Газо-, нефте- и водопроявления

В разбуриваемых пластах могут содержаться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления промывочной жидкости, заполняющей скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины – возникает газовый, а иногда нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также могут прорваться в скважину. В результате происходит выброс промывочной жидкости, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы возникают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим гидростатическое давление столба промывочной жидкости 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 глинистый 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 бóльшую часть объема раствора и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс, т. е. интенсивное «поршневое» вытеснение бурового раствора из ствола скважины.

Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, что может вызвать выбросы. Выбросы могут возникнуть и при понижении уровня промывочной жидкости в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины. Признаки начала газопроявлений следующие:

а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции «пачек» глинистого раствора, насыщенного газом;

б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого 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 в промывочной жидкости, зафиксированное приборами или по показаниям газокаротажной станции. В этих случаях следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем и одновременно применять меры к дегазации раствора до стабилизации параметров промывочной жидкости. Для ликвидации осложнений в сложных случаях привлекаются дополнительные силы и средства (см. ниже).

Меры и мероприятия
по предотвращению выбросов

Чтобы предотвратить выброс, давление в скважине должно быть больше, чем давление в пласте, примерно на 2,1–2,5 Мпа (~21–25 кг/см²). Величина избыточного давления зависит от глубины скважины, пористости и проницаемости пород проявляющего пласта. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или развиться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов – операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть (герметизировать) скважину, что легко осуществить, если ее устье оснащено специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из колонных головок, превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек и другой специальной арматуры.

Превенторы изготовляются нескольких типов. В случае применения плашечных превенторов скважина перекрывается 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 при необходимости перекрытия всего сечения скважины. Плашки можно закрывать как ручным способом, при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему их уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Число устанавливаемых превенторов и их расположение изменяются в зависимости от конкретных условий.

Для каждого района бурения составляют типовые схемы оборудования устья скважин для предотвращения выбросов. Обвязка превенторов должна обеспечивать возможность промывки скважины буровыми насосами под избыточным давлением на устье с пропуском циркулирующей жидкости через желобную систему и через устройство для удаления газа из раствора. Должна быть также предусмотрена возможность закачки жидкости в кольцевое пространство между обсадной и бурильными колоннами буровыми насосами и цементировочным агрегатом и обратной промывки через специальную линию. После монтажа обязательно должна быть произведена опрессовка превенторной установки водой на давление, соответствующее прочностной характеристике обсадной колонны (но не выше пробного давления превентора). Практикой установлено, что большинство газо-, нефте- и водопроявлений приурочено к моменту проведения подъема колонны бурильных труб или к периоду промывки скважины сразу 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 мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонн обсадных труб, предусмотренных геолого-техническим нарядом (ГТН).

2. 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 самопроизвольного стока промывочной жидкости, или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями и препятствует возникновению заколонных проявлений (перетоков).

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

5. Необходимо иметь запас раствора от 1,5 до 3 объемов скважины с параметрами, регламентируемыми ГТН, а также запас утяжелителя.

6. Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН на входе и выходе из скважины. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при проворачивании бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта «поршневания», т. е. подсоса жидкости в скважину за счет отрицательного гидродинамического давления. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

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

При угрозе выброса в случае плохой герметизации устья скважины буровая бригада должна немедленно принять следующие меры.

1. В процессе бурения или промывки скважины:

а) 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 превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных значений бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большего размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика закрывают верхний плашечный превентор, а при его неисправности – нижний плашечный превентор; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидную линию превентора и штуцер направляется в желобную систему;

в) после закрытия превентора устанавливается уплотнитель пре-венторной головки, затем превентор открывается, после чего бурильщик периодически расхаживает бурильную колонну во избежание ее прихвата;

г) после закрытия превентора непрерывно замеряется плотность промывочной жидкости и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости утяжеляется раствор;

д) 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;

е) при возрастании давления на устье сверх допустимых 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;

ж) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть концевую задвижку 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;

к) 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. Газо-нефтепроявления ликвидируются по специальному плану.

3. При подъеме или спуске бурильной колонны.

А. Если проявления незначительны:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) 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;

в) после окончания присоединения ведущей трубы буровая бригада герметизирует устье скважины так, как это было описано в пункте 1.

Б. Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

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

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с пунктом 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывают задвижку на линии от превентора и в желобную 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 колонны);

е) дальнейшие работы производятся в соответствии с пунктом 1.

Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом, помимо герметизации устья скважины, требуется дополнительное оборудование – механизмы 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 глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Пожары. В некоторых случаях 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, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор или цементный раствор. В особенно тяжелых случаях для ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.