Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Методическое пособие по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП» Астрахань, 2015 1 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» © 2012 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» (Advanced Safety Technologies, LLC) Web: www.ast-consult.com E-mail: info@ast-consult.com Tel.: +7 (8512) 50-16-20 2 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ВВЕДЕНИЕ Поступление пластового флюида в ствол скважины во время проведения буровых работ, эксплуатации или при капитальном ремонте называют «проявлением». Пластовый флюид, поступающий в скважину в результате проявления, называют «притоком». При отсутствии надлежащего контроля, проявление может привести к открытому фонтану. Процедуры по контролю скважины направлены на безопасное предотвращение поступления притока или его удаление, с последующим восстановлением первичного контроля скважины. В настоящем Методическом Пособии рассматриваются базовые понятия и принципы контроля скважины с учетом требований и рекомендаций общепризнанных мировых стандартов (WellCAP, IWCF). Кроме того в состав Пособия входит раздел «Оборудование», где представлены виды и типы, устройство и принципы работы наиболее распространенного в мировой практике противовыбросового оборудования (ПВО). Целью разработки данного Пособия послужило обеспечение соискателей на получение международного сертификата по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП» дополнительными материалами для самоподготовки. Настоящее Пособие не является учебником. Пособие разработано специалистами компании ООО «АСТ» (Advanced Safety Technologies, LLC), г. Астрахань, Россия. Копирование и распространение данного Пособия без письменного разрешения ООО «АСТ» запрещено. 3 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 4 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» СОДЕРЖАНИЕ Стр. ГЛОССАРИЙ……………………………………….……………………………………….………...………… 9 ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ…………………………………………..……………………………….. 11 1. ПЛАНИРОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО УПРАВЛЕНИЮ СКВАЖИНОЙ……….…..….. 12 Цели и задачи планирования Ключевые геологические факторы Спуск и цементирование обсадных колонн Ремонт скважин Операции по заканчиванию скважин Буровые растворы Барьеры в скважине Противовыбросовое оборудование (ПВО) 2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УПРАВЛЕНИИ СКВАЖИНОЙ………………………………….…… Характеристики пластов Давление, сила, площадь Эффект U-образной трубки Давление прокачки и потери давления Максимально допустимый объем притока Прочность пород и испытания пластов Максимально допустимая плотность раствора Максимально ожидаемое давление на устье Максимально допустимое давление в КП на устье закрытой скважины Эквивалентная плотность циркуляции и забойное давление Поведение газа в растворах Миграция газа Газовые гидраты Температура и давления в скважине Управление скважиной в наклонных стволах Комбинированные компоновки бурильных колонн 14 3. БАРЬЕРЫ……………………………………………………………………………………..…………………. Понятие о барьерах в скважине Гидростатические барьеры Механические барьеры Испытание барьеров 24 4. ПРИЧИНЫ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП……………………..…………………………………… 27 Аномально высокие пластовые давления Спуско-подъемные операции Долив скважины при СПО Свабирование Поршневание СПО с не срезаемыми инструментами Потери бурового раствора Эффект «вздутия» пласта Повреждение барьеров Замена флюида в скважине Операции с канатной техникой Испытание пласта на приток 5 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Стр. 5. ПОТЕРЯ ЦИРКУЛЯЦИИ…………………………………………………………………………………… Причины и негативные последствия Первоочередные действия Решение проблем Наблюдение за скважиной 33 6. КОНТРОЛЬ РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИИ…………………………………….……………………. 35 Функции и типы буровых растворов Измерение плотности бурового раствора Причины снижения качества буровых растворов Контроль циркуляции Роль и ответственность буровой вахты 7. СПУСК И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН……………………………………..…. 38 СПО с обсадными колоннами Свабирование и поршневание Контроль объема раствора Использование обратных клапанов Последствия разрушения обратного клапана Мониторинг операций по цементированию Осложнения при цементировании и их предотвращение Ожидание затвердевания цемента Испытания на герметичность Применение ПВО 8. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ ГНВП…………………………………………………………….…………. 41 Проверка скважины на перелив Данные о давлениях в скважине Измерение давления при бурении и каротаже Контроль изменений раствора Контроль изменений параметров бурения Контроль плотности раствора в переходных зонах Признаки АВПД Контроль за виброситами Анализ изменений 9. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ ГНВП………………………………………………………………..…………….. 47 Расход раствора на выходе при выключенном насосе Увеличение уровня в приемной емкости Увеличение расхода на выходе из скважины Раннее обнаружение ГНВП и распределение ответственности 10. ПРОЦЕДУРЫ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ………………………………………………..……………. 49 Мягкий метод герметизации устья Жесткий метод герметизации устья Процедура герметизации при ГНВП во время бурения Процедура герметизации при ГНВП во время СПО Процедура герметизации при отсутствии труб в скважине Процедура герметизации при ГНВП во время проведения работ с канатной техникой Применение превенторов с глухими и срезными плашками Герметизация при ГНВП во время спуска и цементирования обсадных колонн Проверка герметичности устья Отведение газа с небольших глубин 6 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Стр. 11. ДЕЙСТВИЯ ПОСЛЕ ЗАКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ………………..………………………………….. 53 Данные о притоке Давления стабилизации Открытие обратного клапана в бурильной колонне Наблюдение за миграцией газа Изменение давлений при ликвидации ГНВП «Запертое» давление 12. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЦЕДУРЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП………………………… 56 Пониженные подачи насоса 13. МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП………………………………………………………….…………….. 57 Принцип поддержания постоянного давления на забое Подготовительные мероприятия Начальное и конечное давления циркуляции Настройка оборудования Восстановление циркуляции Задержка по времени Определение начального давления по фактическому значению Остановка циркуляции Выбор коэффициента безопасности Давление у башмака обсадной колонны Метод Бурильщика Метод Ожидания и Утяжеления Проверка давлений после завершения процедуры Меры предосторожности Карта глушения скважины Метод Прямой Циркуляции Метод Обратной Циркуляции Объемный Метод Метод Нагнетания и Стравливания Глушение скважины «в лоб» 14. ВОЗМОЖНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП……………………………………… 70 Закупорка насадки долота Выход из строя бурового насоса Потеря насадки долота Промыв дросселя Закупорка дросселя Утечка в превенторе Промыв бурильной колонны Переполнение газосепаратора Проблемы в блоке приготовления раствора 15. СПУСК ТРУБ В СКВАЖИНУ ПОД ДАВЛЕНИЕМ…………………………………………………. 72 Понятие стриппинга Причины для стриппинга Силы давления в скважине Подготовительные процедуры Процедура стриппинга 16. БУРЕНИЕ СКВАЖИН В ВЕРХНИХ ИНТЕРВАЛАХ………………………………………………. 75 Основные термины и причины аномальных давлений Бурение верхнего интервала и причины ГНВП Предупреждение ГНВП на небольших глубинах 7 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Стр. Отведение газа с небольших глубин 17. УЧЕБНО-ТРЕНИРОВОЧНЫЕ ЗАНЯТИЯ………………….………………………………………….. 78 Проверка на перелив Спуско-подъемные операции Отработка процедуры стриппинга Отработка навыков управления дросселем Использование диверторной системы Отработка процедуры разгрузки бурильной колонны на клинья Раннее обнаружение и быстрое реагирование 18. РИСК-МЕНЕДЖМЕНТ………………………………………………………………………………………. 81 Прогнозирование рисков и планирование работ Обязанности и ответственность Реагирование на изменения при работах по ликвидации ГНВП Проблемы при циркуляции во время ликвидации ГНВП Передача и обмен информацией Планирование действий при ЧС 19. ОБОРУДОВАНИЕ………………………………………………………………………………………………. 83 Сборки ПВО и устьевое оборудование Противовыбросовые превенторы Шаровые краны и обратные клапаны Дроссели и дроссельные манифольды Настройка ПВО для ликвидации ГНВП Вспомогательное оборудование и приборы для контроля скважины Газоанализаторы Емкости для контроля долива и стравливания Система управления ПВО Газосепараторы и дегазаторы Диверторные системы Система приготовления раствора Система очистки раствора Нагнетательный манифольд Проверка работоспособности и опрессовка оборудования Законодательные нормы и правила 20. УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ В МОРСКОМ БУРЕНИИ………………………………………. Особенности ведения работ в морском бурении Оборудование в морском бурении 8 101 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ГЛОССАРИЙ Аномально высокое пластовое давление (АВПД): поровое давление, превосходящее гидростатическое давление столба пластовой воды, характерной для данного географического региона. Аккумулятор: сосуд, работающий под давлением, заправленный азотом или другим инертным газом для хранения гидравлической жидкости под давлением, применяющейся для управления ПВО. Кольцевое пространство (КП): область между бурильной трубой и внутренней поверхностью открытого ствола, последней обсадной колонной или райзера. Потери давления в кольцевом пространстве: потери давления на гидравлические сопротивления при прокачке жидкости по кольцевому пространству. Противодавление (давление в КП, давление на дросселе): давление, возникающее на поверхности со стороны кольцевого пространства при прокачке жидкости по трубам и далее вверх по КП. Противовыбросовый превентор (англ. BOP): устройство, прикрепляемое к колонной головке, с помощью которого можно загерметизировать скважину, чтобы предотвратить истечение флюидов на поверхность. Система управления и контроля ПВО: совокупность насосов, клапанов, задвижек, линий, аккумуляторов и других элементов оборудования, необходимых для открытия и закрытия ПВО. Сборка (колонна) превенторов: совокупность противовыбросового оборудования, включая превенторы, катушки, задвижки и воронки, устанавливающаяся сверху колонной головки. Забойное давление: в зависимости от контекста, либо давление, оказываемое столбом жидкости, находящейся в скважине, либо пластовое давление на заданной глубине. Задавка «в лоб»: термин, означающий закачку небольших порций раствора в закрытую скважину без выхода циркуляции. Башмак обсадной колонны: соединение на нижнем конце обсадной трубы, спускаемой в скважину, позволяющее справляться с неровностями ствола при спуске, обычно закругленное к низу и состоящее из разбуриваемых материалов. Дроссель (штуцер): устройство с регулируемым или фиксированным зазором открытия, используемое для управления потоком жидкости и/или газа и создания противодавления на пласт. Дроссельный (штуцерный) манифольд: система задвижек, дросселей и линий, применяемая для перенаправления потоков из кольцевого пространства и создания противодавления на пласт в скважине. Линия дросселирования: линия высокого давления между коренными боковыми задвижками в сборке ПВО и дроссельным манифольдом. Аварийный шаровой кран для бурильных труб: полнопроходный шаровой кран, находящийся на полу буровой, подходящий для наворота непосредственно на применяемые бурильные трубы. Применяется для перекрытия трубного канала и предотвращения перелива через трубы. 9 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Обратный клапан: клапан одностороннего действия, который позволяет вести прямую циркуляцию в скважине, но предотвращает обратный переток жидкости из скважины вверх по трубам. Градиент гидроразрыва: приращение гидростатического давления, выражаемое в барах на метр, достаточное для того, чтобы вызвать гидроразрыв пласта. Газированный буровой раствор: буровой раствор, в который попал газ из ранее пробуренного интервала газонасыщенного пласта, что приводит к снижению плотности раствора и, как следствие, к снижению гидростатического давления столба этого раствора. Аварийный обратный клапан (вставной противовыбросовый превентор для бурильных труб): устройство, наворачиваемое сверху на бурильную колонну, выполняющее функции обратного клапана, т.е. позволяет вести прямую циркуляцию и предотвращает обратный переток жидкости из скважины вверх по трубам. Верхний шаровой кран (над ведущей трубой): полнопроходный шаровой кран, установленный непосредственно над ведущей трубой, предназначенный для герметичного перекрытия трубного канала. Нижний шаровой кран (под ведущей трубой): полнопроходный шаровой кран, установленный непосредственно под ведущей трубой, с наружным диаметром равным наружному диаметру замкового соединения. Линия глушения: линия высокого давления между насосами и боковыми коренными задвижками на сборке ПВО или колонной головке. Давление прокачки на пониженной подаче: давление, возникающее на насосе, при прокачке жидкости на скорости глушения, когда в скважине нет ГНВП. Газ, полученный при наращивании: скопление газа, поступившего в ствол скважины во время наращивания. Запас противодавления на подъем: разовое увеличение плотности бурового раствора, позволяющее повысить гидростатическое давление в скважине, чтобы компенсировать эффект свабирования. Подземное фонтанирование: неконтролируемый переток пластового флюида из одного пласта в другой, вышележащий, пласт. 10 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ Первичный контроль скважины (Primary Well Control) –поддержание гидростатического давления в скважине равным или более пластового давления, для предотвращения притока из пласта. Вторичный контроль скважины (Secondary Well Control) – управление скважиной под давлением при помощи ПВО. Пластовое (поровое) давление (Formation/Pore Pressure) – давление пластового флюида на стенки пор вмещающего пласта. Гидростатическое давление (Hydrostatic Pressure) – давление в любой точке ствола скважины, создаваемое вертикальным столбом жидкости выше этой точки. Гидростатическое давление (бар) = Плотность флюида (кг/л) × 0.0981 × ГСВ (м) Внимание: При расчете давлений в скважине всегда используйте ТОЛЬКО значение глубины скважины по вертикали (ГСВ)! Гидростатическое давление также можно вычислить, используя градиент давления: Гидростатическое давление (бар) = Градиент давления (бар/м) × ГСВ (м) Градиент давления (Pressure Gradient) в данном случае определяет изменение давления в скважине при увеличении вертикальной глубины на 1 м: Градиент давления (бар/м) = Плотность флюида (кг/л) × 0.0981 Плотность флюида (Fluid Density) есть ни что иное, как масса определенного объема жидкости. Плотность промывочной жидкости при бурении обычно называют «плотность бурового раствора», которая выражается в «кг/л» или «г/см 3». Используя значения градиента давления и (или) давления в скважине, можно вычислить плотность флюида (плотность бурового раствора): Плотность флюида (кг/л) = Градиент давления (бар/м) ÷ 0.0981 или Плотность флюида (кг/л) = Гидростатическое давление (бар) ÷ (0.0981 × ГСВ) Для быстрой конвертации следующую таблицу: Фут Баррель PSI PPG основных физических × 0.3048 × 158.987 × 0.06895 × 0.119826 11 величин используйте Метр Литр Бар Кг/л Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 1. ПЛАНИРОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО УПРАВЛЕНИЮ СКВАЖИНОЙ В основе планирования любых видов работ всегда учитывают три главных характеристики будущего проекта: безопасность, экономическая эффективность и технологичность. Однако на практике они ограничены целым рядом объективных факторов: геологическими условиями, условиями окружающей среды, доступным оборудованием, бюджетом. В конечном результате эффективность планирования определяется безопасным проведением работ в кратчайшие сроки при минимальных денежных затратах. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПЛАНИРОВАНИЯ: - обеспечение безопасности жизни и здоровья персонала; - обеспечение сохранности основного и вспомогательного оборудования; - организация контроля технологических процессов; - обеспечение надлежащего количества и качества барьеров; - мероприятия по предупреждению поступления притока в скважину; - прогнозирование потенциально опасных аварийных ситуаций и разработка планов первоочередных действий при их возникновении. КЛЮЧЕВЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ: - давление гидроразрыва/градиент гидроразрыва (fracture pressure/pressure gradient), при котором возможно поглощение бурового раствора в пласт; - максимально допустимый объем притока (kick tolerance), при котором все еще можно обеспечить безопасное закрытие скважины с последующим удалением пластового флюида, не вызвав гидроразрыва пород; - пластовое (поровое) давление (pore pressure). СПУСК И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Особую роль в планировании работ на скважинах играет организация мероприятий по качественному спуску и цементированию обсадных колонн, в т.ч.: - прогнозирование осложнений и аномальностей; - выбор типоразмеров и количества обсадных колонн; - определение режимов эксплуатации и расчеты ожидаемых нагрузок; - обеспечение разобщения горизонтов с несовместимыми условиями бурения; - исключение межпластовых перетоков; - учет и контроль прочностных характеристик по группам прочности; - подбор тампонажных растворов; - выбор технологии спуска и цементирования. РЕМОНТ СКВАЖИН Ремонт скважины представляет собой комплекс операций по поддержанию, восстановлению или улучшению ее продуктивности, в т. ч. по замене поврежденного внутрискважинного оборудования, переход на эксплуатацию другого пласта и пр. Основные отличия в управлении скважиной во время ремонта заключаются в следующем: 12 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» - ограничения по давлениям в процессе глушения из-за износа оборудования; возможность удаления притока как прямой, так и обратной циркуляцией; наличие достаточно точной информации о пластовых давлениях; отсутствие сложностей с определением типа поступившего флюида. ОПЕРАЦИИ ПО ЗАКАНЧИВАНИЮ СКВАЖИН Основные отличия управления скважиной во время заканчивания: - риск получения ГНВП при отсутствии подвески НКТ на забое; - при ликвидации ГНВП во время спуска НКТ вероятен риск повреждения пакера из-за высоких давлений в скважине; - риск ГНВП во время переоборудования устья (демонтажа ПВО и монтажа ФА); - риск ГНВП в процессе перфорации эксплуатационной колонны; - риск ГНВП после интенсификации притока; - риск ГНВП при переводе скважины на жидкость заканчивания. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ К основным задачам при разработке гидравлических программ и подборе рецептур буровых растворов относятся: - обеспечение первичного контроля скважины; - обеспечение устойчивости горных пород; - снижение вероятности поглощений промывочной жидкости; - эффективная очистка ствола; - охлаждение породоразрушающего инструмента; - сохранение проницаемости пород проектного продуктивного горизонта. БАРЬЕРЫ В СКВАЖИНЕ На стадии планирования работ обязательным условием является организация системы барьеров в скважине, которая включает: - определение (идентификация) барьеров в скважине; - обеспечение достаточного количества барьеров в любой момент времени; - прогнозирование рисков, связанных с нарушением барьеров; - планирование первоочередных мероприятий при ситуациях связанных с нарушением (разрушением) барьеров и пр. ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ (ПВО) Выбор ПВО всегда должен основываться на требованиях национального законодательства, с учетом рекомендаций производителей оборудования. К ключевым критериям при выборе ПВО относят: - максимально ожидаемое давление на устье; - наличие сероводорода в пластовой смеси; - тип используемых промывочных жидкостей; - условия окружающей природной среды. 13 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УПРАВЛЕНИИ СКВАЖИНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ Горные породы, содержащие пластовые флюиды, часто называют пластамиколлекторами. С точки зрения управления скважиной основными характеристиками пластов-коллекторов являются: Пористость (porosity) – свойство породы, характеризующее количество пустот пор, трещин, каверн и прочих полостей, в которых могут содержаться пластовые флюиды, представленные нефтью, газом, водой или их сочетаниями. В нефтегазовой отрасли обычно используют так называемый коэффициент пористости, который рассчитывается как отношение всех сообщающихся (открытых) пор к объему породы. Коэффициент пористости может быть выражен как в долях единицы, так и в процентах. Проницаемость (permeability) – свойство породы, характеризующее способность пропускать (фильтровать) пластовые флюиды при наличии перепада давления. Все породы условно можно разделить на 2 группы: - хорошо проницаемые, в т. ч. пески, песчаники, доломиты, алевролиты; - плохо проницаемые, в т. ч. плотные глины, глинистые сланцы, соли, мергели. Измерения проницаемости проводят в лабораторных условиях на основе линейного закона фильтрации Дарси. Единицы измерения – миллидарси (мД). Все правила, меры обеспечения безопасности и процедуры в области управления скважиной при ГНВП направлены, прежде всего, на недопущение самой тяжелой аварии – открытого фонтанирования (blowout). Такая авария, как правило, сопровождается разрушением устья и оборудования, пожаром, а иногда и гибелью людей. Открытое фонтанирование может произойти, в случае если пластовое давление на забое превысит гидростатическое давление всего столба жидкости (раствора), находящейся в скважине. Именно по этой причине главной задачей при буровых работах является обеспечение первичного контроля скважины. Первичный контроль скважины, по сути, предполагает создание некоторой величины репрессии (overbalance) – превышения гидростатического давления в скважине над пластовым. Вместе с тем, некоторые технологии предусматривают также работу «на равновесии» (balance) и даже на депрессии (underbalance). В последнем случае требуется применение специального оборудования. 14 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ДАВЛЕНИЕ, СИЛА, ПЛОЩАДЬ Жидкость в сосуде давит на дно и стенки. На погруженное в жидкость тело будут действовать силы, распределенные по поверхности этого тела. Для описания таких сил используют физическую величину «давление». Давление (pressure) – это отношение силы (действующей перпендикулярно к поверхности) к площади поверхности. P = F/ S Данная формула описывает Закон Паскаля: Давление в жидкости или газе передается во всех направлениях одинаково и не зависит от ориентации площадки, на которую оно действует. Таким образом, в статичном состоянии давление жидкости на дно и стенки сосуда зависит от вертикальной высоты столба жидкости. Сила давления при высоте h на площадь основания S равна весу столба жидкости ρ×g. Такое же давление при высоте h жидкость оказывает и на боковые стенки сосуда. Итак, давление P = ρ × g × h и называют гидростатическим давлением (hydrostatic pressure). ЭФФЕКТ U-ОБРАЗНОЙ ТРУБКИ Практически любую скважину можно представить в виде системы сообщающихся сосудов, где в качестве левого колена выступают собственно бурильные трубы (или НКТ), а в качестве правого – кольцевое пространство (затруб). Эффект U-образной трубки состоит в том, что если будет допущена неоднородность жидкости, то произойдет изменение ее уровня обратно пропорционально изменению плотности. Отношение уровней жидкостей обратно пропорционально отношению их плотностей. Расширенный закон сообщающихся сосудов: Плотность флюида 1 (кг⁄л) Высота столба жидкости 2 (м) = Плотность флюида 2 (кг⁄л) Высота столба жидкости 1 (м) 15 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» В практике эффект U-образной трубки исключительно важен с точки зрения понимания принципов изменения давлений в скважине (в т.ч. на забое и на устье) при изменении плотности жидкости. Например, при прокачке утяжеленной пачки (с целью подъема инструмента без «сифона») уровень раствора в приемной емкости увеличивается. Увеличение связано не только с вытеснением объема самой пачки, но и с вытеснением дополнительного объема раствора вследствие снижения уровня пачки до момента ее стабилизации в трубах. Это описывается формулой: Увеличение объема в емкости, вследствие снижения уровня пачки утяжеленного раствора (л): Плотность утяжеленного раствора (кг/л) Объем утяжеленного раствора (л) × ( − 1) Плотность раствора (кг/л) Если закачать в трубы тяжелую пачку – забойное давление начнет меняться только когда тяжелый раствор начнет вытесняться из насадок долота в КП. Если закачать в трубы легкую пачку – забойное давление не изменится, но появится противодавление в трубах. ДАВЛЕНИЕ ПРОКАЧКИ И ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ При бурении важнейшей задачей является постоянный контроль циркуляции, включающий контроль: общего объема раствора; расхода на выходе; уровня в приемной емкости; плотности, реологии, температуры раствора; количества, размеров и формы шлама; давления прокачки. При прокачке жидкости (раствора) возникают сопротивления из-за её контакта с различными участками циркуляционной системы – обвязка, бурильные трубы, ТБТ, УБТ и т.