Предупреждение газонефтеводопроявлений

Основные мероприятия по предупреждению ГНВП сводятся к следующим:

- установка противовыбросового оборудования (ПВО);

- проверка работоспособности ПВО раз в сутки;

- установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);

- установка в КНБК клапана – отсекателя, а под ведущей трубой шарового крана;

- учебные тревоги раз в месяц;

- наличие запаса бурового раствора, равного объему скважины;

- контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);

- при снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН;

- выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;

- снижение скорости спуско‑подъемных операций;

- долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть;

- при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте, необходимо начать спуск его на максимально возможную глубину;

- при вынужденных остановках колонна бурильных труб должна быть поднята до башмака обсадной колонны, и раз в сутки должна опускаться до забоя для промывки скважины.

Большинство из этих мероприятий очевидно и пояснений не требует, поэтому остановимся только на некоторых из них.

Буровой раствор, находящийся в запасных емкостях, раз в 7‑10 дней перемешивается и производится контроль всех его параметров с доведением до требуемых.

В процессе бурения необходимо следить за уровням раствора в приемных емкостях, и при его повышении принимать соответствующие меры. Для повышения точности уровнемеров, выдающих световой и звуковой сигналы, необходимо уменьшить площадь зеркала приемных емкостей.

Плотность и вязкость раствора при разбуривании газовых горизонтов контролируется через 10‑15 мин, а СНС, водоотдача и температура – через час. Допустимые колебания плотности составляет 0,02 г/см³ при плотности до 1,45 г/см³ и 0,03 г/см³ при большей плотности.

При большой скорости подъема инструмента имеет место эффект «поршневания», особенно при больших значениях СНС и вязкости раствора, и, как следствие, снижение давления на забое, что приводит к поступлению флюида в скважину. При большой скорости спуска может произойти поглощение бурового раствора, а в результате – снижение гидростатического давления в скважине. Такие колебания давления могут быть особенно значительны при наличии сальников.

Долив скважины предпочтительнее производить не непрерывно, а периодически после подъема определенного числа свечей. Это позволяет более точно контролировать объем доливаемой жидкости. Допустимое число свечей N, которое может быть поднято без долива, определяется из выражения:

,

где Д – диаметр скважины (если скважина обсажена, то Д о8значает внутренний диаметр обсадной колонны);

d_H и d_В– наружный и внутренний диаметр бурильных труб соответственно;

ρ – плотность раствора;

V_с – объем жидкости, вытесняемой одной свечой;

ΔP - допустимая величина депрессии.

При спуске инструмента необходимо контролировать объем вытесняемого из скважины раствора, и если он больше объема опущенных труб, то это свидетельствует о поступлении флюида в скважину.

При длительных остановках процесса бурения флюид в скважину поступает в основном за счет гравитационного замещения, капиллярных сил, диффузии. При высоких тиксотропных свойствах раствора происходит «зависание» его в стволе, а в призабойной зоне за счет ухода фильтрата в продуктивный пласт гидростатическое давление снижается. В результате флюид начинает поступать в скважину, что может привести к проявлению. Во избежание этого необходимо периодическое прокачивание раствора по скважине.