	X			2 000	1 600			4 100	5 400	—	—
680	14	X				2 500	2 000			560	4000	—	—	—

и»

Примечания: I. Знак «х» обозначает применение ОП по данной схеме.

2. В ОП с рабочим давлением 70 и 105 МПа допускается применение универсального превентора с рабочим давлением соответ ственно 35 и 70 МПа и комплекте с переходной фланцевой катушкой.

10 11 В систему _____ сжигания га-»

Устье

скважины дросселирования /

Блок глушения гЧ-“"’Ж1 ^ К насосным установкам или прямой сбросу______

■ В систему очистки

І«іСЇ ‘ї"? Прямой сброс 1 ■

Вм»о5с^Н І . Блок дросселирования

К буровым насосам

или прямой сброс

#НфИ4Н

К буровым насосам

Устье Линия’ скважины дросселирования

I ДРЇ

7 8 9 10 И В систему / / ц____ сжигания газа їи^Н^Н^Ні | "г Др £ | ДЦ В систему I очистки 1

Блок дроссел ирования

Прямой сброс

II

Рис. 7.12. Типовые схемы ОП

/ — двухпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; // — трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и двумя крестовинами; IV — вспомогательный пульт; 2 — станция с гидравлическим управлением с основ­ный превентор; 6 — плашечный превентор; 7 — манометр с запорным и раз — нием; 9 — регулируемый дроссель с ручным управлением; 10— отбойная камера управлением; 13 — устьевая крестовина; 14 — обратный клапан; 15 — регулирУ

приводным дросселем;

На рис. 7.12 представлены типовые схемы ОП с гидравличе­ским управлением.

Под стволовой частью ОП понимается совокупность составные частей ОП, ось вертикальных проходных отверстий которых сов-

И"И Гппг ‘ 8/^ЛИНИЯ прямой сброс ‘глушения

К буровым Устье

насосам

Линия скважины дросселирования III

■Ч

Устье скважины

Блок глушения

К насосным! установкам прямой сброс! ^ М Л—

К буровым насосам

15 10 11

Блок ^дросселирования ^ В систему / сжигания газа

В систему очистки Прямой сброс

Линия дросселирования

IV

с гидравлическим управлением:

трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной; III — трехпревенторная, с тремя линиями манифольда и двумя крестовинами; I — ным пультом; 3 — разъемный желоб; 4 — фланцевая катушка; 5 — универ — сальрядным устройствами и разделителем сред; 8 — задвижка с ручным управле — Разрядным устройством; // — сепаратор; 12 — задвижка с гидравлическим емый дроссель с гидравлическим управлением; 16 — пульт управления гидро — 17 — обратный фланец

падает 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 ОП должно быть опрессовано водой на дав­ление, приведенное в табл. 7.5.

Прогивыбросовое оборудование 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 следует 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 сто — | ка бурового раствора либо использовать дозаторы; !

• цемент за кондуктором необходимо поднимать до устья сква — " жины, что обеспечит 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 немедлено принимать меры по его восстановлению.

Буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором: на скважинах, в кото — , рых предлагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявле — • ниям, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемы®

Таблица 7.5

Параметры гидростатических испытаний ОП

Пробное давление, МПа, при Рр

Условный проход стволовой части ОП, мм

2! 35 70 105

2,0 Рр 1,5 Рр^

До 350 (включительно)

Рр 2,0 Рр 1,5

Болес 350

плошадях 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 тшательной промывки скважины при параметрах бурового раство­ра. соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следУет ПРИ условии создания максимально возможной произво­дительности насосов и при вращении бурильной колонны.

Если при подъеме бурильных труб уровень бурового раствора в затрубном пространстве не снижается, то это свидетельствует о возникновении 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 немедленно принимает 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 уменьшают 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 его сни­жают, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

• если вынужденное снижение давления вызывает необхо­димость полностью открыть задвижки для фонтанирова­ния скважины через отводы превентора, то поток газа на­правляют по выкидным линиям в сторону от буровой и принимают меры по 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:

а) 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;

б) если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

• верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

• бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элева-1 тор 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 при­открывает 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. I.

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газо-, нефте — и водопрояв- ления, которые должны быть указаны в аварийном расписании.

Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения 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 обязательно наличие штуцерной батареи. 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 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 помошью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработавших газов ре­активных двигателей, взрывами и т. д. Если заглушить фонтан пе­речисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей сква­жины и под давлением через наклонные стволы заканчивают утя­желенный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядер — ным взрывам.

I рифоны и мсжколонные проявления. Под грифонами, происхо­дящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, понимают фонтанные газо-, нефте — и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, иысо — копроницаемым пластам или по контакту цемент—порода :за пре­делами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо — и водопроявле — ния 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 Дластов, по кото­рым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на по­верхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъе­мом цементного раствора до устья;

• обеспечить качественное крепление скважины промежуточ­ными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызы­вает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивает­ся много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации! грифонов заканчиваются гибелью скважин. Вместе с тем при со­блюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этих осложнений.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный огбор жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится). Если в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, то для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно направ­ленные скважины.

Комментарии запрещены.