д. К факторам, влияющим на давление прокачки, относят: подачу насоса (скорость); плотность раствора, его тип и вязкость; внутренний диаметр труб; наружный диаметр труб; протяженность ствола скважины; состояние стенок необсаженного ствола; длину труб, спущенных в скважину; сужения ствола; забойное давление. Внимание: Из всех потерь давления в циркуляционной системе ТОЛЬКО потери давления в КП влияют на забой скважины! Повышение или понижение скорости работы насосов существенным образом влияет на значения давления прокачки и потерь давления в КП. Изменения давления на насосе (на стояке) и в КП имеют квадратичную зависимость относительно изменения скорости работы насоса. Приближенное значение давления на насосе (бар) при прокачке с новой скоростью: Новая скорость насоса (ход/мин) 2 Старое значение давления (бар) × ( ) Старая скорость насоса (ход/мин) Внимание: При включении насосов забойное давление - ПОВЫШАЕТСЯ! При выключении насосов забойное давление – СНИЖАЕТСЯ! 16 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Изменения плотности раствора также влияют на значения давлений. Приближенное значение давления на насосе (бар) при прокачке раствора новой плотности определяют по формуле: Старое значение давления (бар) × ( Новая плотность раствора (кг/л) ) Старая плотность раствора (кг/л) МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЙ ОБЪЕМ ПРИТОКА Под максимально допустимым объемом притока (Kick Tolerance – KT) понимают максимальный объем поступившего в скважину пластового флюида, при котором все еще сохраняется возможность безопасной герметизации устья и вымыва притока, не допуская гидроразрыва пород. Существует несколько факторов, влияющих на значение максимально допустимого объема притока: - чем выше значение давление гидроразрыва, тем выше значение KT; - чем больше глубина скважины по вертикали, тем меньше значение KT; - чем выше плотность бурового раствора, тем выше значение KT; - чем выше пластовое давление, тем меньше значение KT. Распространено применение коэффициента Kick Tolerance Factor (KTF, кг/л): ГСВ по башмаку (м) ГСВ (м) × Максимально допустимая Плотность применяемого ( плотность – ) раствора (кг/л) раствора (кг/л) Значение KTF позволяет рассчитать максимальное давление на устье при ГНВП: Максимальное давление на устье (бар) = KTF (кг/л) × 0.0981 × ГСВ (м) Кроме того, используя KTF, определяют максимальное пластовое давление (бар), которое все еще можно контролировать при закрытой скважине, не вызвав гидроразрыва пород: (KTF (кг/л) + Плотность применяемого раствора (кг/л)) × 0.0981 × ГСВ (м) Для определения максимально допустимого объема притока (л) следует сначала определить максимально возможную высоту притока при закрытой скважине (м): MAASP (бар) ÷ (Градиент раствора (бар/м) – Градиент пластового флюида (бар/м)) И, наконец, максимально допустимый объем притока рассчитывается по формуле: Уд. объем КП в интервале притока (л/м) × Макс. возможная высота притока (м) Снижение объема притока, поступающего в результате ГНВП, достигается, прежде всего, за счет грамотно организованного раннего обнаружения ГНВП, знания членами буровой бригады косвенных и прямых признаков ГНВП, сокращения времени, затраченного на герметизацию устья. 17 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПРОЧНОСТЬ ПОРОД И ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ Под прочностью понимают свойство горных пород в определённых условиях, не разрушаясь, воспринимать воздействия механических нагрузок, температурных, магнитных, электрических и других полей, неравномерное протекание физико-химических процессов в разных частях горных пород и др. Прочность пород является критически важным фактором, т.к. ее значение ограничивает допустимые давления и плотности флюидов в скважине, как во время обычной циркуляции, так и при ликвидации ГНВП. Для определения прочности пород в практике используют специальные процедуры, направленные на испытание пластов в полевых условиях. Испытание пород на гидроразрыв (Leak-off Test – LOT) Цель испытания – определение прочности пласта. Примерная процедура испытания: - разбурить башмак и углубиться в пласт на 1.5 – 3 м; - промыть скважину до однородного раствора; - поднять долото обратно в башмак; - закрыть скважину; - подготовить цементировочную линию; - медленно закачивать раствор в трубы порциями по 40-80 л и регистрировать изменения давления в трубах относительно объема закачки. Испытание пород на целостность (Formation Competency Test – FCT) Такие испытания проводят для определения сохранения целостности породы при использовании раствора большей плотности для бурения нижележащих интервалов. Испытание подразумевает медленную закачку бурового раствора (обычно по половине барреля – около 80 литров) при закрытой скважине и регистрацию давлений относительно объемов закачки на графике до момента достижения требуемого давления. Требуемое давление (бар) рассчитывается по формуле: плотность Плотность применяемого – ( Требуемая ) × 0.0981 × ГСВ (м) раствора (кг/л) раствора (кг/л) Рост давлений на графике будет происходить линейно, с постоянным небольшим увеличением относительно объемов закачки. Если до достижения требуемого давления будет зафиксировано снижение темпа роста давления, необходимо немедленно прекратить закачку. Для получения корректных результатов испытаний важно обеспечить эффективную очистку ствола от шлама, однородность раствора в скважине, использовать откалиброванные манометры, исправное и проверенное на герметичность устьевое оборудование. 18 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ПЛОТНОСТЬ РАСТВОРА Также ее называют «эквивалентная плотность раствора» (EMW). Это значение определяется по результатам проведения испытаний пласта на прочность. Максимально допустимая плотность раствора (кг/л) рассчитывается по формуле: Давление на устье при испытании (бар) + Плотность раствора при испытании (кг/л) ГСВ по башмаку (м) × 0.0981 Давление гидроразрыва пород (fracture pressure) – это сумма гидростатического давления столба раствора и давления, зарегистрированного в результате испытания пород на гидроразрыв. Для определения давления гидроразрыва пласта у башмака обсадной колонны (бар) используют формулу: Давление на устье при испытании (бар) + Гидростатическое давление у башмака (бар) Градиент гидроразрыва (бар/м) можно рассчитать по формуле: Давление гидроразрыва (бар) ÷ ГСВ по башмаку (м) Соответственно, при известном значении градиента гидроразрыва, можно определить максимально допустимую плотность раствора (кг/л): Градиент гидроразрыва (бар/м) ÷ 0.0981 Внимание: Для избежания погрешности в расчетах и недопущения гидроразрыва пласта в процессе буровых операций, максимально допустимую плотность раствора рекомендуется всегда округлять ВНИЗ и до двух знаков после запятой. МАКСИМАЛЬНО ОЖИДАЕМОЕ ДАВЛЕНИЕ НА УСТЬЕ (MASP) Данная величина крайне важна при выборе ПВО, манифольдов и другого оборудования работающего под давлением, устанавливаемого на устье скважины. К примеру, требования стандартов API гласят, что каждый устанавливаемый на устье плашечный превентор должен иметь номинальное рабочее давление не ниже значения MASP. Наиболее распространен следующий метод определения MASP. Сначала определяют максимальное ожидаемое пластовое давление. Затем делают допущение, что 100% (иногда меньше) раствора находящегося в скважине вышло на устье (происходит открытое фонтанирование) и скважина полностью заполнена пластовым флюидом. Таким образом, MASP (бар) рассчитывается по формуле: Максимально ожидаемое пластовое давление (бар) – Гидростатическое давление пластового флюида (бар) МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЕ ДАВЛЕНИЕ В КП НА УСТЬЕ ЗАКРЫТОЙ СКВАЖИНЫ Для того, чтобы определить MAASP требуется данные об испытании пласта и в первую очередь значение максимально допустимой плотности раствора. MAASP (бар) определяется по формуле: Максимально допустимая Плотность применяемого – ) × 0.0981 × ГСВ (м) ( плотность раствора (кг/л) раствора (кг/л) 19 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Значение MAASP используется как ограничивающий фактор при управлении скважиной под давлением. Принимают, что превышение данного значения на манометре КП приведет к гидроразрыву пласта у башмака последней спущенной обсадной колонны, поглощению с частичной или полной потерей циркуляции, что может усугубить ситуацию и сделать невозможным применение стандартных методов удаления притока. Важно не путать значение MAASP со значением максимально допустимого давления в обсадной колонне (Maximum Allowable Casing Pressure – MACP), которое характеризует прочность металла обсадной колонны и не имеет прямого отношения к прочности горных пород. Значение MAASP требуется пересчитывать всегда при изменении плотности раствора в скважине, а также после проведения очередных испытаний пластов на прочность. Внимание: В целях избежания погрешности в расчетах и недопущения гидроразрыва пласта в процессе буровых операций, MAASP рекомендуется всегда округлять ВНИЗ и до целого. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ПЛОТНОСТЬ ЦИРКУЛЯЦИИ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ (ECD & BHP) Плотность бурового раствора в скважине с учетом потерь давления в КП называют эквивалентной (или эффективной) плотностью циркуляции (Equivalent Circulation Density – ECD). Чрезмерное повышение или понижение ECD относительно пластового давления может являться причиной поглощений или проявлений соответственно. ECD рассчитывается по формуле: Потери давления в КП (бар) + Плотность бурового раствора (кг/л) ГСВ (м) × 0.0981 Значение ECD фактически показывает, насколько меняется забойное давление (Bottom Hole Pressure – BHP) при различных скоростях работы насоса. Очевидно, что при увеличении скорости насоса будут увеличиваться гидравлические сопротивления в КП, а значит, будет расти и забойное давление. При отключении насосов забойное давление снижается. Эти утверждения являются одними из основополагающих, с точки зрения управления забойным давлением и контроля скважины. Теоретически можно говорить о том, что равенство гидростатического и забойного давления в скважине возможно только при выключенных насосах и отсутствии проявления. На практике забойное давление всегда зависит о многих факторов: скорости работы насосов, количества шлама в скважине, величины эффектов свабирования и поршневания при движении бурильной колонны, вращения, геометрии ствола и пр. ПОВЕДЕНИЕ ГАЗА В РАСТВОРАХ Снижение гидростатического давления Газ легче жидкости, поэтому при попадании газа в буровой раствор происходит естественное снижение гидростатического и забойного давления в скважине. Даже небольшое газирование раствора может спровоцировать развитие ГНВП. 20 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Растворимость Газ очень хорошо растворяется в растворах на нефтяной (углеводородной) основе, что существенно затрудняет контроль скважины при ликвидации ГНВП. Объем притока, который будет зафиксирован на устье после закрытия, как правило, окажется значительно меньше реального объема, поступившего в скважину. Раствор, насыщенный растворенным газом, двигаясь вверх по стволу скважины во время вымыва, ведет себя, как нефтепроявление. Однако, по мере движения притока вверх по стволу газ начнет интенсивно выделяться из раствора, что естественно приведет к ускорению росту уровня в приемной емкости. На растворимость газов в нефти влияют в основном давление, температура, состав газа и нефти. С ростом давления растворимость газов в нефти повышается, с увеличением температуры уменьшается. Количество растворённого газа называют газосодержанием. Сжимаемость Газ обладает исключительной способностью к сжатию и его объем напрямую зависит от давления и температурных условий. При расчетах поведения газа в скважине широко используют принципы закона Бойля для идеальных газов: При постоянной температуре и массе идеального газа произведение его давления и объема постоянно. P1 × V1 = P2 × V2 Главное свойство закона Бойля заключается в том, что если газовому притоку не давать расширяться (т.е. не открывать скважину) его давление будет оставаться примерно постоянным в процессе миграции от забоя к устью, что приведет к постоянному росту давлений в скважине и может вызвать гидроразрыв пласта. Поэтому при удалении притока газу позволяют контролируемо расширяться, тем самым снижая риски достижения критических давлений. На этом принципе построены большинство методов ликвидации ГНВП. МИГРАЦИЯ ГАЗА Способность газа к миграции (т.е. самопроизвольному перемещению от забоя к устью) во многих случаях обуславливает необходимость приступать к вымыву притока как можно раньше. При миграции газа растут давления в любой точке скважины – на забое, у башмака, на устье и т.д. Практически зафиксированы случаи, когда скорость миграции газа в закрытой скважине достигала 300 м/час. Приближение давления в КП к значению MAASP может привести к гидроразрыву. Интенсивность миграции газа зависит от многих факторов: типа пластового флюида, содержания газа в пластовом флюиде, типа бурового раствора, температуры и давления в скважине, геометрии ствола скважины и пр. Примерную скорость миграции газа (м/час) можно рассчитать по следующей формуле: Приращение давления в КП (бар/час) Плотность раствора (кг/л) × 0.0981 21 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Удаление газа из скважины В процессе ликвидации ГНВП оператор на дросселе должен контролировать ситуацию посредством интерпретации давлений на устьевых манометрах. Практический опыт показывает, что эффективная и безопасная работа дросселем заключается в плавном регулировании степени его открытия. Однако в момент начала выхода газа на устье потребуется интенсивное прикрытие дросселя, чтобы не допустить падения забойного давления ниже пластового. Это связано с повышенной сжимаемостью газа по сравнению с буровым раствором. Обратное действие оператор должен выполнить после завершения выхода газа из скважины, чтобы не допустить риска гидроразрыва пласта. ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ Газовыми гидратами называют кристаллические соединения, образующиеся при определенных давлениях и температурах из воды и газа. Внешне они напоминают лёд или снег. К образованию газовых гидратов способны большинство природных газов. Главная опасность гидратообразования в скважинах и скважинных коммуникациях заключается в резком уменьшении пропускной способности труб, линий манифольда, дросселей, что неминуемо приводит к увеличению внутреннего давления и как следствие к повреждению (иногда разрушению) оборудования, гидроразрывам пластов и т.д. Для предотвращения и борьбы с гидратами широко применяют различные ингибиторы, такие как метиловый спирт, растворы хлористого кальция, гликоли. ТЕМПЕРАТУРА И ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ В процессе буровых работ на раствор непрерывно оказывает влияние ряд факторов. В зависимости от протяженности и глубины давление столба жидкости является неодинаковым, поэтому структура раствора на малой глубине будет отличаться от структуры того же самого раствора на большой глубине вследствие так называемого расслоения фаз, т. е. раствор в скважине всегда не однороден по плотности, реологическим и структурным свойствам относительно глубины. Также при наличии раствора с высокой водоотдачей, проницаемых пород и высокого гидростатического давления, возможно поглощение жидкой фазы раствора, что может приводить к частичному повышению его плотности. Выпадение фрагментов породы вследствие высоких пластовых давлений, неэффективность очистки ствола, присутствие фрагментов выбуренной породы ведет к увеличению плотности раствора, изменению реологических свойств. В процессе циркуляции возникают гидродинамические сопротивления в КП, которые приводят к увеличению давления. В режиме бурения необходимо контролировать скорость выходного потока, так как его увеличение может свидетельствовать о снижении давления в скважине (поступление притока, газирование раствора, уменьшение удельного веса и т.д.) Реологические свойства растворов в забойных условиях и при температуре окружающей среды могут сильно отличаться. Раствор при повышении температуры расширяется. То есть изменяется его структура, сила взаимодействия растворенной 22 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» фазы и среды. Ослабевают силы, обеспечивающие удержание твердых частиц во взвешенном состоянии – вязкость и СНС (прочность геля). Практикой установлено, что большое число переменных факторов, влияющих на реологические параметры растворов, делает прогнозирование их изменений крайне сложной задачей. В этой связи проведение обширных исследований и накопление статистических данных приобретает важное значение. УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ В НАКЛОННЫХ СТВОЛАХ Ликвидация ГНВП в вертикальных скважинах отличается от процедур, применяемых в наклонных и горизонтальных стволах. При стабилизации давлений в вертикальных скважинах давление в КП обычно выше, чем в трубах, т.к. практически всегда плотность поступившего флюида меньше плотности раствора. При ГНВП в наклонных и горизонтальных скважинах, при нахождении притока в горизонтальном участке, давление в трубах и в КП примерно одинаковы. Это объясняется тем, что гидростатическое давление действует только по вертикали. В процессе удаления притока Супервайзер должен учитывать это условие, т.к. в начале вымыва притока давление в КП практически не будет меняться (не будет меняться гидростатика раствора над притоком). По мере продвижения флюида из горизонтального участка в вертикальную часть ствола возможно значительное изменение давления, т.к. по мере продвижения пластового флюида в вертикальном участке давление вышележащего столба жидкости будет снижаться. В карте глушения для наклонных скважин необходимо дополнительно рассчитать внутренний объем колонны в интервалах от устья до начала зоны набора угла, в зоне набора угла, от конца зоны набора угла до КНБК; в зоне КНБК. Давление во время циркуляции раствора глушения частично снижается при прохождении данных интервалов, но по-разному. В случае применения расчетов для вертикальной скважины по отношению к горизонтальной, при прокачке раствора в зоне расположения вертикального участка репрессия на пласт будет расти, а максимальное снижение давления должно приходиться именно на этот интервал. Это может привести к гидроразрыву слабого пласта. КОМБИНИРОВАННЫЕ КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН Во время проведения СПО необходимо рассчитывать и контролировать объем долива, исходя из параметров применяемой бурильной колонны. При изменении размера извлекаемой колонны объем доливаемой жидкости будет меняться. Это правило применимо также для спуска, когда объем вытесняемого раствора должен соответствовать количеству спущенного в скважину инструмента. Размер КП напрямую связан с размером находящегося в скважине инструмента. При использовании сложных компоновок увеличивается риск возможных осложнений (свабирование, поршневание, сальникообразование, прихваты, потеря циркуляции). Увеличение гидродинамических сопротивлений ведет к увеличению забойного давления и давлений циркуляции. Перед началом глушения скважины Супервайзер при расчетах объемов труб и КП должен внимательно учитывать размеры элементов бурильной колонны. 23 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 3. БАРЬЕРЫ Для описания и характеристики уровней защиты скважины с точки зрения предупреждения ГНВП в международной практике используют понятие о барьерах и их системах. ПОНЯТИЕ О БАРЬЕРАХ В СКВАЖИНЕ Барьер – это любое устройство, жидкость, вещество, а также оперативное мероприятие, которые предотвращают поток флюида из скважины на устье. В целом все барьерные элементы могут быть классифицированы на две группы: физические и операционные. Физические – гидростатические и механические барьеры. Операционные – заранее спланированные действия по предупреждению, обнаружению и ликвидации ГНВП. В практике оперируют понятием о системе барьеров, которая представляет собой два или более барьера, установленных на пути предполагаемого потока. Минимум два независимых и проверенных барьера должны быть доступны в любой момент времени. Количество и качество отдельных барьеров обеспечивают надежность всей системы. Применение систем барьеров существенно снижает риск открытого фонтанирования. Принципы, процессы и процедуры применения или активации барьеров должны планироваться заранее, для обеспечения безаварийной работы в течение всего цикла строительства (или ремонта) скважины. Исходя из общей философии применения, барьеры должны быть установлены на пути каждого потенциального потока из скважины. При этом важно учитывать вероятность выхода барьера из строя и планировать мероприятия по локализации и ликвидации потенциальной аварии. ГИДРОСТАТИЧЕСКИЕ БАРЬЕРЫ Гидростатический барьер – это любая жидкость в скважине, обеспечивающая превышение гидростатического давления над пластовым. Обычно гидростатические барьеры являются первичными средствами предупреждения ГНВП. К гидростатическим барьерам относят: буровой раствор, незатвердевший цементный раствор, техническую воду, жидкость заканчивания. Важно понимать, что гидростатическое давление жидкостей может меняться со временем. Выпадение твердой фазы может снизить гидростатическое давление. Некоторые жидкости не на водной основе могут быть подвержены выраженному эффекту сжатия. Уменьшение столба жидкости или снижение плотности может поставить под угрозу контроль скважины. МЕХАНИЧЕСКИЕ БАРЬЕРЫ Механический барьер – это механическое средство для герметизации скважины, которая достигается за счет перекрытия КП или ствола скважины с изоляцией потенциально опасных зон. Механические барьеры могут быть закрытыми (обратные клапаны, лубрикаторы и пр.) или требующими закрытия (превенторы, задвижки и пр.). При совместном использовании цемента и механического барьера необходимо соблюдать меры предосторожности. Эти барьеры невозможно 24 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» проверить отдельно друг от друга, поэтому они должны быть рассчитаны на удержание давление из скважины не ниже максимально ожидаемого. При принятии решений об использовании механических барьеров следует тщательно рассмотреть все возможные сценарии поступления притока. Например, при цементировании незатвердевший цемент не может считаться полноценным барьером до момента проведения испытаний качества крепления, поэтому механические барьеры на устье приобретают функции первичных. При необходимости демонтажа или замены ПВО временное наличие только лишь гидростатического барьера существенно повышает риск открытого фонтанирования. Поэтому эти работы следуют проводить после крепления, ОЗЦ и испытания скважины на герметичность. ИСПЫТАНИЕ БАРЬЕРОВ Все механические барьеры должны быть испытаны и проверены на герметичность. Для испытания барьеров могут применяться 2 вида опрессовок: 1. Опрессовка давлением (positive pressure test). 2. Опрессовка отрицательным давлением (negative pressure test). Данные термины описывают, в каком направлении будет проводиться испытание. Для примера: цементный мост был установлен внутри скважины для изоляции продуктивного интервала с давлением 700 бар. После ОЗЦ решено провести оба типа опрессовок скважины – давлением сверху и отрицательным давлением. Допустим, что мост установлен внутри обсадной колонны на глубине 4710 м по вертикали. Скважина заполнена раствором плотностью 1,73 кг/л, что создает гидростатическое давление сверху цемента около 800 бар. Необходимо провести испытание на значение 200 бар опрессовкой давлением сверху и затем на значение 200 бар опрессовкой отрицательным давлением. Сейчас цемент испытывает давление сверху 100 бар (800 бар давление раствора сверху против 700 бар пластового давления снизу). Можно говорить о том, что цемент в настоящий момент уже проходит испытание опрессовкой на значение 100 бар, так как давление 800 бар сверху ровно на 100 бар выше, чем давление 700 бар, действующее снизу. Поэтому, чтобы обеспечить требуемое давление опрессовки в 200 бар нам необходимо повысить давление сверху еще на 100 бар. Как только это произойдет, давление сверху цемента станет равным 900 бар (100 бар давления насоса + 800 бар гидростатическое давление раствора). Ниже цемента давление останется таким же, как и было, равным пластовому (700 бар). Таким образом будет проведена опрессовка цемента давлением сверху на значение 200 бар (дифференциальное давление сверху). Теперь рассмотрим пример опрессовки того же самого цементного моста отрицательным давлением. Мы помним – до начала опрессовки цемент уже испытывает давление сверху 100 бар. Если мы хотим испытать цемент на значение отрицательного давления снизу 200 бар, нам потребуется снизить плотность раствора в скважине выше цемента до 500 бар. Если мы снизим плотность раствора с 1.73 кг/л до 1.08 кг/л, то гидростатическое давление, действующее на цемент сверху, снизится до значения примерно 500 бар, что обеспечит отрицательное дифференциальное давление ниже цемента в 200 бар (500 бар гидростатическое 25 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» давление раствора сверху минус 700 бар пластовое давление, действующее на цемент снизу). Если цемент выдерживает это давление в течение установленного времени, мы можем говорить о том, что опрессовка отрицательным давлением на значение 200 бар была проведена успешно. Крайне важно постоянно следить за возможными утечками, признаками повреждения, потери герметичности барьеров. Это может происходить после остановки циркуляции, из-за не герметичности элементов ПВО и т.д. Своевременно обнаружить утечки гораздо проще, используя калиброванные приемные/доливные емкости на устье, оснащенные системами измерения уровня и раннего оповещения. Повреждения барьеров также можно обнаружить по изменениям значений давлений на устьевых манометрах (давления стабилизации, межколонные давления и пр.). Если сборка ПВО не опрессована в установленном порядке – ни один элемент в ней не может считаться действующим барьером. 26 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 4. ПРИЧИНЫ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП АНОМАЛЬНО ВЫСОКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ (АВПД) Значение пластового давления (давления флюида на стенки пор вмещающего пласта) в том или ином интервале разреза может быть охарактеризовано как нормальное, аномально высокое или аномально низкое. Нормальное пластовое (поровое) давление (НПД) – это давление, создаваемое вертикальным столбом пластовой воды с минерализацией, характерной для конкретной географической зоны. Давление, превышающее значение НПД называют аномально высоким. АВПД – одна из самых распространенных причин проявлений при проведении буровых работ. Механизм начала развития ГНВП при наличии в скважине пласта с АВПД заключается, как правило, в снижении гидростатического давления бурового раствора до значения, недостаточного для обеспечения первичного контроля скважины. Наиболее частые случаи ГНВП связаны с: - изменениями свойств бурового раствора (снижение плотности); - несоблюдением объема долива при СПО; - игнорированием эффектов свабирования/поршневания при СПО; - игнорированием признаков АВПД. Изменение свойств бурового раствора Информация о причинах и предупреждении ГНВП из-за изменения свойств бурового раствора приведена в отдельной главе «Контроль раствора в циркуляции». Потеря циркуляции Информация о причинах и предупреждении ГНВП при потере циркуляции бурового раствора приведена в отдельной главе «Потеря циркуляции». СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ (СПО) Первоочередной задачей при проведении СПО является обеспечение надлежащего контроля объемов долива (при подъеме) и объемов стравливания (при спуске) бурового раствора. Для регистрации этих значений используют карты долива при СПО, в которых должны фиксироваться такие параметры как: диаметры и удельные объемы труб и инструментов; расчетные и фактические объемы долива для каждой свечи/трубы и пр. Несоответствие фактического объема долива расчетному, как правило, свидетельствует о наличии проблемы. В таких случаях всегда требуется остановить СПО и наблюдать за скважиной (выполнить проверку на перелив). Кроме этого важно точно разобраться в ситуации. К примеру: фактический объем долива оказался меньше расчетного и бурильщик принял решение остановить подъем. Отсутствие перелива свидетельствует о том, 27 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» что ГНВП не происходит. Однако это не гарантирует от того, что в скважине уже есть пачка пластового флюида, поступившая в результате свабирования. И теперь для того чтобы безопасно осуществить подъем может потребоваться спуск бурильной колонны обратно до забоя и вымыв пачки. То же касается и ситуаций связанных с поглощениями в результате поршневания во время спуска бурильной колонны. ДОЛИВ СКВАЖИНЫ ПРИ СПО Принято считать, что забойное давление в скважине без циркуляции и при отсутствии проявления гидростатическому давлению столба раствора в КП. При подъеме труб, уровень раствора в КП снижается, что приводит к снижению гидростатического давления. Важнейшая задача – обеспечить своевременный и корректный долив скважины. Отсутствие долива или некорректный долив скважины – причина ГНВП. В нормальной практике буровых работ, прежде всего, требуется обеспечить подъем труб из скважины «без сифона», т.е. из скважины должен извлекаться только объем металла труб. Объем долива (л) при подъеме бурильных труб «без сифона» рассчитывается как: Объем долива при подъеме = труб без сифона (л) Длина извлекаемых труб (м) × Удельный объем металла труб (л/м) Для определения снижения забойного давления (бар) при подъеме 1 м бурильных труб «без сифона» используют формулу: Плотность раствора (кг/л) × Удельный объем металла труб (л/м) × 0.0981 Удельный внутренний объем ОК (л/м) – Удельный объем металла труб (л/м) Подъем труб с «сифоном» допускается лишь в исключительных случаях, при невозможности устранить сифон (например, зашламление турбобура, долота и т.п.). Подъем следует проводить на скоростях, при которых будет надежно обеспечено равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора. Объем долива (л) при подъеме бурильных труб «с сифоном» рассчитывается по следующей формуле: Объем долива при подъеме Длина извлекаемых = труб с сифоном (л) труб (м) 28 × Удельный объем труб (л/м) Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Для определения снижения забойного давления (бар) при подъеме 1 м бурильных труб «без сифона» используют формулу: Плотность раствора (кг/л) × Удельный объем труб (л/м) × 0.0981 Удельный внутренний объем ОК (л/м) – Удельный объем труб (л/м) Простые вычисления позволяют определить длину труб, которые теоретически возможно поднять из скважины до нарушения условия обеспечения репрессии на пласт. Длина труб (м), после извлечения которых «без сифона», забойное давление становится меньше пластового, рассчитывается по формуле: Репрессия (бар) × [Уд. внутр. объем ОК (л/м) – Уд. объем металла труб (л/м)] Градиент бурового раствора (бар/м) × Удельный объем металла труб (л/м) Длина труб (м), после извлечения которых «с сифоном», забойное давление становится меньше пластового, рассчитывается по формуле: Репрессия (бар) × [Уд. внутр. объем ОК (л/м) – Уд. объем труб (л/м)] Градиент бурового раствора (бар/м) × Уд. объем труб (л/м) СВАБИРОВАНИЕ («ПОРШНЕВАНИЕ ВВЕРХ») Даже если гидростатического давления столба раствора достаточно, чтобы уравновесить пластовое давление, пластовый флюид может поступить в ствол, благодаря эффекту свабирования. Флюид из пласта может поступить в скважину во время подъемной операции. Его можно обнаружить в растворе, вымыв забойную пачку. Механизм поступления флюида в результате свабирования заключается в создании отрицательного гидродинамического давления ниже долота. Отрицательное давление будет иметь место вплоть до прекращения движения бурильной колонны. Некачественная очистка ствола, присутствие высоковязкого раствора только ухудшают ситуацию. Снизить риск свабирования можно, если: создать адекватный запас противодавления, утяжелив раствор до начала подъема; замечать сужения ствола по предыдущим СПО и принимать меры предосторожности; обработать раствор и вымыть забойную пачку перед началом подъема; контролировать скорость подъема. 29 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПОРШНЕВАНИЕ Данное явление может иметь место при спуске как бурильных, так или обсадных колонн. Механизм идентичен свабированию с той лишь разницей, что при спуске создается положительное гидродинамическое давление ниже долота (башмака). В результате значительного локального повышения давления существует риск поглощения при наличии в открытом стволе проницаемых пород, трещиноватых пластов, пластов с нарушенной структурой и т.п. С позиций предупреждения ГНВП главную опасность при катастрофическом поглощении в результате поршневания представляет наличие продуктивных горизонтов в вышележащих интервалах. Снижение высоты столба жидкости приводит к снижению гидростатического давления, что может стать причиной ГНВП в вышележащем интервале. Как и в случае свабирования основной мерой по предупреждению ГНВП является ограничение скорости спуска. СПО С НЕ СРЕЗАЕМЫМИ ИНСТРУМЕНТАМИ На скважинах с АВПД, высокой вероятностью фонтанирования и повышенным содержанием сероводорода требуется установка превенторов со срезными плашками. Однако такие превенторы в основном предназначены для герметизации устья в исключительных случаях на бурильных трубах, а не на УБТ и других элементах КНБК. Для снижения потенциальных рисков перед началом подъема КНБК следует выполнить проверку скважины на перелив. До подъема КНБК – убедиться в наличии аварийной трубы с внешним диаметром под трубные плашки. На аварийную трубу должен быть навернут и закреплен шаровой кран. Также, необходимо убедиться в наличии переводников под любой из элементов КНБК. При обнаружении ГНВП следует немедленно остановить подъем, навернуть аварийную трубу и спустить ее в скважину, чтобы ниппель оказался ниже трубных плашек превентора, далее закрыть превентор. ПОТЕРИ БУРОВОГО РАСТВОРА Потери раствора в процессе циркуляции неизбежны. Они связаны с формированием глинистой корки в стволе скважины, работой системы очистки (песко-ило-отделителей), выпадением твердой фазы в желобной системе, потерями со шламом на виброситах, частичными поглощениями и т.д. Тем не менее, контроль объема циркуляции имеет решающее значение с точки зрения предупреждения ГНВП и поглощений. Необходимо обеспечить постоянный контроль объема раствора в приемной/доливной емкости, использовать сумматор объемов раствора, следить за исправностью датчиков в рабочих емкостях, следить за расходом раствора на выходе из скважины. 30 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ЭФФЕКТ «ВЗДУТИЯ» ПЛАСТА Под эффектом «вздутия» пласта понимают физическое явление, при котором происходит поглощение раствора в пласт в результате действия динамического давления в процессе циркуляции, а затем обратный отток раствора в скважину после снижения давления прокачки или полной остановки насосов. Такое явление часто может быть интерпретировано как ГНВП. Механизм «вздутия» достаточно прост: за счет действия эквивалентной плотности циркуляции (ECD) происходит раскрытие микротрещин в некоторых типах пород, а в образовавшееся пространство поступает легкая фаза раствора. В течение циркуляции динамическое давление не дает закрыться трещинам. Как только происходит отключение насоса, трещины закрываются, и раствор из них устремляется обратно в скважину, что может сопровождаться значительным увеличением объема в приемной емкости. Данное явление может происходить практически в любых слабых формациях. Иногда, покидающий поры раствор, захватывает с собой некоторое количество пластового (фонового) газа или пластовой воды. На практике эффект «вздутия» сложно отличить от ГНВП не имея обширной информации о геологических характеристиках пластов. Поэтому, нормальной практикой считается закрытие скважины после выжидания установленного периода проверки на перелив. Если скважина была закрыта, вымыв притока должен осуществляться с учетом всех условий, процедур и порядка действий, установленных для стандартных методов ликвидации ГНВП. Операции по спуску и цементированию обсадных колонн Информация о причинах и предупреждении ГНВП при операциях по спуску и цементированию обсадных колонн приведена в отдельной главе «Спуск и цементирование обсадных колонн». ПОВРЕЖДЕНИЕ БАРЬЕРОВ Выход из строя барьера может стать причиной ГНВП. Характерные примеры: снижение гидростатического давления при замене раствора на более легкий; разрушение обратного клапана при спуске колонны; разгерметизация пакера при испытании пласта на приток; нарушение целостности цементного камня и пр. Причинами разрушения барьеров, как правило, являются износ оборудования, нарушение правил эксплуатации и технологии работ. Снижение рисков повреждения барьеров обеспечивается за счет процедур испытания, рассматриваемых в отдельной главе «Барьеры». ЗАМЕНА ФЛЮИДА В СКВАЖИНЕ При обнаружении поглощений, испытании пластов на приток, ликвидации дифференциальных прихватов и пр. может потребоваться замена раствора в скважине на жидкость с меньшей плотностью. Для предотвращения ГНВП во время замещения необходимо постоянно контролировать следующие параметры: - Объем закачанного/вытесненного раствора (поглощения/проявления). - Подачу насоса и расход на выходе (обнаружение ГНВП на ранней стадии). - Давление в манифольде (снижение риск гидроразрыва пласта, повреждения оборудования в случае резкого увеличения давления). 31 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» - Плотность закачиваемого и вытесняемого раствора (предупреждение изменения гидростатического давления, не предусмотренного планом работ). Перед проведением работ необходимо рассчитать допустимое снижение гидростатического давления, которое не должно оказаться ниже пластового. ОПЕРАЦИИ С КАНАТНОЙ ТЕХНИКОЙ Потенциальные причины ГНВП при проведении работ с канатной техникой (например, с применением каротажного кабеля) следующие: - Свабирование, поршневание (может возникать при СПО ГИС-приборов). - Движение пластового флюида (газа) вверх по стволу и его расширение в открытой скважине (приводит к газированию раствора). - Выпадение твердой фазы (при отсутствии контроля параметров раствора). Перед проведением работ в процессе циркуляции необходимо довести все параметры раствора (плотность, реологические свойства и пр.) до требуемых величин. Во время проведения работ с канатной техникой, в скважине отсутствует циркуляция, что может приводить к повышению температуры раствора. При этом может происходить снижение вязкости, СНС и снижение способности жидкости удерживать частицы барита во взвешенном состоянии, в результате чего возникает риск ГНВП. Также должны быть предусмотрены и доведены до сведения персонала процедуры закрытия скважины в случае возникновения проявления. При проведении работ с канатной техникой следует постоянно контролировать объем вытесняемой и доливаемой жидкости с помощью доливной емкости, что позволит на ранней стадии обнаружить поглощение или проявление в скважине. ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТА НА ПРИТОК После перфорации эксплуатационной колонны и спуска НКТ, приступают к замене раствора в стволе скважины жидкостью меньшей плотности, что приводит к снижению гидростатического давления на пласт. Замена раствора, осуществляется с закрытым устьем, что позволяет предотвратить выброс. Жидкость нагнетают в кольцевое пространство при этом раствор, находящийся в скважине, вытесняется на поверхность через НКТ. Замена жидкости осуществляется обычно по схеме: буровой раствор – техническая вода (с поверхностно-активными веществами или без них) – жидкость заканчивания. При этом плотность жидкости в скважине уменьшается постепенно. Последовательная замена жидкости при освоении позволяет не допустить создание большой депрессии на забое и предотвратить риск смятия или слома обсадных колонн, а при освоении скважин – избежать образования пробок и прихватов труб. При замене бурового раствора более легкой жидкостью возможно поступление пластового флюида из пласта до окончания процесса закачки. В таком случае на выкидной линии устанавливают штуцер, которым регулируют скорость потока и давление на забое. Регулировать давление на забой рекомендуется также при вызове притока из скважин с высоким газовым фактором, так как быстрое освобождение колонны от жидкости может привести к ее деформации. 32 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 5. ПОТЕРЯ ЦИРКУЛЯЦИИ Под потерей циркуляции с практической точки зрения понимают частичное снижение или полное прекращение расхода раствора на выходе из скважины по причине поглощений бурового раствора. ПРИЧИНЫ И НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ Существует несколько механизмов потери раствора при циркуляции. По одному из них уход раствора происходит за счет фильтрации в проницаемые породы. Жидкая фаза поглощается породой, а твердая фаза собирается на стенке ствола, образуя фильтрационную корку. Ее низкая проницаемость обеспечивает относительно небольшой объем потерь, и это, обычно, не расценивается как потеря циркуляции. Потеря циркуляции происходит в том случае, если порода является трещиноватой, кавернозной или очень пористой. Если давление в стволе превышает прочность пород, то образуются трещины. В худшем случае значительная часть раствора или почти весь его объем уходит в пласт. Наиболее часто потеря циркуляции возникает как следствие используемого метода бурения. В большинстве случаев бурение осуществляется на репрессии. Гидростатическое давление в скважине в первую очередь зависит от плотности бурового раствора. При циркуляции бурового раствора давление в скважине увеличивается (ECD). Это означает, что при включенных насосах, давление на пласты увеличивается из-за потерь в КП. С другой стороны гидростатическое давление раствора со слишком высокой плотностью, может нарушить целостность пласта и привести к катастрофическому поглощению. Наибольшее негативное влияние потеря циркуляции оказывает на поддержание гидростатического давления в скважине и соответственно на предотвращение поступление притока из пласта. О наличии поглощения во время бурения свидетельствует снижение расхода на выходе при постоянной подаче насоса. ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ДЕЙСТВИЯ При обнаружении снижения расхода на выходе следует остановить циркуляцию. Долить скважину водой или легким буровым раствором до устья и наблюдать за уровнем. Зарегистрировать объем долива. Быть готовым к герметизации устья, т. к. в результате поглощения произойдет снижение уровня раствора и снижение гидростатического давления, что может привести к ГНВП при наличии продуктивного пласта в вышележащих интервалах открытого ствола. Для продолжения дальнейшей работы необходимо восстановить в скважине баланс гидростатического и пластового давлений. Для этого следует: - рассчитать забойное давление на момент поглощения; - рассчитать давление, при котором произошло поглощение раствора; - доливать скважину водой или легким раствором до устья пока поглощение не прекратится. ВНИМАНИЕ: Сначала, необходимо определить допустимое снижение репрессии на пласт! Снижение гидростатики может привести к ГНВП. Самое важное – контроль скважины! - рассчитать плотность раствора достаточную для дальнейшего проведения работ. 33 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ 1. Снижение плотности бурового раствора (разбавление водой или аэрация). Аэрация бывает: компрессорной и безкомпрессорной (ввод в раствор веществ типа сульфанола). 2. Ввод наполнителей (кольматирующих материалов) в буровой или тампонажный раствор (опилки, стружка, асбест, полимеры и пр.). 3. Установка цементных мостов (добавляют ускорители схватывания, например, хлористый кальций) и др. НАБЛЮДЕНИЕ ЗА СКВАЖИНОЙ Буровая вахта должна вести постоянный контроль за выходом бурового раствора. Контроль может производиться, как при помощи специальных приборов (расходомер, приемная емкость), так и визуально. Следует регулярно проверять настройку и функционирование аварийных сигнализаторов. Необходимо тщательно следить за виброситами, так как там возможны потери бурового раствора, при их переполнении; знать глубину залегания пластов, в которых может произойти поглощение. Всегда следует соблюдать скорости СПО. Слишком быстрый спуск инструмента может создать в скважине эффект поршневания. В результате чего может произойти поглощение. 34 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 6. КОНТРОЛЬ РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИИ ФУНКЦИИ И ТИПЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие функции, направленные на эффективное, экономичное и безопасное бурение: - удерживать частицы шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции; - охлаждать породоразрушающий инструмент и облегчать разрушение породы; - создавать давление в скважине для предупреждения ГНВП; - передавать энергию от насосов к забойным двигателям (при их использовании); - сохранять проницаемость продуктивных горизонтов; - снижать трение инструмента. Тип раствора, его состав и области применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горный давлений, забойной температуры. Используются растворы разных типов: на водной основе (глинистые, меловые), на углеводородной основе, газообразные растворы, пены. Для приготовления, поддержания реологических свойств раствора и для предотвращения осложнений во время бурения, используют утяжелители. Их можно условно разделить на 2 группы: низкой (глины, мел и т.п.) и высокой (барит, сидерит, гематит) плотности. ИЗМЕРЕНИЕ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА Одним из самых важных параметров является плотность раствора. Ее можно измерить приборами различного типа: герметичными или не герметичными. Негерметичные – инструменты для тестирования плотности (например, рычажные весы). Герметичные – в отличие от обычных весов, образец помещается в емкость под давлением, что приближает условия к внутрискважинным. Проблемой при измерении плотности традиционными приборами является наличие значительного количества растворенных газов или воздуха, что может привести к ошибочным результатам. Объем газа может быть значительно уменьшен, путем повышения давления в емкости с испытуемым раствором, что повышает точность измерений. Когда требуются сведения о жидкости, циркулирующей в скважине, пробу раствора следует отбирать вблизи места ее выхода из скважины до того, как она прошла очистные устройства, дегазаторы. Пробу необходимо отбирать только во время циркуляции. Для получения характеристик жидкости, закачиваемой в скважину, пробу отбирают из рабочей емкости. Для того чтобы следить за изменениями реологических свойств раствора и для раннего обнаружения изменений его свойств, анализ должен проводиться через одинаковый интервал времени, указанный в программе. 35 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ КАЧЕСТВА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Содержание твердых частиц характеризует загрязненность раствора песком, глиной и другими фрагментами горных пород. С увеличением частиц шлама повышается износ труб, долот, забойных двигателей, насосов, очистных устройств, повышается вязкость раствора и толщина глинистой корки. Это также может служить признаком ГНВП, если полагать, что разбуривается пласт с АВПД. Газ практически всегда поступает в промывочную жидкость в том или ином количестве. Газ может поступать в виде воздуха в открытой части циркуляционной системы на поверхности земли. Воздух в раствор может попадать и при его приготовлении. Поступление природных газов происходит при вскрытии продуктивных горизонтов. Относительно медленное поступление газа происходит даже тогда, когда гидростатическое давление раствора в скважине больше чем пластовое давление. При значительном поступлении природного газа происходит быстрое снижение плотности раствора, что может привести к ГНВП. Кроме того, насыщение газом раствора нарушает работу гидравлической части буровых насосов. Для снижения газонасыщенности растворов производят дегазацию и по возможности исключают условия для поступления газа в промывочную жидкость. Часто в процессе бурения в промывочную жидкость добавляют различные смазочные материалы, для улучшения смазочных свойств раствора. Если плотность материала меньше плотности раствора, то при добавлении нужно соблюдать осторожность, так как это может привести к изменению реологических свойств раствора или к снижению его плотности. Высокая температура на забое также может создать дополнительные трудности. При высокой температуре твердая фаза раствора может выпасть на забой. При этом газ будет лучше поступать и растворяться в растворе. Это приведет к снижению гидростатического давления в скважине и впоследствии к ГНВП. В случае изменения реологических свойств раствора следует остановить бурение, проверить скважину на перелив, проинформировать Супервайзера и инженера по растворам, приступить к очистке и обработке раствора. КОНТРОЛЬ ЦИРКУЛЯЦИИ Бурильщику необходимо знать объем емкостей находящихся на буровой и включенных в циркуляционную систему. Для расчета необходимо применять простую формулу (л): V =a×b×h V – объем а – длина в – ширина h – высота Бывают случаи, когда расчёт объема емкости может быть затруднен. Например, конфигурация емкости не позволяет точно измерить одну из величин, или емкость была деформирована во время монтажа или демонтажа. При работе с циркуляционной системой необходимо установить сигнализаторы в емкостях, которые срабатывают при изменении уровня. При бурении рекомендуется установить сигнализаторы на изменение не более чем на 0,5 м 3. При ремонте скважин не более 0,2 м3. 36 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Для осуществления нормальной циркуляции насос всегда должен быть настроен на рабочую емкость. Следует закачивать раствор с теми же реологическими свойствами, что и в скважине. Закачка раствора с другими свойствами может привести к серьёзным осложнениям. Часто необходимо перекачать раствор из одной емкости в другую, или приготовить дополнительный объем раствора, во время проведения циркуляции. Это может создать проблемы для контроля объемов, и что еще важнее – для контроля скважины. Для нормальной работы необходимо оборудовать все емкости сумматором объемов. С помощью него можно постоянно контролировать уровень в емкостях и не допустить поглощений и проявлений. В случае несоответствия объемов раствора следует немедленно остановить бурение, проверить скважину на перелив, проинформировать супервайзера и инженера по растворам, сверить все записи в журнале. Буровой раствор и жидкости заканчивания, которые находятся в емкостях, но не участвуют в циркуляции, не следует оставлять без движения (перемешивания). Так как в это время происходит выпадение твердой фазы и жидкости теряют свои свойства. Поэтому жидкости не участвующие в циркуляции необходимо постоянно перемешивать с помощью «миксеров» или периодически перекачивать из одной емкости в другую. РОЛЬ И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ БУРОВОЙ ВАХТЫ При бурении некоторые показатели бурового раствора могут измеряться буровой бригадой. Обычно это плотность, вязкость и водоотдача. Кроме того могут измеряться содержание песка, а также содержание солей и щелочность бурового раствора. При глушении скважины бригада может замерять плотность вязкость и газосодержание бурового раствора. Все эти данные должны строго фиксироваться в буровом журнале с указанием времени. 37 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 7. СПУСК И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН СПО С ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ При проведении операций по спуску обсадных колонн должны учитываться все те негативные факторы, которые свойственны проведению СПО в процессе бурения. К таким факторам, прежде всего, можно отнести риски свабирования и поршневания, которые зависят от скорости проведения СПО, площади КП, прочности и проницаемости пород в открытом стволе, вязкости раствора в скважине, точности центрирования спускаемых колонн и пр. В процессе спуска колонн без ограничения скорости, особенно при малых кольцевых зазорах, возможны гидроразрывы пород и поглощения, что осложнит допуск колонн и последующее цементирование. Поэтому скорости спуска должны выбираться, исходя из конкретных геологических условий интервала крепления, состояния ствола скважины и свойств раствора. Во время спуска колонны должен быть обеспечен контролируемый долив, для: - поддержания требуемого дифференциального давления на обратный клапан; - минимизации риска смятия обсадной колонны; - обеспечения раннего обнаружения ГНВП на поверхности и т.д. При cпуске колонны с установленным самозаполняющимся обратным клапаном возможны проблемы, связанные с не герметичностью клапана, в результате чего есть риск попадания пластового флюида (при ГНВП) или цементного раствора (при цементировании) внутрь колонны. Выход из строя клапана может произойти по причине резкого изменения дифференциального давления. Поэтому во время спуска следует строго контролировать объем вытесняемого на устье раствора и следить за уровнем раствора внутри колонны. СВАБИРОВАНИЕ И ПОРШНЕВАНИЕ Спускать колонну следует плавно и без толчков, постоянно контролировать спуск по индикатору веса, не допускать значительных посадок и затяжек. При высоких значениях плотности и вязкости раствора существует опасность невозможности восстановления циркуляции при промежуточных промывках, гидроразрыва пластов и интенсивного поглощения. Применение дополнительного оборудования (центраторов, скребков, турбулизаторов) и соблюдение скорости спуска позволяет снизить риск осложнений. КОНТРОЛЬ ОБЪЕМА РАСТВОРА Во время спуска необходимо вести постоянный контроль заполнения колонны и вытеснения раствора из скважины. Контроль осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости. Следует использовать карту долива. При обнаружении перелива в процессе навинчивания очередной трубы или при любой остановке, дальнейший спуск колонны следует прекратить, а скважину загерметизировать. В процессе спуска необходимо делать промежуточные промывки, чтобы удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования раствора. 38 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ОБРАТНЫХ КЛАПАНОВ По принципу действия существует несколько видов обратных клапанов, в т.ч.: 1. Исключающие перемещение раствора из заколонного пространства в колонну при ее спуске (float valves). При разрушении клапана возрастает риск ГНВП из-за резкого снижения уровня раствора в КП. Необходимо периодически доливать в колонну расчетный объем раствора. Во время долива, колонну следует расхаживать для снижения риска прихвата. 2. Обеспечивающие самозаполнение спускаемой колонны буровым раствором при определенном перепаде давлений над клапаном (self-filling float valves). При спуске колонны необходимо контролировать объем раствора, выходящего из скважины. При отсутствии перетока раствора через клапан, периодически (через указанное в плане работ количество спущенных труб) производить долив раствора в колонну. Уровень после заполнения должен быть виден на устье. ПОСЛЕДСТВИЯ РАЗРУШЕНИЯ ОБРАТНОГО КЛАПАНА Разрушение обратного клапана в процессе спуска колонны может привести к ГНВП вследствие резкого падения уровня раствора, что в свою очередь приведет к снижению гидростатического давления. Снижение гидростатического давления при разрушении обратного клапана обсадной колонны можно рассчитать по формуле: Плотность раствора(кг⁄л) × 0.0981 × Уд. вн. объем обс. труб (л⁄м) × Высота незаполн. части колонны (м) Удельный внутренний объем обсадных труб (л⁄м) + Удельный объем КП (л⁄м) С целью недопущения проявления в скважине необходимо планировать периодичность заполнения труб, это позволит не допустить снижения гидростатического давления ниже пластового при разрушении клапана. МОНИТОРИНГ ОПЕРАЦИЙ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ Обеспечить постоянный мониторинг как минимум за следующими параметрами: При цементировании: плотность тампонажного раствора; давление в нагнетательной линии; объем закачанного раствора и продавочной жидкости; скорость закачки цементного раствора и пр. Во время ОЗЦ: перелив на устье; давления на устье; вес колонны на крюке и пр. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ И ИХ ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ При цементировании могут возникнуть различные осложнения: - поглощение тампонажного раствора; - повышение давления при вытеснении тампонажного раствора из колонны; - ГНВП из-за неправильно выбранной плотности тампонажного раствора; - перетоки через заколонное пространство; - неполное заполнение затрубного пространства тампонажным раствором и пр. Чтобы снизить риск быстрого обезвоживания тампонажного раствора, следует не допускать остановки движения тампонажного раствора с момента выхода его в затрубное пространство до окончания цементирования; контролировать водоотдачу. ГНВП и перетоки пластовых флюидов могут произойти из-за недостаточного противодавления на пласт, или возникновения каналов в затрубном пространстве. Предотвратить осложнения можно непосредственно в период 39 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» цементирования, контролируя плотность тампонажного раствора. Опасность возникновения перетоков и ГНВП можно предотвратить путем максимально возможного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, поддержания избыточного давления в затрубном пространстве или использования ступенчатого цементирования. ОЖИДАНИЕ ЗАТВЕРДЕВАНИЯ ЦЕМЕНТА (ОЗЦ) До цементирования скважины необходимо произвести анализ цемента на соответствие его техническим требованиям и нормам. При разработке рецептуры тампонажного раствора учитывают давление и температуру в скважине, используют пробы технической воды для затворения цемента, пробы бурового раствора и пр. Применение цемента без проведения лабораторного анализа с учетом условий в скважине (температура, давление, время начала и конца схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается. Важно также учитывать, что в процессе ОЗЦ происходит снижение гидростатического давления в КП и забойного давления. Для раннего обнаружения ГНВП обеспечить постоянный контроль устьевых давлений. ИСПЫТАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ После спуска и цементирования обсадной колонны, до разбуривания башмака и углубления в новый пласт, в обязательном порядке должны быть проведены испытания на герметичность. С точки зрения предупреждения ГНВП основными задачами испытания являются: проверка герметичности цементного кольца и проверка прочности обсадной колонны. В практике применяют два метода испытаний на герметичность: 1. Метод опрессовки давлением (Positive Test) – создание давления в обсадной колонне за счет нагнетания жидкости (реже газа). Давление опрессовки должно превышать максимальное ожидаемое давление на устье. Опрессовка считается успешной, если заданное значение давления не снизилось ниже допустимого за установленный отрезок времени. 2. Метод опрессовки отрицательным давлением (Negative Test) – снижение давления внутри обсадной колонны за счет снижения плотности (или уровня) жидкости. Такая опрессовка позволяет определить герметичность цементного кольца и колонны при воздействии пластового давления. Опрессовка считается успешной при отсутствии перелива и газирования опрессовочной жидкости в процессе испытания. ПРИМЕНЕНИЕ ПВО Перед спуском колонны, перекрывающей напорные продуктивные горизонты с АВПД, на одном из превенторов (обычно, верхнем) необходимо заменить плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. В качестве дополнительного средства для герметизации устья на буровой необходимо иметь бурильную трубу под соответствующий диаметр плашек превентора, которая должна быть снабжена шаровым краном, обратным клапаном и переводником для соединения с обсадной колонной. В процессе подготовки к спуску необходимо проверить работоспособность ПВО и устьевого оборудования. 40 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 8. КОСВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ ГНВП Рассматриваемые ниже косвенные признаки ГНВП свидетельствуют о возможном проявлении в скважине. Все члены буровой вахты должны уметь распознавать признаки ГНВП, а также знать порядок действий при их обнаружении. Наиболее безопасной практикой при обнаружении косвенных признаков ГНВП является проведение процедуры проверки скважины на перелив. ПРОВЕРКА СКВАЖИНЫ НА ПЕРЕЛИВ Проверка на перелив является процедурой наблюдения за потоком из скважины при отсутствии циркуляции. Периодичность проверок устанавливается руководителем работ. В обычной практике проверку на перелив выполняют как минимум: - перед началом подъема бурильной колонны с забоя; - при СПО, когда долото находится у башмака последней спущенной колонны; - перед началом подъема КНБК через сборку ПВО на устье. Примерная процедура проверки скважины на перелив (здесь и далее приведены примеры для бурения с верхним приводом): 1. Расположить замковое соединение бурильной колонны над столом ротора. 2. Остановить вращение. 3. Отключить насос. 4. Наблюдать за скважиной. 5. При обнаружении перелива приступить к герметизации устья. ДАННЫЕ О ДАВЛЕНИЯХ В СКВАЖИНЕ Все существующие методы прогнозирования зон аномальных давлений даже в совокупности не дают точного представления о фактическом наличии и расположении интервалов АВПД. К исходным данным до начала бурения относят: геологические изыскания; данные сейсмических методов разведки; данные гравиметрических методов; информацию и опыт бурения соседних скважин на месторождении. Точную информацию о наличии зон АВПД можно получить только в процессе проводки скважины и проведения каротажных работ, четко соблюдая принципы раннего обнаружения признаков ГНВП. ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ И КАРОТАЖЕ Системы PWD и LWD нашли широкое применение в современном бурении. Такие системы представляют собой специальные инструменты с набором высокоточных датчиков для постоянной регистрации давлений и прочих параметров в скважине во время бурения и каротажа, включая: - точное измерение эквивалентной плотности циркуляции (ECD); - точное измерение гидростатического давления; - точное измерение плотности раствора; - обнаружение поступления притока; - измерение гидродинамических давлений свабирования/поршневания; - мониторинг качества очистки ствола скважины и пр. 41 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Существует несколько косвенных признаков. направлений организации контроля обнаружения 1. КОНТРОЛЬ ИЗМЕНЕНИЙ СВОЙСТВ РАСТВОРА Постоянный контроль, как минимум, следующих параметров: - плотность раствора; - вязкость; - содержание газа; - содержание хлоридов; - температура на выходе. 2. КОНТРОЛЬ ИЗМЕНЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ Минимальный набор индикаторов для раннего обнаружения ГНВП: - механическая скорость проходки и ее неожидаемые изменения; - крутящий момент; - затяжки/посадки при СПО; - увеличение давления на насосе при постоянной скорости. 3. КОНТРОЛЬ ПЛОТНОСТИ РАСТВОРА В ПЕРЕХОДНЫХ ЗОНАХ Выше пласта-коллектора с АВПД в глинистых покрышках имеются так называемые переходные зоны, представленные разуплотненными глинами. Интервалы таких зон могут иметь протяженность в несколько десятков метров. Наличие переходной зоны определяется, как правило, по заметному увеличению МСП. При бурении в переходной зоне следует ожидать значительных изменений свойств раствора и прежде всего плотности за счет температурного воздействия, возможного увеличения водоотдачи, повышения содержания твердой фазы и пр. С другой стороны, в самом начале разбуривания переходной зоны необходимо обеспечить готовность к вскрытию пласта с АВПД и возможно начать утяжеление раствора. При разбуривании транзитной зоны следует обеспечить: регулярные проверки скважины на перелив; замеры и анализ изменения плотности раствора на входе и на выходе; постоянный контроль содержания газа в растворе; точный контроль объемов долива; анализ данных систем PWD и LWD; инструктаж членов буровой вахты на предмет обнаружения признаков ГНВП и первоочередных действий. ПРИЗНАКИ АВПД Основным условием образования зон АВПД является наличие покрышки из непроницаемых пород (как правило, глин или солей), под которой расположен продуктивный пласт (чаще песчаники и известняки). Причиной образования зон АВПД может быть целая совокупность факторов, связанных с геологическими, геохимическими, физическими и др. процессами, протекающими в земной коре. Признаки АВПД часто относят к группе косвенных признаков. Это связано с тем, что не существуют единого критерия, по которому можно однозначно установить 42 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» наличие АВПД в том или ином интервале. Но при этом имеется достаточно большое количество индикаторов, позволяющих предупредить серьезные проблемы. УВЕЛИЧЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ ПРОХОДКИ (МСП) В нормальных условиях бурения МСП уменьшается с глубиной скважины. Внезапное (резкое) увеличение МСП (drilling break), как правило, свидетельствует о смене типа разбуриваемого пласта, однако может сигнализировать и об увеличении пластового давления. Обычно увеличение МСП в зоне АВПД не настолько интенсивное, как при смене пластов, поэтому для точного и своевременного обнаружения роста пластового давления, следует отслеживать тренд изменения МСП с увеличением глубины скважины. Увеличение МСП может считаться достаточно надежным признаком АВПД, если основные параметры бурения (нагрузка на долото, состояние долота, скорость циркуляции, свойства раствора и пр.) не менялись. ИЗМЕНЕНИЕ ЗНАЧЕНИЯ D-ЭКСПОНЕНТЫ Для упрощения контроля тенденций изменения параметров бурения широко используют величину нормализованной скорости бурения: d lg v м / 60n lg Pос / gDд2 ,где v – механическая скорость бурения, м/час; n – частота вращения долота, об/мин; 3 Р – осевая нагрузка на долото, кН; ⍴ - плотность бурового раствора, кг/м ; ос 2 g – ускорение свободного падения, м/с ; D - диаметр долота, м. Расчеты значений должны быть приурочены к интервалам залегания глин или глинистых сланцев. Обычно значения d-экспоненты изменяются от 0,5 до 2,5. В нормальных условиях она равномерно возрастает с глубиной. При вхождении в недоуплотненную зону часто отмечается отклонение в сторону уменьшения. При расчете d-экспоненты не учитываются показатели циркуляции и свойств раствора. УВЕЛИЧЕНИЕ КРУТЯЩЕГО МОМЕНТА И ВЕСА ИНСТРУМЕНТА НА КРЮКЕ Крутящий момент зависит от величины силы трения долота/бурильной колонны о забой/стенку скважины. В нормальных условиях бурения он постепенно увеличивается с глубиной скважины. В зонах АВПД крутящий момент может значительно повышаться из-за интенсивного выпадения шлама в ствол и сужения кольцевого пространства. При подъеме (отрыве от забоя) бурильной колонны могут возникать затяжки. Увеличение крутящего момента и веса на крюке при подъеме инструмента часто происходит во время бурения глинистых пластов на депрессии. 43 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Три вышеописанных признака являются важнейшими с точки зрения раннего обнаружения ГНВП, так как позволяют Бурильщику обнаружить проблему фактически в момент ее возникновения. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА ПРИ СПО И НАРАЩИВАНИИ Поступление газа при СПО и наращивании является обычной ситуацией. Причины поступления связаны, как правило, с эффектами свабирования и поршневания, а также с временным снижением давления в скважине после остановки насосов. Не всегда такие явления будут приурочены к зонам АВПД. Главным признаком поступления газа в скважину является несоответствие объемов долива/стравливания расчетным значениям. Для выяснения истинных причин поступления газа следует вымыть забойную пачку методом прямой циркуляции. ФОНОВЫЙ ГАЗ Фоновый газ также является нормальным явлением при бурении. Концентрация фонового газа в различных участках ствола может значительно меняться. Поэтому в практике буровых работ используют нормативные предельные значения содержания газа в выходящем растворе, при которых Бурильщик должен остановить работы для принятия мер по дегазации и выявлению причин поступления газа с выбуренной породой. Даже небольшое увеличение газосодержания может привести к снижению забойного давления и ГНВП. Система очистки должна включать в себя средства дегазации (дегазатор, газосепаратор). НЕВЕРНЫЙ ОБЪЕМ ДОЛИВА/СТРАВЛИВАНИЯ Несоответствие фактического объема доливаемого раствора расчетному, может быть обусловлено притоком пластового флюида в скважину из-за свабирования при подъеме бурильной колонны. Единственно верным решением в такой ситуации является проверка на перелив и спуск труб обратно до забоя. Необходимо провести циркуляцию и скорректировать свойства раствора для снижения риска свабирования при дальнейших операциях. Обратная ситуация возможна при спуске, где несоответствие объемов может быть связано с поршневанием и притоком из газонасыщенного пласта. В обоих случаях, прежде всего, нужно остановить работы и установить причину несоответствия. ОБВАЛЫ ПОРОД Данное явление характерно для приповерхностных интервалов или участков слабосцементированных пород по всему разрезу глубокой скважины. Часто приводит к затруднениям циркуляции и прихватам. Обвал может быть вызван недостаточным значением репрессии, ненадлежащими свойствами раствора и пр., но в то же время причиной может являться наличие АВПД в зоне обвала или соседних интервалах. 44 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ИЗМЕНЕНИЕ СКОРОСТИ И ДАВЛЕНИЯ НА НАСОСЕ Первичным индикатором на поверхности, свидетельствующем о начале ГНВП, иногда может стать кратковременное повышение давления на насосе. Такое увеличение часто игнорируется именно по причине кратковременности. Из-за поступления в ствол скважины легкого флюида общее гидростатическое давление в КП снижается, и буровой раствор из труб устремляется в КП благодаря эффекту Uобразной трубки. Когда это происходит, давление на насосе начинает снижаться, хотя скорость насоса увеличивается. Часто такая ситуация характерна для проблемы, связанной с промывом бурильной колонны. Однако до тех пор, пока не установлена реальная причина изменений, следует считать, что в скважине происходит проявление. КОНТРОЛЬ ЗА ВИБРОСИТАМИ ИЗМЕНЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ШЛАМА Регулярные замеры плотности шлама позволяют максимально объективно выявить наличие зон АВПД при бурении. Обычно с глубиной плотность пород увеличивается, но в зонах АВПД и переходных зонах плотность шлама, как правило, меньше ожидаемой. ИЗМЕНЕНИЕ ФОРМЫ И РАЗМЕРОВ ШЛАМА Как правило, куски шлама из зон нормальных пластовых давлений имеют относительно небольшую форму с гладкими краями. Шлам из зон АВПД часто значительно крупнее, имеет продолговатую форму с острыми, рваными краями. Считается, что из-за депрессии в зоне АВПД, пласт подвергается интенсивному растрескиванию, что приводит к выпадению более крупного шлама. Изменение формы и размеров шлама часто сопровождается увеличением его количества на ситах. ИЗМЕНЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ РАСТВОРА НА ВЫХОДЕ В нормальных условиях бурения температура постепенно возрастает с глубиной скважины. При приближении к зонам АВПД температура обычно возрастает значительно интенсивнее. Это связано с пониженной теплопроводностью недоуплотненных пород. По некоторым сведениям при переходе из зоны нормального давления в зону АВПД температурный градиент может увеличиваться примерно в 2 раза. Однако данный индикатор подвержен существенным изменениям в зависимости от условий внешней среды, поэтому должен рассматриваться в совокупности с другими признаками АВПД. 45 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИДОВ В РАСТВОРЕ Измерение содержания хлоридов в растворе позволяет определить наличие зон АВПД. Обычно в водах пластов с АВПД содержание хлоридов не велико. Содержание хлоридов в фильтрате бурового раствора должно контролироваться как на входе, так и на выходе из скважины. Нужно учитывать, что на содержание хлоридов влияют добавки в буровой раствор, а особенно вода для его разбавления. АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ Поддержание первичного контроля скважины возможно только при обеспечении равенства или превышения гидростатического давления над пластовым. Повышенное пластовое давление в зонах АВПД может нарушить это условие. Значение репрессии начинает снижаться уже в начале разбуривания переходной зоны, если она имеется. Все рассмотренные выше косвенные признаки являются индикаторами вероятности возникновения ГНВП, но редко проявляются по одиночке. Поэтому необходимо обеспечивать постоянный комплексный контроль и анализ изменения этих индикаторов. Если несколько признаков проявляют себя одновременно, то вероятность развития ГНВП существенно возрастает. Надлежащий комплексный контроль невозможен без участия всех работников, находящихся на буровой – бурильщика и его помощников, геолога, инженера по растворам и пр. Ключевая роль в организации контроля возлагается на Супервайзера. 46 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 9. ПРЯМЫЕ ПРИЗНАКИ ГНВП В отличие от косвенных, к прямым признакам ГНВП относят индикаторы, которые однозначно свидетельствуют о наличии проявления. Главная задача Бурильщика – как можно быстрее закрыть скважину корректным методом. Процедуры герметизации устья будут рассмотрены в отдельной главе. В международной практике выделяют три прямых признака ГНВП. РАСХОД РАСТВОРА НА ВЫХОДЕ ПРИ ВЫКЛЮЧЕННОМ НАСОСЕ Данный признак может быть выявлен при проведении процедуры проверки скважины на перелив. При отключении циркуляции расход раствора на выходе должен прекратиться. Однако существует целый ряд причин потока из скважины при отключенной циркуляции, но все они связаны со снижением забойного давления: - свабирование при подъеме; - прошневание при спуске с частичным поглощением; - неверный долив скважины; - снижение гидродинамического давления. Ряд факторов может серьезно затруднить обнаружение ГНВП: - неисправен или отсутствует расходомер; - переполнена доливная емкость; - проявление из низкопроницаемого пласта; - незначительная репрессия; - отсутствие эффекта ECD после прекращения циркуляции; - расширение растворенного газа в растворе у поверхности. УВЕЛИЧЕНИЕ УРОВНЯ В ПРИЕМНОЙ ЕМКОСТИ Этот признак может быть выявлен на любом этапе работ. При проведении штатных операций уровень раствора в приемной емкости должен оставаться примерно постоянным. Увеличение уровня при неизменной подаче насоса или при отсутствии циркуляции, как правило, говорит о поступлении притока в ствол скважины. Как только пластовый флюид начинает поступать в скважину, объем вытесняемого из КП раствора становится больше чем объем раствора, закачиваемого в скважину насосом, что и отражается на объеме в приемной емкости. При наличии открытого ствола в скважине риск проявления имеет место всегда. Также риск возникновения ГНВП имеется при разрушении барьеров (например, при опрессовке цементного моста). Контроль уровня в приемной емкости должен быть постоянным. Для раннего обнаружения ГНВП необходимо регулярно проверять настройку датчиков приемной емкости, сумматора объема в емкостях (Pit Volume Totalizer – PVT), а также исправность системы сигнализации. По возможности следует избегать перекачек бурового раствора в емкостях на поверхности при бурении в опасных интервалах. 47 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» УВЕЛИЧЕНИЕ РАСХОДА РАСТВОРА НА ВЫХОДЕ ИЗ СКВАЖИНЫ Данный признак может быть обнаружен во время циркуляции. Как правило, его относят к наиболее надежным, но только в случае абсолютной исправности расходомера. Увеличение расхода раствора на выходе при неизменной подаче насоса всегда указывает на наличие проявления. Тем не менее, важно знать, что даже исправный расходомер может не показать адекватное значение увеличение расхода, если имеют место утечки в поверхностных элементах циркуляционной системы. Снижение показаний расходомера при неизменной подаче насоса также следует трактовать как потенциально опасную ситуацию. Наличие в открытом стволе продуктивного горизонта может обусловить возникновение проявления после поглощения раствора из-за снижения гидростатического давления в скважине. РАННЕЕ ОБНАРУЖЕНИЕ ГНВП И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОТВЕТСТВЕННОСТИ В подавляющем большинстве случаев ГНВП происходят из-за ошибок или некомпетентности персонала. Самой важной задачей любого члена буровой бригады является обеспечение первичного контроля скважины. В комплекс мероприятий по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП должны входить: - регулярная проверка работоспособности и поддержание в исправном состоянии оборудования для раннего обнаружения ГНВП; - регулярная проверка знаний в области контроля скважины и управления скважиной при ГНВП; - регулярная отработка практических навыков (проведение УТЗ) по раннему обнаружению и первоочередным действиям вахты при ГНВП. В задачи руководства входит доведение до сведения ответственных лиц их обязанностей при возникновении нештатных ситуаций. При обнаружении прямого признака ГНВП всегда в первую очередь следует остановить текущие работы и как можно быстрее загерметизировать устье скважины корректным методом. Для проведения этих действий не требуется отдельного распоряжения руководства. Чем меньше времени будет затрачено на герметизацию устья – тем меньше будет объем притока, устьевые давления, риск гидроразыва пород, открытого фонтана и, как следствие, угроза жизни и здоровью людей. 48 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 10. ПРОЦЕДУРЫ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ При обнаружении проявления скважина должна быть закрыта в кратчайшее время. Различают два метода (способа) герметизации устья: Мягкий метод и Жесткий метод. В современной практике все большее применение находит жесткий метод герметизации устья, так как он менее сложен и может быть выполнен одним работником, находящимся на буровой во время проявления. Бурильщик обязан знать и уметь применять корректный метод закрытия. МЯГКИЙ МЕТОД ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ Главное условие для мягкого метода – дроссель должен находиться в положении «Открыто». Это позволит контролировать и управлять давлением в КП при закрытии, что особенно важно при бурении в слабосцементированных пластах, где есть риск обвалов пород и обрушений, а также в интервалах, где существует вероятность превышения значения MAASP при закрытии. Основным недостатком мягкого метода является то, что заранее открытый дроссель требует большего времени на перекрытие дроссельной линии, что приводит к большему объему притока пластового флюида в скважину. Если мягкий метод принят в качестве оперативного, следует заранее обеспечить четкое планирование процедур с учетом мер, позволяющих снизить вероятность возникновения потенциальных проблем, рассмотреть необходимость проведения дополнительных УТЗ для персонала. При настройке оборудования для мягкого метода все задвижки, за исключением коренной гидравлической задвижки рядом с ПВО, должны быть открыты для обеспечения свободного потока из скважины через дроссельный манифольд. При обнаружении ГНВП следует: 1. открыть гидравлическую задвижку на линии дросселирования; 2. закрыть превентор; 3. закрыть дроссель. ЖЕСТКИЙ МЕТОД ГЕРМЕТИЗАЦИИ УСТЬЯ Дроссель должен находиться в положении «Закрыто». Процедура жесткого закрытия проста и позволяет обеспечить герметизацию значительно быстрее, чем при мягком методе. Однако применение данного метода ограничено рядом условий. Одно из важнейших ограничений – вероятность превышения значения MAASP. 49 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» При обнаружении ГНВП следует: 1. закрыть превентор; 2. открыть гидравлическую задвижку на линии дросселирования. Далее будут рассмотрены примерные процедуры герметизации устья для различных ситуаций в наземном бурении. Во всех случаях предполагается наличие верхнего привода и применение мягкого метода. Процедуры с применением ведущей трубы и использованием жесткого метода подробно рассматриваются на лекционных занятиях. Важно: В практической деятельности все процедуры должны производиться в строгом соответствии с правилами компании и утвержденным в установленном порядке Планом ликвидации аварий. ПРОЦЕДУРА ГЕРМЕТИЗАЦИИ ПРИ ГНВП ВО ВРЕМЯ БУРЕНИЯ 1. Поднять бурильную колонну до выхода первого замкового соединения над столом ротора. 2. Остановить вращение. 3. Остановить циркуляцию. 4. Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования. 5. Закрыть превентор. 6. Закрыть дроссель. 7. Сообщить о ГНВП руководству. 8. Зафиксировать время, объем притока, давления на устье. ПРОЦЕДУРА ГЕРМЕТИЗАЦИИ ПРИ ГНВП ВО ВРЕМЯ СПО 1. Расположить замковое соединение бурильной колонны над столом ротора. 2. Установить клинья. 3. Разгрузить бурильную колонну на клинья. 4. Проверить шаровой кран на полное открытие. 5. Навернуть шаровой кран и закрыть его. 6. Приподнять бурильную колонну («взять на вес»). 7. Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования. 8. Закрыть превентор. 9. Закрыть дроссель. 10. Сообщить о ГНВП руководству. 11. Зафиксировать время, объем притока, давления на устье. 50 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПРОЦЕДУРА ГЕРМЕТИЗАЦИИ ПРИ ОТСУТСТВИИ ТРУБ В СКВАЖИНЕ 1. Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования. 2. Закрыть превентор c глухими плашками. 3. Закрыть дроссель. 4. Сообщить о ГНВП руководству. 5. Зафиксировать время, объем притока, давления на устье. ПРОЦЕДУРА ГЕРМЕТИЗАЦИИ ПРИ ГНВП ВО ВРЕМЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ С КАНАТНОЙ ТЕХНИКОЙ 1. Перерезать (перерубить) каротажный кабель, если отсутствует возможность его быстрого извлечения. 2. Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования. 3. Закрыть превентор c глухими плашками. 4. Закрыть дроссель. 5. Сообщить о ГНВП руководству. 6. Зафиксировать время, объем притока, давления на устье. ПРИМЕНЕНИЕ ПРЕВЕНТОРОВ С ГЛУХИМИ И СРЕЗНЫМИ ПЛАШКАМИ Функция превентора с глухими плашками заключается в герметизации устья при отсутствии бурильной колонны. Превентор со срезными плашками при наличии труб в скважине может применяться только в исключительных случаях, когда существует реальная угроза полной потери управления скважиной. К таким случаям можно отнести: - выход из строя (не герметичность) универсального превентора и всех превенторов с трубными плашками; - утечка в соединениях стволовой части и манифольда; - вероятность выброса бурильной колонны из скважины (высокая сила давления из скважины при малом весе бурильной колонны); - невозможно загерметизировать трубный канал и пр. Превентор со срезными плашками должен обеспечивать давление закрытия, позволяющее срезать бурильную трубу (БТ) самой высокой группы прочности, используемую в бурильной колонне. В целях безопасности, перед подъемом не срезаемых труб (ТБТ, УБТ) и элементов КНБК на буровой должна находиться аварийная труба с внешним диаметром под плашки трубного превентора. При обнаружении ГНВП во время подъема КНБК следует: 1. Прекратить подъем. 2. Разгрузить бурильную колонну. 3. Навернуть аварийную трубу с заранее установленным и закрепленным шаровым краном. 4. Спустить аварийную трубу в скважину, чтобы ниппель оказался ниже трубных плашек превентора. 5. Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования. 6. Закрыть превентор. 7. Закрыть дроссель. 8. Сообщить о ГНВП руководству. 9. Зафиксировать время, объем притока, давления на устье. 51 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ПРИ ГНВП ВО ВРЕМЯ СПУСКА И ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Спуск и цементирование обсадной колонны могут быть осуществлены только при отсутствии признаков ГНВП. При обнаружении ГНВП действия по закрытию скважины аналогичны предпринимаемым при СПО. Кроме того, перед спуском обсадной колонны требуется заменить плашки верхнего трубного превентора под внешний диаметр обсадной колонны. В целях безопасности также используют аварийную трубу по размер плашек трубного превентора, с заранее установленным и закрепленным шаровым краном. ПРОВЕРКА ГЕРМЕТИЧНОСТИ УСТЬЯ Во всех рассмотренных случаях после закрытия устья необходимо визуально проверить герметичность скважины. Как минимум, следует: - убедиться в отсутствии расхода на желобе; - убедиться в отсутствии протечек в сборке ПВО; - убедиться в отсутствии протечек в элементах бурильной колонны выше ПВО; - убедиться в герметичности насосной линии; - убедиться в отсутствии утечек в линиях манифольда. ОТВЕДЕНИЕ ГАЗА С НЕБОЛЬШИХ ГЛУБИН 1. Не отключать насос! 2. Включить диверторную систему (гидроуправляемая задвижка открывает отводную линию/дивертор герметизирует КП). 3. Увеличить скорость работы до максимальной, установленной производителем. 4. Переключить всасывающую линию насоса на емкость с утяжеленным раствором. 5. Дать сигнал тревоги и оповестить всех по громкоговорителю. 6. Эвакуировать весь персонал, не принимающий участия в работах в безопасное место. 7. Если замечено прекращение перелива, постепенно отключить насосы и наблюдать за скважиной. 8. Если скважина продолжает переливать после закачки тяжелого раствора, продолжить циркуляцию имеющимся раствором. Возможно, также необходимо будет приготовить еще более тяжелый раствор глушения. Если весь раствор закончится, переключить насосы на воду. Пока скважина переливает, не выключать насосы! 52 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 11. ДЕЙСТВИЯ ПОСЛЕ ЗАКРЫТИЯ СКВАЖИНЫ ДАННЫЕ О ПРИТОКЕ Сразу после извещения о ГНВП руководства Бурильщик должен регистрировать основные данные о притоке: - время; - объем притока; - давления на устье. Эти данные будут необходимы для корректного заполнения карты глушения. В случае приближения значения давления в КП к значению MAASP – немедленно доложить об этом Супервайзеру. Регистрацию давлений всегда следует производить с тех манометров, которые будут применяться при процедуре ликвидации ГНВП, чтобы избежать возможной погрешности. Обычно для этого используют манометры на пульте дистанционного управления гидроуправляемым дросселем. Важнейшее значение имеет правильная регистрация изменения давлений на устьевых манометрах. Хорошей практикой является запись значений через каждую минуту времени. Такой подход позволит достаточно точно определить давления стабилизации. За давления стабилизации обычно принимают значения показаний манометров в 3-х минутном интервале времени, где они менялись наименьшим образом. Бурильщик должен немедленно сообщить Супервайзеру эти значения, после чего продолжить наблюдение за давлениями. ДАВЛЕНИЯ СТАБИЛИЗАЦИИ Рост давлений на обоих манометрах после закрытия связан с сжимаемостью газа при его поступлении в ствол скважины. Это объясняется тем, что трубы и КП являются взаимосвязанной системой (эффект U-образной трубки). Газ, поступая в КП, постепенно замещает собой раствор до тех пор, пока скважина не будет полностью закрыта. Однако даже после закрытия газ продолжит поступать в скважину, пока давление на забое не сравняется с пластовым давлением. Этот момент обычно принимают за момент стабилизации давлений, так как дальнейший рост будет вероятнее всего связан с другим процессом – миграцией газа. Давление стабилизации в трубах на устье закрытой скважины обозначают как SIDPP. Давление стабилизации в КП на устье закрытой скважины обозначают как SIСP. SIDPP фактически показывает насколько необходимо увеличить плотность раствора в скважине, чтобы восстановить первичный контроль. Это видно из следующей формулы, по которой определяют плотность раствора глушения (кг/л): Плотность раствора в скважине (кг⁄л) + SIDPP (бар) ГСВ (м) × 0.0981 Только значение SIDPP может адекватно показать, насколько нужно утяжелить раствор, чтобы восстановить первичный контроль. Значение SIDPP также позволяет определить пластовое давление в условиях закрытой скважины: 53 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Пластовое давление (бар) = SIDPP (бар) + Гидростатическое давление в трубах (бар) Значение SICP, как правило, будет выше, чем SIDPP, так как плотность поступившего притока меньше плотности раствора, а значит общее гидростатическое давление в КП меньше, чем в трубах при одинаково действующем пластовом давлении. Величина давления в КП напрямую зависит от объема (высоты) притока и проницаемости продуктивного пласта. Тем не менее, в некоторых случаях, возможно превышение SIDPP над SICP, например, при попадании пластового флюида в трубы во время СПО при отсутствии в бурильной колонне обратного клапана. ОТКРЫТИЕ ОБРАТНОГО КЛАПАНА В БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ Часто возникает ситуация, когда давление в трубах невозможно прочитать, из-за установленного в бурильной колонне обратного клапана, а значит невозможно зарегистрировать SIDPP. Эта проблема решается следующей процедурой: 1. При закрытой скважине включить насос на минимальной скорости. 2. Наблюдать за изменениями давлений на манометрах труб и КП. 3. Как только давление в трубах уже значительно вырастет, а давление в КП только начнет увеличиваться отключить насос. Значение давления в трубах в настоящий момент использовать как SIDPP. НАБЛЮДЕНИЕ ЗА МИГРАЦИЕЙ ГАЗА Главным признаком наличия миграции газа является продолжающийся рост давлений на обоих манометрах после стабилизации. При миграции давления на манометрах растут примерно одинаково. Бурильщик должен незамедлительно сообщить об этом Супервайзеру и продолжать запись изменения давлений. Главная опасность миграции газа заключается в постоянном неконтролируемом росте давлений в скважине, что может привести, прежде всего, к гидроразрыву пласта. Супервайзер должен известить Бурильщика о расчетном значении MAASP и проинструктировать его о немедленном докладе, в случае приближения к нему значения давления в КП. Иногда, в случае неисправности насосов, отсутствии бурильных труб в скважине и др., когда невозможно обеспечить циркуляцию, прибегают к применению альтернативных методов ликвидации ГНВП (например, Объемному методу) для удаления газа из скважины. ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Давления стабилизации служат важными параметрами при вымыве притока и глушении скважины. Они позволяют контролировать забойное давление для предупреждения поступления дополнительного притока. Снижение давлений стабилизации возможно только при изменении плотности флюида (раствора) в КП или трубах. Так при успешном удалении притока SICP снизится приблизительно на величину гидростатического давления притока. Дальнейшее снижение давлений на устье возможно только при прокачке утяжеленного раствора. 54 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» «ЗАПЕРТОЕ» ДАВЛЕНИЕ Данный термин обычно используется для описания явления, которое может происходить при остановке циркуляции и закрытии дросселя в течение процедуры ликвидации ГНВП. Если после завершения глушения скважины и ее закрытия наблюдается избыточное давление на устье, необходимо определить причину данного явления. Для этого существует определенный алгоритм: - необходимо стравить небольшой объем раствора через механический дроссель; - дождаться стабилизации давлений. Если давление стабилизировалось на более низком уровне, это говорит о том, что причиной является «запертое» давление. Необходимо продолжить процедуру стравливания до нулевых значений давлений; - если после стравливания небольшого объема раствора давление стабилизировалось на прежнем уровне, то причина в неверном расчете плотности раствора глушения. В этом случае следует утяжелить раствор и возобновить процедуру. Похожая процедура может проводиться после остановки циркуляции в результате возникновения нештатных ситуаций (закупорка дросселя, насадки долота, промыв дросселя и пр.) для снижения рисков, связанных с повышенным давлением в стволе скважины. 55 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 12. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП ПОНИЖЕННЫЕ ПОДАЧИ НАСОСА Во время проведения операций по ликвидации ГНВП обычно используются пониженные подачи насоса и давления циркуляции в режиме глушения. Пониженные давления циркуляции обычно применяются во время вымыва притока из ствола скважины, когда достаточная репрессия на пласт во время циркуляции может быть обеспечена без увеличения скорости работы насосов (при помощи дросселя). Также существует целый ряд дополнительных причин, по которым рекомендуется применять пониженные подачи: ограниченная пропускная способность систем газоочистки; ограниченная производительность систем приготовления раствора, снижение динамического давления в скважине и пр. Скорость и давление прокачки каждого насоса должны фиксироваться в вахтовом журнале. Наиболее эффективно осуществлять прокачку насосов с заданной периодичностью (обычно в начале каждой смены). Кроме того давления прокачки требуется перерегистрировать при изменении плотности раствора в циркуляции; при изменениях в КНБК (например, после замены долота); при изменениях в насосах (например, замена втулок); перед вскрытием переходных зон, зон с АВПД и т.д. В международной практике часто используются унифицированные значения скорости прокачки: 10, 20, 30, 40 ходов насоса в минуту, или в диапазоне от 1 до 5 баррелей в минуту в зависимости от производительности оборудования и скважинных условий. При регистрации давлений прокачки на пониженной подаче важно снимать показания с того манометра, который предполагается использовать при ликвидации возможного ГНВП. Как правило, используется манометр давления в бурильных трубах на пульте дистанционного управления гидравлическим дросселем. Точность регистрации давлений существенно влияет на корректность проведения процедуры ликвидации ГНВП (прежде всего, на определение начального давления циркуляции). Все исходные данные и предварительные расчеты должны быть занесены в карту глушения скважины, которая будет рассмотрена в нижеследующих разделах. 56 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 13. МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП ПРИНЦИП ПОДДЕРЖАНИЯ ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ Первоочередная цель при реализации любого стандартного и большинства нестандартных методов ликвидации ГНВП заключается в поддержании забойного давления не ниже пластового на протяжении всей процедуры вымыва притока и глушения скважины. Это позволяет значительно снизить риск поступления дополнительного притока в ствол скважины. Кроме того, не допускается рост давлений, способных привести к гидроразрыву пласта, поглощению раствора или выводу из строя внутрискважинного и устьевого оборудования. Условно, данные правила можно выразить в виде следующей зависимости: Давление гидроразрыва > Забойное давление > Пластовое давление Процедура может считаться успешно проведенной восстановления первичного контроля скважины. только в случае ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ Любое проявление в процессе буровых работ является аварией. Ликвидация ГНВП подразумевает длительную процедуру управления скважиной под давлением, в которой задействованы члены буровой вахты, основное и вспомогательное оборудование. Любая буровая компания должна иметь разработанный и утвержденный в установленном порядке план действий по ликвидации ГНВП (чаще его называют «План ликвидации аварий»), где должна быть изложена в доступной форме вся информация о способах раннего обнаружения ГНВП, применяемом методе герметизации устья, процедуре ликвидации, распределении ролей и обязанностей персонала и пр. На всех этапах буровых работ должна осуществляться, как минимум, проверка ПВО и устьевого оборудования (превенторов, аварийных кранов, линии глушения, блока дросселирования, газосепаратора, дегазатора, циркуляционной системы, системы управления ПВО и т.д.); наличия и доступности средств индивидуальной защиты; средств контроля параметров промывочной жидкости; наличия необходимого объема раствора глушения. Необходимо проведение регулярной проверки знаний персонала на предмет предупреждения и раннего обнаружения ГНВП, а также УТЗ по первоочередным действиям вахты при обнаружении проявлений. Ключевой фигурой на полу буровой площадки является Бурильщик. Его главная обязанность – при обнаружении прямого признака ГНВП загерметизировать устье в кратчайшее время, доложить о проявлении руководству. После герметизации устья Бурильщик обязан засечь время, зарегистрировать объем притока, фиксировать изменения давлений на устьевых манометрах, доложить значения давлений стабилизации буровому мастеру (супервайзеру). В задачи Супервайзера входит, как минимум: заполнение карты глушения скважины; запуск насоса на режим глушения совместно с Бурильщиком и контроль давлений за счет управления дросселем (согласно выбранному методу ликвидации ГНВП) вплоть до полного удаления притока и восстановления первичного контроля скважины. 57 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Во время ликвидации ГНВП необходимо контролировать: устьевые давления, объем раствора в приемной емкости, параметры бурового раствора, наличие утечек в ПВО и циркуляционной системе, производительность насоса, работу средств для приготовления и утяжеления раствора, проверять соответствие фактических данных, сведениям в карте глушения и т.д. НАЧАЛЬНОЕ И КОНЕЧНОЕ ДАВЛЕНИЯ ЦИРКУЛЯЦИИ (ICP и FCP) Эти значения необходимы для обеспечения корректной и безопасной процедуры ликвидации ГНВП. Начальное давление циркуляции (ICP) – это давление в бурильных трубах после вывода насоса на режим глушения, при поддержании давления в КП не ниже давления стабилизации. Арифметически ICP определяется как сумма давления стабилизации в трубах (SIDPP) и давления прокачки насоса на пониженной подаче по формуле: ICP (бар) = SIDPP (бар) + Давление прокачки (бар) Конечное давление циркуляции (FCP) – это расчетное давление циркуляции в трубах при выбранной пониженной подаче насоса с поправкой на увеличение плотности бурового раствора: FCP (бар) = Давление прокачки (бар) × Плотность раствора глушения (кг⁄л) Плотность раствора в скважине (кг⁄л) НАСТРОЙКА ОБОРУДОВАНИЯ После стабилизации давлений до начала процедуры глушения в обязанности Супервайзера входит проинструктировать персонал (Бурильщика) на предмет: - настройки циркуляционной системы, обнуления счетчиков ходов насоса; - процедуры восстановления циркуляции; - необходимости поддержание постоянной скорости насоса при циркуляции; - контроля уровня в приемной емкости в ходе всей процедуры; - контроль и регистрация устьевых давлений; - первоочередных действий в случае нештатной ситуации. В обязанности Бурильщика входит предварительная настройка оборудования. Он должен визуально убедиться в отсутствии утечек и видимых повреждений всех систем и оборудования, используемых при ликвидации ГНВП. Также требуется проверить давление в системе управления ПВО (в аккумуляторах). Ниже приведен пример настройки для реализации Метода Бурильщика (гидроуправляемый дроссель был закрыт под давлением): - превентор – закрыт; - коренные механические задвижки – открыты; - коренные гидравлические задвижки: на линии глушения – закрыта, на линии дросселирования – открыта; - линия на газосепаратор – открыта и настроена через дроссель (дроссель до начала циркуляции находится в закрытом положении); - задвижка перед механическим (ручным) дросселем – закрыта; - задвижка на отводной (сбросной) линии – закрыта. 58 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Насос должен быть настроен для проведения прямой циркуляции через трубы в КП с выходом раствора на линию дросселирования, счетчик ходов обнулен. Перед операцией глушения, необходимо зафиксировать время начала циркуляции. Супервайзер должен проверить настройку оборудования после сообщения о готовности от Бурильщика. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЦИРКУЛЯЦИИ После герметизации устья, регистрации давлений стабилизации (SIDPP и SICP), настройки ПВО, циркуляция должна быть восстановлена. Данная процедура является наиболее ответственной, так как любое неверное действие может привести к значительному изменению забойного давления и, как следствие, к существенным осложнениям. Успешность восстановления циркуляции во многом зависит от взаимодействия персонала. Супервайзеру (мастеру) необходимо провести инструктаж, в котором будет четко обозначена последовательность действий вахты, в различных нестандартных ситуациях во время глушения скважины. Все действия Бурильщика в процессе вывода насоса на режим должны происходить строго по команде Супервайзера. Примерная рекомендованная процедура восстановления циркуляции заключается в последовательном выполнении следующих шагов: 1. Открыть дроссель и запустить насос на низкой подаче, постепенно доведя скорость работы насоса до значения пониженной подачи в режиме глушения. Насос следует запускать плавно, не допуская резких изменений забойного давления. 2. В процессе увеличения скорости работы насоса степень открытия дросселя следует регулировать таким образом, чтобы не допускать снижения давления в КП ниже значения SICP. 3. После вывода насоса на режим глушения и стабилизации давления необходимо зарегистрировать значение давления в трубах. В случае корректного проведения процедуры, давление, установившееся в трубах в данный момент (ICP), позволит поддерживать постоянное давление на забое. Но это будет верным, только в том случае, если плотность прокачиваемого раствора и скорость насоса не будут меняться. ЗАДЕРЖКА ПО ВРЕМЕНИ При запуске насоса и на всем протяжении процедуры ликвидации ГНВП Супервайзер (оператор на дросселе) должен учитывать задержку по времени. Изменения устьевых давлений при манипуляциях дросселем будут происходить через некоторое время (несколько секунд). Это связано со значением гидравлического импульса и зависит от объема притока, глубины скважины, параметров раствора, скорости прокачки и пр. Стоит иметь в виду, что возобновление циркуляции не всегда возможно, практически осуществимо и даже необходимо по самым разным причинам. В таких случаях применяют альтернативные методы ликвидации ГНВП, которые будут рассмотрены ниже. 59 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ФАКТИЧЕСКОМУ ЗНАЧЕНИЮ Если после запуска насоса полученное давление отличается от расчетного, то следует выполнить пересчет давлений на основании фактических данных. Циркуляция продолжается на основании пересчитанных значений. Иногда, сталкиваются с ситуацией, когда определение давления прокачки на пониженной подаче не производилось, и у Супервайзера нет информации о расчетном ICP. В этом случае требуется выполнить вышеизложенную процедуру восстановления циркуляции и зарегистрировать фактически полученное значение давления в трубах. Далее использовать полученное фактическое значение в качестве ICP. ОСТАНОВКА ЦИРКУЛЯЦИИ Последовательность действий для прекращения циркуляции должна происходить в обратном порядке посредством плавного снижения скорости работы насоса. Тем не менее, основное правило остается тем же – при снижении скорости работы насоса следует поддерживать давление в КП постоянным. Полностью закрыть дроссель допустимо только, убедившись в полной остановке насоса. ВЫБОР КОЭФФИЦИЕНТА БЕЗОПАСНОСТИ Гидродинамическое давление, необходимое для подъема раствора вверх по КП (потери давления в КП), можно рассматривать как фактор, предотвращающий поступление дополнительного притока. Это объясняется тем, что во время циркуляции забойное давление превышает пластовое, как минимум на величину потерь давления в КП. Вместе с тем, на практике значения устьевых давлений поддерживают несколько выше расчетных для повышения безопасности. Использование этого фактора должно тщательно контролироваться при управлении дросселем и учитывать допустимое давление в КП для избежания гидроразрыва пород. Особенно это важно при вымыве притока с небольших глубин, где риск разрушения слабосцементированных пород возрастает многократно. ДАВЛЕНИЕ У БАШМАКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ После герметизации устья в случае миграции флюида существует риск превышения давления гидроразрыва слабого пласта. Теоретически самым слабым пластом в скважине является интервал открытого ствола ниже башмака. Важно, до начала процедуры сопоставить значения фактических давлений на устье с расчетным максимально допустимым давлением (обычно это MAASP). Это позволит определить наличие риска гидроразрыва пород в процессе циркуляции и правильно подобрать необходимый метод глушения скважины. Если во время вымыва притока поддерживать забойное давление не ниже пластового, то давление у башмака: - В процессе восстановления циркуляции увеличится за счет создания с помощью штуцера необходимой репрессии на пласт. - Будет расти по мере движения флюида вверх по открытому стволу за счет снижения гидростатического давления над ним. - Будет снижаться по мере прохождения флюида мимо башмака. - Будет оставаться примерно постоянным после того, как флюид зайдет в обсадную колонну (при постоянной плотности раствора). 60 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» МЕТОД БУРИЛЬЩИКА Давление в КП на устье, необходимое для поддержания постоянного давления на забой зависит от типа и состава притока, фактического объема притока, изменения высоты притока в стволе скважины. В реальной ситуации ничего этого достоверно не известно. Поэтому, только давление в трубах на устье может использоваться для контроля забойного давления в процессе удаления притока. Бурильные трубы заполнены условно однородным буровым раствором известной плотности, поэтому трубный манометр может служить достаточно надежным индикатором для корректного управления давлением. Чтобы успешно вымыть приток и сохранить давление на забое постоянным, нужно не менять плотность раствора, скорость работы насоса и поддерживать давление в трубах не ниже давления ICP. Циркуляция может быть остановлена в любой момент времени, но закрытие дросселя должно производиться только при поддержании постоянного давления в КП на устье по мере уменьшения скорости работы насоса. Давление в трубах на устье после закрытия должно остаться таким же, как и было, то есть близким к SIDPP. Метод Бурильщика часто называют двухстадийным методом. Это связано с тем, что данный метод проводится в 2 стадии и подразумевает 2 цикла циркуляции – удаление притока и замена раствора в скважине на раствор плотности глушения. ПЕРВЫЙ ЦИКЛ ЦИРКУЛЯЦИИ ПО МЕТОДУ БУРИЛЬЩИКА Цель – вымыть приток, используя имеющийся в скважине раствор. Насос выводится на режим глушения, при этом давление стабилизации в КП (SICP) поддерживается постоянным. Достигается начальное давление циркуляции в трубах (ICP). Газ вымывается из ствола скважины при поддержании постоянного начального давления циркуляции в трубах (ICP). Насос постепенно отключается, при этом давление в КП поддерживается постоянным, скважина закрывается. При закрытой скважине манометры труб и КП должны показывать одинаковые значения. После завершения первой стадии и закрытия скважины стабилизировавшееся давление в КП не должно превышать стабилизировавшееся давление в бурильных трубах. Если давление в КП выше, чем в трубах это может говорить о том, что приток не был полностью удален или же в процессе циркуляции был получен дополнительный приток. В таком случае следует повторить процедуру заново. 61 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ВТОРОЙ ЦИКЛ ЦИРКУЛЯЦИИ ПО МЕТОДУ БУРИЛЬЩИКА Цель – заменить имеющийся в скважине раствор на раствор глушения и восстановить первичный контроль скважины. Насос выводится на режим глушения, при этом давление в КП поддерживается постоянным. Давление в трубах должно установиться на значении не ниже начального давления циркуляции (ICP). Давление в КП поддерживается постоянным до тех пор, пока раствор глушения не достигнет долота. После того как раствор глушения достиг долота, установившееся давление в трубах поддерживается постоянным вплоть до выхода раствора глушения на устье. Насос отключается, скважина закрывается. При закрытой скважине давления в трубах и КП должны равняться нулю. Преимущества Метода Бурильщика: - единственный вариант, если нет (или недостаточно) утяжелителя раствора; - применяется при ограниченных возможностях блока приготовления раствора, не требует длительного периода ожидания; - циркуляция возобновляется незамедлительно; - не допускается значительной миграции газа; - простота расчетов. Недостатки Метода Бурильщика: - скважина продолжительное время находится под избыточными давлениями; - высокое давление на стояке более продолжительное время; - высокое давление в КП на устье. МЕТОД ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ Цель – вымыть приток пластового флюида (одновременно заменяя раствор, имеющийся в скважине, на раствор глушения) и восстановить первичный контроль. Насос выводится на режим глушения, при этом давление стабилизации в КП (SICP) поддерживается постоянным. Достигается начальное давление циркуляции в трубах (ICP). После этого закачка раствора глушения контролируется по графику изменения давления в трубах, пока раствор не достигнет долота, и давление в трубах не снизится до значения конечного давления циркуляции (FCP). Для проверки того, что раствор глушения достиг долота, допускается остановить 62 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» циркуляцию и закрыть скважину. После закрытия давление в трубах на устье должно равняться нулю. После того как раствор глушения достиг долота, конечное давление циркуляции в трубах (FCP) поддерживается постоянным вплоть до выхода раствора глушения на устье. Насос отключается, скважина закрывается. При закрытой скважине давления в трубах и КП должны равняться нулю. Преимущества Метода Ожидания и Утяжеления: - меньше времени работы дросселя и другого оборудования под давлением; - при большой протяженности необсаженного ствола – меньше вероятность вызвать разрыв пласта и поглощение; - быстрее снижается давление на стояке. Недостатки Метода Ожидания и Утяжеления: - миграция газа может создать дополнительные трудности, пока идет приготовление утяжеленного раствора; - повышенный риск обвалов ствола и прихватов из-за выпадения шлама или агрессивных пластов, пока идет приготовление утяжеленного раствора. ПРОВЕРКА ДАВЛЕНИЙ ПОСЛЕ ЗАВЕРШЕНИЯ ПРОЦЕДУРЫ После завершения глушения крайне важно убедиться, что процедура была проведена корректно. Если устьевые манометры показывают нулевые значения – скважина была заглушена успешно. Если на манометрах давления одинаковые, но не равны нулю, скорее всего плотность раствора глушения недостаточна. Если давление в КП превышает давление в трубах – вероятно в скважину поступил дополнительный приток. В обоих случаях открывать скважину нельзя, а следует восстановить циркуляцию и выполнить процедуру повторно. МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ Внимание! Открытие скважины возможно только при нулевых давлениях на устье! 1. Плавно открыть штуцер и наблюдать за выходом раствора. 2. При отсутствии перелива можно приступить к открытию превентора. 3. Открыть превентор и проверить скважину на перелив. 4. Если перелива нет – нужно как можно быстрее восстановить циркуляцию для увеличения забойного давления. 63 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» КАРТА ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ Карта глушения является необходимым и при этом удобным инструментом для проведения процедуры ликвидации ГНВП. Целью заполнения карты является расчет основных параметров, необходимых для обеспечения корректной процедуры вымыва притока при ГНВП и глушения скважины утяжеленным буровым раствором. Для заполнения карты необходимы следующие исходные данные: - глубина скважины по вертикали и по стволу (инструменту); - фактическая длина, удельный объем бурильных труб и элементов КНБК; - давление прокачки на пониженной подаче насоса; - плотность раствора в скважине; - максимально допустимая плотность; - максимально допустимое давление в КП на устье закрытой скважины (MAASP); - объем притока; - давления стабилизации в трубах (SIDPP) и в КП (SICP). При расчете давлений и плотностей используются значения глубин по вертикали; при расчете объемов, ходов насоса и времени прокачки используются значения глубин по стволу. ПРИМЕРНАЯ ПРОЦЕДУРА ЗАПОЛНЕНИЯ КАРТЫ ГЛУШЕНИЯ 1. Внести все исходные данные в карту глушения. 2. Рассчитать внутренние объемы труб (в литрах) по формуле: Удельный внутренний объем труб (л⁄м) × Длина труб (м) 3. Рассчитать объемы кольцевого пространства (в литрах) по формуле: Удельный внутренний объем КП (л⁄м) × Длина труб (м) 4. Рассчитать число ходов насоса (в ходах), требуемое для прокачки объемов труб и КП: Объем (л) Подача насоса (л⁄ход) 5. Рассчитать время (в минутах), необходимое для прокачки объемов труб и КП: Число ходов насоса (ходов) Скорость прокачки (ход⁄мин) 64 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 6. Рассчитать плотность раствора глушения (кг/л) по формуле: Плотность раствора в скважине (кг⁄л) + 7. Давление стабилизации в трубах (бар) ГСВ (м) × 0.0981 Рассчитать начальное давление циркуляции (ICP): Давление прокачки насоса (бар) + Давление стабилизации в трубах (бар) 8. Рассчитать конечное давление циркуляции (FCP): Давление прокачки (бар) × 9. Плотность раствора глушения (кг⁄л) Плотность раствора в скважине (кг⁄л) Рассчитать разницу между начальным и конечным давлением циркуляции: Начальное давление циркуляции (бар) − Конечное давление циркуляции (бар) 10. Рассчитать снижение давления в трубах при закачке утяжеленного раствора на каждые 100 ходов насоса (бар/100 ходов): Разница между начальным и конечным давлением циркуляции (бар) × 100 Объем бурильной колонны (в ходах насоса) 11. Построить график и таблицу изменения давления циркуляции в трубах от начального (ICP) до конечного (FCP) на каждые 100 ходов насоса. МЕТОД ПРЯМОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ Данный метод может быть использован в случаях, когда плотность имеющегося раствора в скважине достаточна для уравновешивания пластового давления (например, при поступлении притока из-за свабирования). Цель – вымыть приток пластового флюида, используя имеющийся в скважине раствор (буровой). Раствор закачивается в трубы (или НКТ) с выходом через КП (затруб) на устье. Насос выводится на режим при поддержании давления в КП не ниже SICP. Достигается начальное давление циркуляции в трубах (ICP). Циркуляция продолжается, при поддержании постоянного давления в трубах (ICP), до тех пор, пока пластовый флюид не будет удален из скважины. Насос плавно отключается, скважина закрывается. В закрытой скважине давления в трубах и КП должны равняться нулю. 65 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Преимущества Метода Прямой циркуляции: - при прямой циркуляции возникают меньшие гидродинамические сопротивления, чем при обратной циркуляции; - не требует дополнительных обвязок устьевого оборудования; - не подвергает пласт контакту с жидкостью заканчивания (при КРС). Недостатки Метода Прямой циркуляции: - требует больше времени по сравнению с обратной циркуляцией; - если пластовый флюид – газ, возникает вероятность повреждения изношенной колонны из-за высоких устьевых давлений в КП; - низкая эффективность очистки ствола по причине меньшей скорости потока в КП. МЕТОД ОБРАТНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ Данная процедура является стандартной для работ, связанных с капитальным и подземным ремонтом и производится для глушения скважин, заполненных пластовым флюидом, перед проведением планируемых ремонтных процедур. Цель – заменить пластовый флюид в скважине на рабочий раствор (раствор глушения). Раствор закачивается в КП (затруб) с выходом через трубы (НКТ). Перед глушением скважины необходимо рассчитать объем прокачки и плотность раствора глушения. Обвязать манифольд насоса для закачки раствора в КП (затруб). Насос плавно выводится на режим глушения при поддержании постоянного давления стабилизации в НКТ (SITP). После вывода на режим, циркуляция продолжается с поддержанием установившегося давления в КП После перевода скважины на раствор глушения насос отключается, скважина закрывается. В закрытой скважине давления в трубах и КП должны равняться нулю. Преимущества Метода Обратной циркуляции: - сокращение общего времени циркуляции для глушения скважины по сравнению с методом прямой циркуляции; - меньшие давления на слабый пласт/эксплуатационную колонну, чем при прямой циркуляции; - высокая эффективность вымыва твердых примесей. Недостатки Метода Обратной циркуляции: - пласт подвергается более высоким давлениям (из-за гидравлических потерь в НКТ), что может привести к поглощению раствора или гидроразрыву пласта; - возможен резкий рост давления в НКТ за счет расширения газа; - необходимость обвязки дросселя с НКТ. 66 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД Стандартные методы глушения скважин (Метод Бурильщика и Метод Ожидания и Утяжеления) могут быть реализованы только посредством циркуляции. Объемный метод удаления притока используется, как правило, когда нет возможности осуществить циркуляцию: - в скважине отсутствует колонна труб; - ГНВП обнаружено во время СПО и нет возможности спустить бурильную колонну до забоя; - забиты насадки долота; - в скважину спущено каротажное оборудование; - имеет место промыв бурильной колонны и пр. При реализации Объемного Метода пластовый флюид мигрирует к устью под контролем, при этом забойное давление поддерживается постоянным (не ниже пластового). Процедура должна выполняться высококвалифицированным персоналом, обладающим специальными практическими навыками. После стабилизации давления в КП на устье необходимо определить начальное рабочее давление на дросселе (бар): Давление стабилизации в КП (SICP) + Давление безопасности + Рабочее давление Задача оператора на дросселе – стравливать расчетные объемы раствора, эквивалентные росту давления в КП в рамках выбранного рабочего диапазона. Интервал предположительного местоположения притока (м) должен определяться с использованием следующей формулы: Приращение давления на устье в КП (бар) 0.0981 × Плотность раствора (кг⁄л) Объем раствора для стравливания (л) определяется как: Рабочее давление (бар) × Удельный объем КП (л⁄м) Градиент раствора (бар⁄м) При проведении процедуры важно следить за герметичностью поверхностного оборудования. Во время процедуры стравливания нельзя допускать значительные колебания установившегося давления в КП на устье. Это обеспечивается путем максимально аккуратной коррекции степени открытия дросселя. Процедура повторяется после каждого роста давления в КП на устье в интервале рабочего диапазона до тех пор, пока газ достигнет дросселя. Когда газовая пачка подойдет к дросселю – давление на устье в КП будет максимальным! Дальнейшие действия будут зависеть от конкретной ситуации с учетом величины давления на устье, наличия специального оборудования, положения бурильной колонны в скважине и пр. Как правило, применяют процедуру нагнетания и стравливания. 67 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» МЕТОД НАГНЕТАНИЯ И СТРАВЛИВАНИЯ После того как газовая пачка достигнет дросселя необходимо подготовить линию глушения к закачке бурового раствора. Объем для закачки (л) рассчитывается как: Рабочее давление (бар) × Удельный объем КП (л⁄м) Градиент раствора (бар⁄м) Как правило, в данной формуле, будет использоваться удельный объем КП в зоне размещения бурильных труб в обсадной колонне. После нагнетания расчетного объема раствора и ожидания роста давления в КП на величину рабочего диапазона приступают к удалению газа – стравливают давление равное двум рабочим диапазонам. Процедуру выполняют до полного удаления газа из скважины. По окончании процедуры стравливания объем раствора в приемном мернике должен быть таким же, как и после закрытия скважины плюс первоначальный объем притока. Теперь давление в КП на устье может быть использовано для расчета плотности раствора глушения. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИНЫ «В ЛОБ» Метод подразумевает непрерывную закачку раствора плотности глушения. В бурении применяется, когда есть существенный риск превышения максимально допустимого давления на устье, отсутствует (в случае проявления сероводорода) или повреждено оборудование для вымыва притока. Приток закачивается в зоны слабых пластов открытого ствола. Данный метод наиболее часто применяется при проведении операций по обслуживанию эксплуатационных скважин. Применяется, когда в скважине отсутствует инструмент; отсутствует гидравлическая связь между трубами и КП; промыта или повреждена колонна труб. Цель метода – вытеснить пластовый флюид в поглощающий пласт. Для реализации требуется: 1. Рассчитать максимально допустимое начальное и конечное давления на устье (пластовое ограничение): [Макс. доп. плотность раствора (кг⁄л) − Плотность флюида (кг⁄л)] × 0.0981 × ГСВ (м) 2. Рассчитать максимально допустимые давления на устье (пределы прочности НКТ или обсадной колонны (что меньше)): Начальное давление (бар): [Предел прочности НКТ (ОК)(бар) − Пластовое давление (бар)] + Давление на устье (бар) Конечное давление (бар): Предел прочности НКТ (ОК)(бар) − Гидростатическое давление (бар) 3. Произвести расчет объема НКТ/ОК (л): Удельный внутренний объем НКТ (ОК) (л) × ГСИ(м) 68 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 4. Рассчитать число ходов насоса: Объем НКТ(ОК) (л) Подача насоса (л⁄ход) 5. Построить график изменения давлений. В процессе глушения скважины Супервайзер должен корректно выбирать требуемую подачу насоса, т.к. вероятна ситуация, когда в скважине будет происходить миграция газа. Слишком низкая подача насоса может привести к тому, что скорость циркуляции будет значительно ниже скорости миграции притока вверх по стволу, что в свою очередь приведет к росту давления на устье. Преимущества Метода глушения скважины в «лоб»: - небольшая продолжительность глушения скважины; - невысокие устьевые давления; - не требует использования штуцера; - простота применения; - быстрое снижение давления на устье; - не вызовет гидроразрыв пласта (при соблюдении необходимых процедур). Недостатки Метода глушения скважины в «лоб»: - необходимо учитывать состояние перфорации, при загрязнении этой зоны могут возникать высокие давления вплоть до блокировки закачки раствора; - при наличии слабых пластов возникает вероятность гидроразрыва; - возникает вероятность повреждения изношенной колонны из-за высоких устьевых давлений в трубах/КП; - необходимо учитывать совместимость пласта с жидкостью глушения. 69 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 14. ВОЗМОЖНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП ЗАКУПОРКА НАСАДКИ ДОЛОТА Закупорка насадки долота обнаруживается по интенсивному росту давления в трубах, при этом давление в КП изменяется незначительно. Рекомендуется остановить циркуляцию, закрыть дроссель. Циркуляция возобновляется при поддержании постоянного давления в КП. После вывода насоса на рабочий режим необходимо зафиксировать установившееся давление в трубах и КП и продолжить глушение с учетом новых значений. ВЫХОД ИЗ СТРОЯ БУРОВОГО НАСОСА Во время циркуляции возможен выход из строя бурового насоса. Проблема обнаруживается по интенсивному снижению давлений в трубах и КП. Рекомендуется закрыть дроссель. Циркуляция возобновляется вторым насосом, при поддержании постоянного давления в КП. Продолжить циркуляцию согласно расчетам в карте глушения. ПОТЕРЯ НАСАДКИ ДОЛОТА Проблема обнаруживается по интенсивному падению давления в трубах, при этом давление в КП изменяется незначительно. Рекомендуется остановить циркуляцию, закрыть дроссель. Циркуляция возобновляется при поддержании постоянного давления в КП, после вывода насоса на режим – зафиксировать установившееся давление в трубах и КП и продолжить процедуру с учетом новых значений. ПРОМЫВ ДРОССЕЛЯ В процессе глушения возможен промыв дросселя. Данная ненормальность обнаруживается по снижению давления в КП и трубах, и невозможности удержания давления дросселем. Рекомендованным первоочередным действием является остановка насоса и закрытие задвижки перед дросселем. После устранения проблемы восстановить циркуляцию при поддержании постоянного давления в КП, зафиксированного до момента неполадки и продолжить процесс глушения. ЗАКУПОРКА ДРОССЕЛЯ Наиболее опасной с позиции вероятности гидроразрыва пласта является засорение дросселя шламом или гидратами. Эта неполадка ведет к резкому увеличению давления в КП и в трубах. Необходимо как можно быстрее остановить циркуляцию и закрыть задвижку перед дросселем. Циркуляция восстанавливается через запасной дроссель при поддержании постоянного давления в КП, зафиксированного до момента неполадки. 70 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» УТЕЧКА В ПРЕВЕНТОРЕ Во время глушения скважины необходим постоянный контроль блока превенторов (фланцевые соединения, контрольное отверстие превентора, герметичность плашек), линий глушения, дросселирования, циркуляционной системы. При обнаружении утечек в системе необходимо как можно быстрее остановить циркуляцию и закрыть скважину. ПРОМЫВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Определяется по снижению давления на манометре труб, что в свою очередь может привести к следующим последствиям: - невозможность удалить приток (циркуляция осуществляется выше зоны притока); - обрыв бурильной колонны (невозможность применения стандартных методов глушения скважины); - невозможность использования карты глушения при методе ожидания утяжеления и методе бурильщика (отсутствие контроля прокаченного объема); - сложность интерпретации устьевых давлений. ПЕРЕПОЛНЕНИЕ ГАЗОСЕПАРАТОРА Самой важной характеристикой любого газосепаратора является максимальное рабочее давление (зависит от размеров, высоты гидрозатвора, плотности раствора, диаметра линии отвода газа). Во время удаления притока из скважины буровому персоналу необходимо вести постоянное наблюдение за показаниями манометра, который установлен на линии отвода газа. Это позволит не допустить попадания газа через гидрозатвор в зону нахождения бурового персонала. При достижении максимального рабочего давления в газосепараторе Супервайзер может попытаться снизить его за счет снижения подачи насоса. В случае попадания газа в гидрозатвор необходимо срочно остановить циркуляцию и закрыть дроссель. Для продолжения глушения скважины необходимо заполнить гидрозатвор чистым негазированным раствором. ПРОБЛЕМЫ В БЛОКЕ ПРИГОТОВЛЕНИЯ РАСТВОРА При утяжелении раствора во время глушения скважины могут возникать проблемы связанные с выходом из строя оборудования (гидравлического смесителя, гидравлического пистолета, миксера, механизмов подачи утяжелителя к гидроворонке), что в свою очередь может привести к осложнениям, которые затруднит проводимую процедуру. Члены буровой вахты должны следить за состоянием и исправностью оборудования. 71 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 15. СПУСК ТРУБ В СКВАЖИНУ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ПОНЯТИЕ СТРИППИНГА Спуск бурильной колонны в скважину под давлением, когда скважина закрыта в результате проявления, и вес бурильной колонны достаточен для преодоления силы давления из скважины, называют стриппингом. ПРИЧИНЫ ДЛЯ СТРИППИНГА Во время буровых работ при проведении СПО может возникнуть ГНВП. Причем, по статистическим данным ГВНП при подъеме происходит значительно чаще, чем при других штатных буровых операциях. Опасность ситуации состоит в том, что применение стандартных методов глушения в данной ситуации не применимо, поскольку бурильная колонна не на забое и пластовый флюид может находиться ниже КНБК. В данной ситуации применяют процедуру спуска бурильной колонны в скважину под давлением. СИЛЫ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ После герметизации устья в результате ГНВП и стабилизации давлений важным условием является наличие в скважине необходимого веса бурильной колонны для процедуры стриппинга. Для этого нужно произвести расчет, достаточен ли вес колонны для преодоления силы давления из скважины. Сила давления из скважины (кгс) определяется по формуле: Площадь поперечного сечения (см2 ) × Давлениев КП на устье (бар) Вес бурильной колонны в скважине (кг): Удельный вес колонны (кг⁄м) × Длина колонны (м) × Коэффициент плавучести Достаточный вес бурильной колонны – основное условие возможности проведения процедуры стриппинга. Важно учитывать коэффициент плавучести, т.к. вес бурильной колонны на поверхности и в скважине будет различным. Данная величина напрямую зависит от плотности раствора и плотности металла труб в скважине: Плотность металла (кг⁄л) − Плотность раствора (кг⁄л) Плотность металла (кг⁄л) При планировании операции стриппинга необходимо учитывать технические характеристики универсального превентора (состояние пакера, его температурный диапазон применения, совместимость с типом бурового раствора), поскольку он испытывает основную нагрузку при проведении данной процедуры. Если веса бурильной колонны недостаточно, процедура стриппинга невозможна. Для этой ситуации применяют операцию снаббинга, с использованием специальных гидравлических установок, которые позволяют осуществить спуск инструмента в скважину под давлением. 72 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ ПРОЦЕДУРЫ - Настроить устьевое оборудование (ПВО, линии к блоку дросселирования, линии к приемной емкости); - довести до бурового персонала порядок действий (наращивание бурильной колонны, снижение давления в камере закрытия универсального превентора, стравливание расчетного объема раствора, долив раствора в трубы, контроль общего объема в приемной емкости, наблюдение за устьевыми давлениями); - довести до бурового персонала порядок действий в нестандартных ситуациях. ПРОЦЕДУРА СТРИППИНГА Зафиксировать текущий забой инструмента, давления стабилизации, объем притока; Выполнить необходимые расчеты: 1. Определить возможность проведения процедуры стриппинга при существующих условиях (вес бурильной колонны должен превышать силу давления из скважины). 2. Определить приблизительную высоту притока (м) по формуле: Объем притока (л) Удельный объем КП (л⁄м) 3. Приращение высоты притока после спуска колонны до забоя (м): Высота притока (м) × Удельный объем труб (л⁄м) Удельный объем КП (л⁄м) 4. Рассчитать ожидаемое увеличение давления в КП после спуска бурильной колонны до забоя : (Плотн. раствора (кг⁄л) − Плотн. флюида (кг⁄л)) × 0.0981 × Приращение высоты(м) 5. Рассчитать начальное рабочее давление в КП на устье (бар): SICP (бар) + Давление безопасности (бар) + Рабочее давление(бар) 6. Определить объем раствора для стравливания после спуска свечи бурильной трубы (л): Удельный объем трубы(л⁄м) × Длина одной свечи (м) Настроить устьевое оборудование. Снизить давление в универсальном превенторе до рекомендованного производителем. В зависимости от состояния герметизирующего элемента универсального превентора давление может отличаться от 73 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» рекомендованного. Основная задача – регулировать давление таким образом, чтобы обеспечить адекватную смазку труб буровым раствором, при этом, не допуская значительных утечек. Во избежание повреждения герметизирующего элемента универсального превентора необходимо контролировать техническое состояние спускаемых труб. Приступить к спуску бурильных труб при закрытой скважине, непрерывно контролируя рост давления на устье с целью предотвращения гидроразрыва пласта и выхода из строя поверхностного оборудования. После спуска свечи труб необходимо стравить расчетный объем раствора. Долить буровой раствор в трубы. Постоянно следить за герметичностью поверхностного оборудования. Необходимо учитывать, что во время входа КНБК в пластовый флюид давление на устье возрастет из-за изменения высоты притока, даже при правильном выполнении операции стравливания. Во время процедуры стриппинга может происходить миграция флюида (зависит от типа проявления). Это можно определить по росту устьевого давления при корректном стравливании расчетного объема раствора. 74 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 16. БУРЕНИЕ СКВАЖИН В ВЕРХНИХ ИНТЕРВАЛАХ ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПРИЧИНЫ АНОМАЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ Под бурением в верхних интервалах (top hole drilling) обычно понимают бурение скважины от устья до глубины спуска кондуктора (в некоторых случаях до спуска 1ой технической колонны). Газ с небольших глубин (shallow gas) – это скопления природного газа, которые могут встречаться на глубинах выше глубины спуска первой обсадной колонны, и характеризуются аномально высоким пластовым давлением, способным вызвать гидроразрыв пласта, разрушение устья, образование грифонов и пр. при попытке герметизации устья штатными средствами ПВО. То же касается и приповерхностных вод (shallow water), являющихся серьезной проблемой на многих морских месторождениях. Причины образования таких скоплений имеют различный характер: геологические (тектонические процессы, флюидодинамические процессы, движение участков земной коры), техногенные (межпластовые перетоки, некачественное цементирование соседних скважин). Как правило, скопления такого газа аккумулированы в приповерхностных осадочных породах с высокими значениями пористости и проницаемости и имеют относительно небольшое превышение градиента нормального пластового давления. Бурение в таких пластах требует крайней осторожности по причине сложности раннего обнаружения ГНВП. Газ способен исключительно быстро поступить в ствол скважины и достигнуть устья. Еще на стадии проектирования разработки месторождений стараются по возможности избегать заложения скважино-точек на потенциально опасных площадях. Тем не менее, нельзя полностью исключить вероятность наличия газа с небольших глубин на любых месторождениях ввиду крайне сложного прогнозирования таких проблем. При поступлении газа с небольшой глубины время на реакцию существенно ниже. Так как глубина скважины пока еще не большая и гидростатическое давление не высокое, поэтому газ может оказаться на поверхности очень быстро. Газ с небольшой глубины можно обнаружить, непрерывно контролируя скорость потока и уровень в емкостях, как с помощью приборов, так и визуально. Также необходимо вести наблюдение за давлением на насосе. Если давление на насосе не повышается при увеличении скорости его работы, то это тоже может указывать на поступление газа с небольшой глубины. БУРЕНИЕ ВЕРХНЕГО ИНТЕРВАЛА И ПРИЧИНЫ ГНВП При разбуривании верхних интервалов газ может оказаться в стволе скважины по нескольким причинам. К примеру, в результате попадания в линзу с АВПД, если бурение проводится на месторождении с небольшой глубиной залегания продуктивного пласта; если бурение проводится на разрабатываемых месторождениях, где газ на небольшой глубине может оказаться в результате некачественного цементирования, или в результате межколонных перетоков. Во время бурения в скважине может нарушиться баланс между гидростатическим и забойным давлением и начаться ГНВП. Причинами этого может являться недостаточная плотность раствора, поступление фонового газа, поглощения, свабирование, поршневание и пр. 75 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГНВП НА НЕБОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ Профилактические мероприятия, направленные на снижение рисков ГНВП на небольших глубинах в целом повторяют таковые для штатных процедур глубокого бурения: Контроль механической скорости проходки (МСП): МСП следует ограничивать, чтобы предотвратить накопления большого количества шлама в КП, что может привести к гидроразрыву пласта и катастрофическому поглощению раствора. Необходимо предотвратить накопления в стволе скважины газа, поступившего с выбуренной породой, чтобы не допустить перелива раствора через устье. При очистке раствора нужно соблюдать осторожность и не допускать полного удаления твердой фазы из раствора, что может привести к снижению гидростатического давления на забой скважины. Строгое соблюдение программы СПО. Предотвращение свабирования при подъеме инструмента. Проверки скважины на перелив всякий раз, когда появляются подозрения на появление притока пластового флюида в скважину. После каждого наращивания необходимо проверять скважину на перелив при бурении в потенциально опасных зонах с возможным приповерхностным залеганием флюидов. Бурение опережающего ствола (пилот-ствола) часто применяют для уменьшения диаметра кольцевого пространства. В результате достигается повышение эквивалентной плотности циркуляции с ограниченной производительностью циркуляции. Обязательно постоянно следить за объемом раствора в мерниках и его плотностью. Все измерительные приборы должны быть откалиброваны и находиться в рабочем состоянии, чтобы можно было своевременно обнаружить любое отклонение в объемах и реологических свойствах раствора, находящегося в циркуляции. Обычно самым надежным датчиком считается расходомер на выходе. В случае неисправности приборов, необходимо выделить дополнительный персонал для слежения за объемом раствора в приемной емкости. Наличие запаса готового утяжеленного раствора как минимум в объеме скважины и др. ОТВЕДЕНИЕ ГАЗА С НЕБОЛЬШИХ ГЛУБИН Главная проблема при обнаружении ГНВП на небольших глубинах заключается в том, что в процессе бурения крайне сложно идентифицировать начала проявления. Это связано, например, с тем, что потенциально опасные пласты имеют крайне различную (иногда очень малую) продуктивность. Также серьезной помехой является то, что обычно при разбуривании верхних интервалов сложно контролировать объем раствора в циркуляции (большое количество породы, фильтрация и пр.) Прежде всего, буровая компания должна обладать заранее разработанным планом действий при обнаружении ГНВП на небольших глубинах. Все члены буровой бригады должны быть письменно проинструктированы о своих обязанностях и действиях при возникновении аварийной ситуации. 76 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Как уже отмечалось ранее, герметизация устья штатными средствами ПВО (если превенторы уже установлены) может привести к разрушению ствола скважины с самыми тяжелыми последствиями. Поэтому нормальная практика борьбы с ГНВП на небольших глубинах предполагает использование специального оборудования – диверторных систем для отведения притока на безопасное расстояние от буровой площадки. Главное отличие от стандартной процедуры герметизации устья заключается в том, что ни в коем случае нельзя останавливать насос. Это необходимо для создания динамического давления в скважине и снижения, тем самым, интенсивности проявления. Далее открывают диверторную линию (закрывается дивертор) и увеличивают скорость насоса до максимальной. После этого, переключают всасывающую линию насосов на запас утяжеленного раствора в резервных емкостях. Подать сигнал тревоги и обеспечить эвакуацию персонала не занятого в процессе ликвидации ГНВП. Не прекращать циркуляцию до полного прекращения проявления. Система управления дивертором должна периодически проверяться и тестироваться. При включении и выключении дивертора с помощью дистанционного пульта управления, не стоит полагаться на индикаторные лампочки и изменение давлений в системе управления ПВО. Бурильщику следует убедиться визуально в корректности работы диверторной системы. 77 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 17. УЧЕБНО-ТРЕНИРОВОЧНЫЕ ЗАНЯТИЯ В распространенной практике УТЗ проводятся на еженедельной основе или чаще. Задачами УТЗ являются раннее обнаружение ГНВП, отработка действий по герметизации устья, отработка взаимодействия членов буровой вахты при ликвидации ГНВП. Тренировки позволяют ознакомить каждого члена буровой вахты о его позиции на буровой площадке, способах быстрого и правильного реагирования, роли и ответственности при возникновении нештатных ситуаций. В плане проведения УТЗ должны быть отражены пошаговые действия каждого члена буровой вахты при возникновении нештатных ситуаций, а также время, за которое он должен выполнить свои обязанности. Примерные планы УТЗ приведены ниже. Конкретные процедуры могут отличаться от приведенных здесь в зависимости от типа буровой установки, условий бурения, применяемого оборудования, состава буровой вахты и пр. ПРОВЕРКА НА ПЕРЕЛИВ Тренировка выполняется в любое время при бурении на усмотрение Супервайзера. Рекомендованное время (без герметизации) – не более 1 минуты. 1. По сигналу прекратить бурение. 2. Оторвать инструмент от забоя. 3. Остановить вращение (при применении верхнего привода). 4. Остановить насос. 5. Наблюдать за показаниями расходомера, расходом на желобах и уровнем в приемной емкости. 6. По команде «Выброс» предпринять действия по закрытию скважины корректным методом. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ Тренировка выполняется после поднятия КНБК в башмак. Примерная процедура для мягкого метода: 1. Подать сигнал «Выброс». 2. Расположить замковое соединение бурильной колонны над столом ротора. 3. Разгрузить бурильную колонну на клинья. 4. Проверить аварийный шаровой кран на полное открытие. 5. Установить шаровой кран на бурильную трубу. 6. Закрыть шаровой кран. 7. Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования. 8. Приподнять бурильную колонну («взять на вес»). 9. Убрать клинья. 10. Закрыть превентор. 11. Закрыть дроссель. После тренировки фиксируется время, прошедшее от подачи сигнала «Выброс» до закрытия дросселя. Бурильщик оценивает действия каждого члена вахты, проверяет наличие на буровой всех необходимых переводников. 78 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ОТРАБОТКА ПРОЦЕДУРЫ СТРИППИНГА Тренировка выполняется после установки обсадной колонны, до разбуривания башмака. 1. Закрыть превентор на трубе с давлением на устье. 2. Каждый член вахты должен занять соответствующую позицию на буровой. 3. Спускать трубы через закрытый превентор, чтобы проверить работоспособность оборудования. 4. Отработать совместные действия при процедуре стриппинга. По крайней мере, одна смена на каждой скважине должна быть заранее подготовлена к процедуре стриппинга и иметь необходимые навыки. ОТРАБОТКА НАВЫКОВ УПРАВЛЕНИЯ ДРОССЕЛЕМ Тренировка проводится перед разбуриванием башмака каждой колонны. 1. Создать давление на устье при закрытом превенторе. 2. Контролировать дросселем заданное значение давления. 3. Контролировать заданные объемы стравливания. После дросселя должна быть обвязана калиброванная приемная емкость, которая позволит визуально контролировать объем стравливания относительно степени открытия дросселя, скорости потока, давления перед дросселем. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДИВЕРТОРНОЙ СИСТЕМЫ Требования безопасности диктуют необходимость применения полностью автоматических диверторных систем. При включении системы автоматика должна обеспечивать, как минимум, открытие отводной линии для удаления притока на безопасное расстояние от буровой площадки и закрытие герметизирующего элемента дивертора на трубе. Во время тренировки отрабатывают: - скорость перенастройки циркуляции с исходного раствора на утяжеленный; - скорость занятия персоналом требуемых мест дислокации при обнаружении газа с небольших глубин; - скорость прибытия персонала, не занятого в работах по ликвидации ГНВП, в место сбора при чрезвычайных ситуациях, согласно ПЛА; - знание маршрутов эвакуации. ОТРАБОТКА ПРОЦЕДУРЫ РАЗГРУЗКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ НА КЛИНЬЯ Тренировка проводится в любой момент времени при СПО, когда КНБК находится в обсадной колонне. 1. Установить элеватор выше стола ротора (чтобы замковое соединение было выше стола ротора). 2. Установить клинья (ручные или пневматические). 3. Плавно разгрузить бурильную колонну на клинья (наблюдать за снижением веса на индикаторе). 4. Опустить элеватор ниже муфты над столом ротора. 5. Открыть элеватор. Для того чтобы поднять бурильную колонну с клиньев – закрыть элеватор на трубе, плавно поднять бурильную колонну, наблюдая за показаниями индикатора веса. 79 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» РАННЕЕ ОБНАРУЖЕНИЕ И БЫСТРОЕ РЕАГИРОВАНИЕ Главная задача Бурильщика с точки зрения предупреждения ГНВП – это своевременное реагирование и быстрое исполнение первоочередных действий. Бурильщик должен самостоятельно, не дожидаясь распоряжения руководства, предпринять меры по скорейшему закрытию скважины в случае обнаружения прямых признаков ГНВП. Быстрота реакции Бурильщика позволит минимизировать: - объем притока пластового флюида; - давление на устье закрытой скважины; - риск повреждения устьевого оборудования; - риск гидроразрыва пород в стволе скважины; - риски, связанные с безопасностью персонала и здоровья людей и пр. 80 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 18. РИСК-МЕНЕДЖМЕНТ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РИСКОВ И ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ Основным документом буровой компании в части прогнозирования рисков и планирования мероприятий по обнаружению и ликвидации ГНВП является План локализации и ликвидации последствий аварий – ПЛА (Kill Plan). ПЛА должен предусматривать, как минимум: возможные аварии и места их возникновения; условия, опасные для жизни и здоровья людей; мероприятия по спасению людей; первоочередные действия при авариях; мероприятия по ликвидации аварий и т.д. В части предупреждения и ликвидации ГНВП при планировании следует: разработать пошаговые процедуры действий членов буровой вахты; четко обозначить роль и ответственность каждого члена буровой вахты; разработать процедуру обмена информации между персоналом и пр. На этапе планирования/проектирования каждой скважины необходимо предусмотреть также как минимум: процедуру включения диверторной системы (при ее использовании); управление скважиной при миграции газа; процедуры по предупреждению и ликвидации прихватов; процедуры по предупреждению и ликвидация поглощений и т.д. В обязанности Супервайзера на этапе планирования входит непосредственное участие в разработке аварийных мероприятий, учет технических аспектов, привлечение экспертов, мотивация персонала и др. ОБЯЗАННОСТИ И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ Планирование предполагает четкое представление каждым работником своих должностных обязанностей и ответственности в любой потенциально опасной ситуации. В комплекс мероприятий должны входить как минимум: - организация теоретической подготовки; - тренинги и УТЗ; - проверка знаний ПЛА; - отработка первоочередных действий при ГНВП; - соблюдение субординации; - взаимный контроль; - регулярное проведение планерок и летучек. РЕАГИРОВАНИЕ НА ИЗМЕНЕНИЯ ПРИ РАБОТАХ ПО ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Проблемы и ошибки при ликвидации ГНВП (Problems & Mistakes): - Неправильная плотность раствора; - Отсутствие контроля скорости работы насосов; - Неправильная установка сигнализаторов; - Повреждение оборудования; - Отключение электроэнергии; - Изменение погодных условий и т.д. Условия для прерывания процедуры ликвидации ГНВП (Stopping Points): - невозможность поддержания забойного давления; - давления на устье не соответствуют ожидаемым (расчетным); - изменения объемов в емкостях не соответствуют ожидаемым; - остановки для проверки давлений и наблюдения за скважиной и пр. 81 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПРОБЛЕМЫ ПРИ ЦИРКУЛЯЦИИ ВО ВРЕМЯ ЛИКВИДАЦИИ ГНВП Вероятные проблемы при ликвидации ГНВП: - закупорка/промыв дросселя; - закупорка/вылет насадки долота; - промыв бурильной колонны; - поглощение; - приближение давления в КП к максимально допустимому (MAASP); - неисправность/утечки в ПВО и линиях манифольда; - переполнение гезосепаратора и т.д. Причины для быстрого реагирования: - сохранение целостности скважины; - минимизация дополнительного притока; - восстановление забойного давления; - снижение риска повреждения оборудования и пр. Предупреждение гидроразрыва: - проведение испытаний пластов; - расчет давления гидроразыва; - выбор метода ликвидации ГНВП; - контроль давления на устье; - расчет объемов и ходов насоса для прокачки в открытом стволе; - знание принципов изменения давлений на слабый пласт; - информирование Супервайзера при опасности превышения MAASP; - процедуры стравливания давления и т.д. Контроль давления на забое: - начальное и конечное давление циркуляции; - изменение скорости работы насоса; - изменение плотности раствора; - восстановление циркуляции и отключение насоса; - реакция дросселя и т.д. ПЕРЕДАЧА И ОБМЕН ИНФОРМАЦИЕЙ - при пересменках; - при перевахтовках; - информирование руководства; - разработка системы хенд-оверов и отчетов; - составление и утверждение актов, протоколов; - выдача наряд-допусков и т.д. ПЛАНИРОВАНИЕ ДЕЙСТВИЙ ПРИ ЧС - аварийная сигнализация; - действия при возгораниях, разрушении оборудования под давлением; - первая доврачебная помощь; - подача сигнала «Выброс»; - маршруты эвакуации и места сбора при ЧС; - направления эвакуации относительно погодных условий; - использование средств индивидуальной защиты и т.д. 82 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 19. ОБОРУДОВАНИЕ (Equipment) СБОРКИ ПРЕВЕНТОРОВ И УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ (BOP stack, stack valves and wellhead components) Сборка превенторов представляют собой совокупность превенторов, катушки (крестовины), задвижек и прочих элементов оборудования, устанавливающаяся сверху колонной головки для обеспечения герметизации устья и проведения процедур по ликвидации ГНВП. Конкретный набор элементов оборудования в сборке и тип колонной головки зависят от ряда факторов, определяющими из которых являются максимально ожидаемое давление на устье и содержание сероводорода в пластовом флюиде. В сборках рекомендуется использовать уплотнительные кольца использующие помощь давления из скважины. Все элементы ПВО соответствуют используемым в индустрии значениям номинального рабочего давления, представленным в таблице: Обозначение Номинальное рабочее давление Pressure designation Rated working pressure 2K 3K 5K 10K 15K 20K 25K 30K 2,000 psi (13.79 MPa, 138 бар) 3,000 psi (20.68 MPa, 207 бар) 5,000 psi (34.47 MPa, 345 бар) 10,000 psi (68.95 MPa, 690 бар) 15,000 psi (103.42 MPa, 1034 бар) 20,000 psi (137.90 MPa, 1380 бар) 25,000 psi (172.37 MPa, 1724 бар) 30,000 psi (206.84 MPa, 2069 бар) В международной практике также принято унифицированное обозначение элементов сборки: A (Annular) – Универсальный превентор (ПУГ); G (Rotating Head) – Вращающаяся головка; R, Rd, Rt (Single Ram, Double Ram & Triple BOP’s) – одиночный, двойной и тройной плашечный превенторы; S (Drilling Spool) – буровая катушка (крестовина). Важно: При выборе сборки превенторов в первую очередь должно соблюдаться условие – номинальное рабочее давление плашечного превентора должно превышать максимально ожидаемое давление на устье (MASP)! Внимание: Номинальное рабочее давление всей сборки всегда определяется по элементу в ней, имеющему наименьшее номинальное рабочее давление! 83 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» КОЛОННАЯ ГОЛОВКА (Casing Head) Колонная головка обеспечивает изоляцию межколонных пространств на устье скважины. При бурении скважины на ней монтируется колонна превенторов. По конструкции колонные головки подразделяются на колонные фланцы, которые устанавливаются на кондуктор при помощи резьбы или сварки, и собственно колонные головки в виде переводных катушек, имеющих верхний и нижний фланец. Сбоку колонные головки имеют в корпусе отверстия для установки задвижек и фланцев, используемых для контроля межколонных давлений. Номинальное рабочее давление головки не должно быть ниже максимально ожидаемого давления на устье. Боковые фланцы не должны использоваться для подключения линий дросселирования и глушения при ликвидации ГНВП. БУРОВАЯ КАТУШКА (ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ КРЕСТОВИНА) (Drilling Spool) Используется для подключения линий глушения и дросселирования к сборке превенторов. Представляет собой элемент оборудования, оснащенный двумя боковыми фланцевыми отводами. Служит для обеспечения циркуляции через дроссельный манифольд при операциях, связанных с ликвидацией ГНВП, а также для нагнетания жидкости в КП от блока глушения. Номинальный диаметр отводов должен быть: не менее 5.08 см (2 дюйма) для обоих отводов в сборках 3К и 5К; один не менее 7.62 мм (3 дюйма) и один не менее 5.08 см (2 дюйма) для сборок от 10К. Вертикальный внутренний проходной диаметр должен иметь тот же размер, что и у превенторов. Номинальное рабочее давление катушки должно соответствовать номинальному рабочему давлению плашечного превентора. ЗАДВИЖКИ БОКОВЫХ ОТВОДОВ (Side outlet valves) Одна из задвижек на боковом отводе должна иметь дистанционное управление. Рекомендованной практикой считается установка в первую очередь (начиная от устья) механической задвижки с ручным управлением. Механическая задвижка в процессе штатных операций должна быть в открытом положении. Гидроуправляемая задвижка является оперативной и должна находиться в закрытом положении. Открытие этой задвижки производится при герметизации устья для чтения давления перед дросселем. 84 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПРОТИВОВЫБРОСОВЫЕ ПРЕВЕНТОРЫ УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ПРЕВЕНТОР Все универсальные превенторы служат для герметизации КП на большинстве (но не на любых) типов труб и оборудования или при открытом проходном отверстии («вглухую»). Также применяются при процедурах стриппинга. Уплотнение достигается за счет сжатия кольцевого герметизирующего элемента (пакера) при подаче гидравлического давления из системы управления ПВО. Давление в превенторе можно регулировать в зависимости от выполняемой операции. Рабочий диапазон –от 34 до 103 бар (от 500 до 1500 psi.). Выбор герметизирующего элемента зависит от типа применяемого раствора и температуры окружающей среды. Наиболее часто применяют пакеры из нитрильной или неопреновой резины и натурального каучука. Повреждения пакера, как правило, связаны с несоблюдением условий эксплуатации (при игнорировании рекомендованных значений давления закрытия на том или ином типе труб). В критических ситуациях большинство производителей допускают аварийную замену пакера непосредственно на трубе. Время закрытия превенторов с номинальным внутренним диаметром до 18 ¾ дюйма должно составлять не более 30 секунд; 18 ¾ дюйма и выше – не более 45 секунд. ПЛАШЕЧНЫЙ ПРЕВЕНТОР Плашечный превентор или комбинация превенторов, установленных на устье, являются основными средствами обеспечения вторичного контроля скважин. Оснащены системами гидравлического привода закрытия и открытия под давлением. Все плашечные превенторы разработаны с учетом возможности применения как дистанционных, так и ручных систем управления. Рабочее давление закрытия плашечного превентора с трубными плашками составляет 103 бар (1500 psi). При закрытии важно, чтобы замковое соединение трубы не было расположено напротив плашек, т.к. это может привести к потере герметичности КП и повреждению превентора. Рабочее давление закрытия на трубе превентора со срезными плашками – 207 бар (3000 psi). Все плашечные превенторы предназначены для удержания давления только снизу. Время закрытия любого плашечного превентора не должно превышать 30 секунд. 85 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Многие плашечные превенторы оснащены выпускным (контрольным) отверстием и аварийным (вторичным) уплотнением штока плашки. В случае разгерметизации уплотнений штока плашки и появления протечки жидкости из скважины или из камеры открытия, выпускное отверстие обеспечит, прежде всего, выход давления в атмосферу. Если обнаружена утечка бурового раствора, значит неисправно уплотнение штока плашки со стороны скважины. Если обнаружена утечка гидравлической жидкости, значит неисправно уплотнение штока плашки со стороны камеры открытия. Обе эти ситуации требуют немедленного прекращения буровых работ и замены неисправных уплотнений. Если же утечка из выпускного (контрольного) отверстия замечена во время закрытия скважины под давлением (при обнаружении ГНВП) необходимо немедленно задействовать аварийное (вторичное) уплотнение штока плашки. Важно иметь в виду, что аварийное уплотнение будет эффективно, только если шток плашки не будет в дальнейшем приводиться в движение. После завершения операций, связанных с управлением скважиной под давлением, требуется разобрать плашечный превентор и устранить неисправности. ТИПЫ ПЛАШЕК В зависимости от назначения наиболее часто применяют: трубные плашки фиксированного диаметра; универсальные плашки (переменного диаметра);глухие плашки или глухие/срезные плашки. Трубные плашки фиксированного диаметра предназначены для герметизации на определенном размере трубы и удержания номинального давления снизу. Позволяют разгружать колонну бурильных труб. Размеры применяемых плашек должны соответствовать размерам труб в бурильной колонне. Универсальные плашки позволяют герметизировать КП на широком диапазоне диаметров труб, имеют более эластичные вкладыши, что в свою очередь ограничивает возможность разгрузки на них бурильной колонны и сокращает срок их эксплуатации. Срезные/глухие плашки предназначены для срезания инструмента с одновременной герметизацией устья. Для осуществления операции срезания труб необходимо подать в манифольд станции управления ПВО полное давление аккумуляторов. 86 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ШАРОВЫЕ КРАНЫ И ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ШАРОВЫЕ КРАНЫ ВЕДУЩЕЙ ТРУБЫ Верхний понопроходный шаровой кран устанавливается между вертлюгом и ведущей трубой. Служит для герметизации трубного канала. Нижний полнопроходный шаровой кран устанавливается непосредственно под ведущей трубой. Его наружный диаметр должен соответствовать наружному диаметру замкового соединения применяемой бурильной трубы. ШАРОВЫЕ КРАНЫ ВЕРХНЕГО ПРИВОДА Верхний кран управляется при помощи пневматической или гидравлической линии. Нижний кран представляет собой обычный полнопроходный шаровой кран (также называемый предохранительным (safety valve)) и обычно управляется вручную при помощи шестигранного ключа. Для перекрытия трубного канала при СПО вместо данных кранов задействуют отдельные аварийные краны (DPSV), находящиеся на полу буровой. Однако интенсивный перелив через трубы может препятствовать установке аварийного крана вручную. В таком случае допускается использовать верхний привод с установленными на нем шаровыми кранами при соблюдении ряда предосторожностей: - сразу после наворота и закрытия нижнего крана верхнего привода, отвернуть верхний привод и навернуть сверху шарового крана аварийный обратный клапан (может понадобиться соответствующий переводник); - как только верхний привод был отвернут, навернуть на место снятого, аварийный шаровой кран. 87 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» АВАРИЙНЫЙ ШАРОВОЙ КРАН ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ Представляет собой обычный полнопроходный шаровой кран, который должен отдельно находиться на полу буровой в легкодоступном месте. Он должен быть в полностью открытом положении и храниться рядом с ключом для его закрытия/открытия. Служит для герметизации трубного канала при обнаружении перелива во время СПО. Кроме того, на полу буровой должны находиться переводники под все размеры труб, применяемые в бурильной колонне. Наружный диаметр крана не должен быть больше диаметр замкового соединения трубы. Важно: Перед спуском бурильной колонны в скважину под давлением шаровой кран должен быть полностью открыт! АВАРИЙНЫЙ ОБРАТНЫЙ КЛАПАН Представляет собой устройство, выполняющее функции обратного клапана в бурильной колонне, т.е. позволяет обеспечить прямую циркуляцию с одновременным предотвращением обратного перетока раствора (или флюида) из скважины вверх по трубам. При обнаружении перелива устанавливается сверху закрытого шарового крана. Установка данного клапана обязательна для проведения СПО под давлением. ОБРАТНЫЙ КЛАПАН БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Обычно размещается в нижней части бурильной колонны в КНБК или над долотом. Основное назначение – предотвращение обратного перетока раствора (флюида) из скважины в трубы. При установленном клапане крайне важно обеспечить своевременный долив раствора в трубы во время спуска, для предупреждения смятия бурильных труб. Спуск следует проводить с ограничением скорости для снижения эффекта поршневания. Затрудняет регистрацию SIDPP при ГНВП (решение проблемы описано в разделе «Действия после закрытия скважины»). Обычно используются клапаны створчатого типа (flappertype) или подпружиненные клапаны (spring-loaded type). 88 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ДРОССЕЛИ И ДРОССЕЛЬНЫЕ МАНИФОЛЬДЫ Предназначены для перенаправления потока из скважины на газосепаратор, факел, амбар или в отводную линию в зависимости от выполняемой процедуры. Для создания и управления противодавлением в скважине при ликвидации ГНВП манифольды оснащаются дросселями. В бурении в основном используются два типа дросселей: - ручной (механический) дроссель; - дистанционный (гидроуправляемый) дроссель. При эксплуатации также применяются стационарные (фиксированные) дроссели. На манифольдах с номинальным рабочим давлением 345 бар (5000 psi) и более обязательна установка как минимум одного дросселя с дистанционным управлением. Управление дистанционным дросселем производится со специального пульта. При ликвидации ГНВП в качестве оперативного (основного), используют дистанционный дроссель, ручной дроссель – является запасным. Однако при проведении ряда специальных процедур (объемный метод, стриппинг и т.п.) 89 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» предпочтительнее использовать ручной дроссель, так как он позволяет обеспечить более точные объемы стравливания. При управлении дросселем очень важно учитывать задержку по времени между моментом коррекции степени открытия и фактическим изменением значений на устьевых манометрах. Такая задержка может достигать нескольких секунд. Во время ликвидации ГНВП нередки случаи выхода из строя дросселя. Любая проблема с дросселем окажет влияние на забойное давление. Основные проблемы связаны с промывом дросселя из-за воздействия давления и абразива в растворе, а также с его закупоркой из-за зашламовывания проходного отверстия или образования гидратов. В обоих случаях крайне важно как можно быстрее остановить циркуляцию и закрыть скважину, чтобы избежать поступления дополнительного притока или гидроразрыва пласта соответственно. При управлении скважиной во время ГНВП рабочее давление перед дросселем должно быть ограничено до значения MAASP (или давления опрессовки обсадной колонны) до тех пор, пока приток пластового флюида находится в открытом стволе. ПРИБОРЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ (Well Monitoring Equipment) Для раннего обнаружения и ликвидации ГНВП используют ряд основных систем контроля: аварийная сигнализация; система контроля объемов циркуляции; манометры давлений в трубах и КП; манометры системы управления ПВО. Для обеспечения эффективной работы всех систем, прежде всего, следует неукоснительно соблюдать правила эксплуатации приборов, обеспечивать их своевременную поверку и испытание, следить за исправностью элементов циркуляционной системы и т.д. Наличие систем дистанционного контроля не избавляет от необходимости визуального оперативного контроля. Например, при герметизации устья Бурильщик не должен полагаться только на изменение цвета индикаторных лампочек на пульте дистанционного управления ПВО. Убедиться в герметичности скважины возможно только визуально – по прекращению расхода раствора на выходе из скважины. При управлении скважиной под давлением необходимо использовать те же манометры, на которых были зафиксированы предварительные данные. Нормальной практикой является использование показаний манометров пульта дистанционного управления дросселем как при прокачке насосов на пониженной подаче, так и при регистрации давлений стабилизации и процедуре ликвидации ГНВП. Разница в показаниях манометра на насосах и стояке во время циркуляции, как правило, является нормальным явлением. Обычно давление на насосе немного выше за счет гидравлических сопротивлений в поверхностной обвязке циркуляционной системы. При регистрации давлений прокачке на пониженной подаче после запуска насоса на заданной скорости следует обязательно дождаться стабилизации давления на манометре бурильных труб, чтобы корректно зафиксировать давление прокачки. Следует постоянно следить за показаниями манометров системы управления ПВО. Некорректные значения могут привести к сбоям в работе системы и даже повреждению оборудования. Перед началом (возобновлением) работ следует проверять настройку сигнализаторов изменения уровня в приемной емкости, расходомера, сумматора объемов раствора. 90 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ПРИБОРЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ (Instrumentation & Auxiliary Well Control Equipment) Станция геолого-технического контроля (СГТ) предназначена для сбора и обработки технологической информации в процессе бурения скважин на нефть и газ с целью оптимизации процесса бурения. Комплектуется контрольноизмерительными приборами, которые позволяют контролировать основные технологические параметры в режиме бурения. ИНДИКАТОРЫ УРОВНЯ В ПРИЕМНОЙ ЁМКОСТИ Предназначены для контроля объема раствора в емкостях в процессе проведения буровых работ. Располагаются непосредственно в емкостях. Работают в автоматическом режиме, и оборудуются звуковой и световой сигнализацией. Указывают на повышение или понижение уровня бурового раствора в емкостях, что позволяет обнаружить проявление или поглощение на ранней стадии РАСХОДОМЕР БУРОВОГО РАСТВОРА Используется для дистанционного контроля в полевых условиях мгновенного расхода промывочных жидкостей. Устанавливается в циркуляционной системе буровой установки и оборудуется сигнализацией, которая должна срабатывать при изменении установленного диапазона скорости потока. Позволяет на ранней стадии обнаружить проявления пластового флюида или поглощение. ДАТЧИК КРУТЯЩЕГО МОМЕНТА Обеспечивает непрерывное измерение крутящего момента при бурении. Устанавливается около стола ротора. Служит для раннего обнаружения косвенных признаков ГНВП, проблем с очисткой ствола и признаков прихватов. МЕХАНИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ (МСП) Индикатор МСП служит для постоянного измерения скорости бурения и характеризует темп разрушения горной породы, выраженный в метрах проходки за 1 час работы долота на забое. На значение МСП влияет совокупность факторов и параметров бурения и прежде всего нагрузка на долото. Изменения индикатора МСП являются ключевыми с точки зрения раннего обнаружения ГНВП. В обычных условиях значение МСП при постоянной нагрузке на долото уменьшается с глубиной скважины из-за естественного повышения прочности горных пород. Однако в переходных (транзитных) зонах покрышек пластов с АВПД значение МСП возрастает, что является одним из первичных косвенных признаков ГНВП. 91 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ДАТЧИК ЧИСЛА ХОДОВ НАСОСА В практике расчетные значения объемов прокачки часто приводят к количеству ходов насоса (при подготовке карты глушения) для удобства оперативного контроля во время управления скважиной. Используется также для контроля расхода раствора относительно числа ходов поршня бурового насоса в единицу времени (обычно измеряется в «ходов в минуту» – SPM). МАНОМЕТРЫ Служат для определения величин давления промывочной жидкости в нагнетательной линии буровых насосов во время бурения, а также давления в КП во время ликвидации ГНВП. Места установки манометров должны позволять визуально контролировать их показания в любой момент времени. Устанавливаются в нагнетательной линии насосов, на манифольде буровой площадки, на блоке дросселирования, на пульте управления гидравлическим дросселем (при наличии). При проведении буровых работ с целью недопущения осложнений и корректной работы оборудования, необходимо производить техническое обслуживание измерительного оборудования, осуществлять оперативный контроль, за техническим состоянием приборов. Проводить визуальный осмотр измерительных приборов и устройств, установленных на скважине (загрязнение, техническое состояние). Вести документацию по обслуживанию и эксплуатации технических средств контроля. Находящиеся в эксплуатации и выпускаемые из ремонта приборы должны периодически подвергаться плановой калибровке и поверке. Вся полученная информация в режиме бурения или глушения скважины собранная с помощью контрольно-измерительных приборов должна быть выведена на пульт бурильщика и станцию СГТ. 92 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ГАЗОАНАЛИЗАТОРЫ (Gas Detection Equipment) Газоанализаторы являются приборами для экспрессного анализа (количественного и качественного) состава газовых смесей. Обеспечивают регистрацию суммарного газосодержания углеводородных газов в буровом растворе. Применяются для мониторинга газосодержания бурового раствора в процессе буровых работ. Различные типы газоанализаторов определяют концентрацию горючих газов и паров в воздухе рабочей зоны, содержание паров легких нефтепродуктов, позволяют установить степень взрывоопасности горючих примесей в воздухе. Используются в станциях ГТИ и газокаротажных станциях при бурении нефтегазовых скважин. Устанавливаются непосредственно в циркуляционной системе (в емкостях, в желобной системе, в насосном блоке, на виброситах и пр.). Должны оснащаться световой и звуковой сигнализацией. Позволяют обеспечить раннее обнаружение ГНВП при превышении допустимых концентраций. ЕМКОСТИ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ДОЛИВА И СТРАВЛИВАНИЯ (Stripping & Tripping Tanks) В качестве емкости для контроля объемов при проведении СПО или специальных процедур (например, стриппинга или объемного метода) используют емкость относительно небольшого объема (100 баррелей и менее). Емкость должна быть откалибрована и изолирована от основной циркуляционной системы для обеспечения точного контроля объемов раствора доливаемого или стравливаемого из скважины. Емкость может быть любой формы, но позволять визуально контролировать уровень раствора в ней; дополнительно может быть оборудована датчиками замера уровня. Размер и конфигурация емкости должны позволять датчикам фиксировать изменения уровня в ней с шагом в ½ барреля. Предпочтительнее использовать 2-х секционные емкости, которые позволяют обеспечить надлежащий контроль объемов раствора, не прерывая текущую операцию. СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПВО (BOP Control System) Система управления ПВО является средством подачи гидравлического давления для открытия/закрытия превенторов и дистанционных задвижками. Основные элементы: резервуар для хранения гидравлической жидкости, насосы для создания давления в системе, гидроаккумуляторы для хранения жидкости под давлением; манифольд для регулирования и перераспределения давления внутри системы; гидравлические линии (шланги) для подключения к камерам закрытия/открытия превенторов и задвижек; пульты дистанционного управления ПВО. 93 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Основные требования, предъявляемые к системе управления ПВО: - минимум два насоса с независимыми источниками питания; - объем резервуара, вмещающий минимум два полезных объема жидкости; - газ для предварительной зарядки – азот или иной инертный газ; - давление предварительной зарядки – 69 бар (1000 psi); - нормальное давление в гидроаккумуляторах – 207 бар (3000 psi). При снижении давления на 10% насос должен автоматически включиться и обеспечить повышение давления до нормального; - нормальное давление в манифольде – 103 бар (1500 psi); - з-х позиционные/4-ходовые краны должны обеспечивать дистанционное управление всеми превенторами и задвижками в сборке. Используемые краны не должны находиться в нейтральном положении; - минимум два пульта дистанционного управления ПВО. На пульте должны быть доступны как минимум: кнопки (рычаги) управления гидрозадвижками и превенторами; регулятор давления в универсальном превенторе; регулятор давления в манифольде; включение байпассной линии; включение подачи воздуха, манометры давления в гидроаккумуляторах, манифольде, универсальном превенторе. Система управления ПВО (при неработающих насосах) должна содержать полезный объем гидравлической жидкости, обеспечивающий закрытие универсального превентора, всех плашечных превенторов из полностью открытого положения и открытие одной гидрозадвижки против нулевого давления из скважины. Для проверки корректности работы системы необходимо: - Следить за показаниями манометров. При использовании плашечных превенторов и гидрозадвижек давление в аккумуляторах и манифольде сначала должно снизиться (превентор начал работать), а затем снова вернуться в нормальное положение (система снова готова к работе). При использовании универсального превентора давление будет изменяться на манометрах универсального превентора и аккумуляторов. - Следить за индикаторными лампочками. Изменение цвета индикаторных лампочек свидетельствует о включении 3-позиционного/4-х ходового крана. - Следить за расходомером. При закрытии превентора обязательно следует контролировать поток на выходе. Важно: Бурильщику всегда необходимо визуально убедиться в закрытии или открытии превентора и гидрозадвижки. 94 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ГАЗОСЕПАРАТОР И ДЕГАЗАТОР (Mud-gas Separator & Degasser) Газосепаратор – устройство, предназначенное для отделения больших объемов газа из раствора. Газосепаратор удаляет газ из раствора до его попадания в дегазатор и систему очистки. Газосепараторы выпускаются как вертикального, так и горизонтального исполнения. Газосепаратор устанавливается после дроссельного манифольда. Поток из скважины через дроссельную линию перенаправляется в манифольд, проходит через дроссель и только потом попадает внутрь газосепаратора. Важнейшей характеристикой атмосферного газосепаратора является его максимально допустимое рабочее давление. Эта величина определяется высотой гидрозатвора и плотностью жидкости в гидрозатворе. Для регистрации давления сепаратор должен быть оборудован манометром. Противодавление внутри сепаратора определяется высотой и диаметром отводной линии. При превышении максимально допустимого давления может произойти прорыв газа в зону вибросит. Для снижения такого риска вымыв притока, как правило, проводят на пониженных подачах насоса. При росте давления в сепараторе во время ликвидации ГНВП Супервайзер должен ограничить подачу насоса или же остановить циркуляцию. Дегазаторы также служат для удаления газа из раствора, однако имеют значительно меньшую производительность и не предназначены для удаления больших объемов газа. При ликвидации ГНВП дегазатор не должен использоваться вместо сепаратора и устанавливается только после газосепаратора. Задача дегазатора – более тонкая очистка раствора от захваченных пузырьков газа после сепаратора или от фонового газа при бурении. 95 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ДИВЕРТОРЫ (Diverters) Дивертор – это устройство, устанавливающиеся на устье скважины, для перекрытия выхода потока из скважины при ГНВП в вертикальном направлении и перенаправления его через отводную линию на безопасное расстояние от буровой площадки. Диверторная система состоит из: устройства для герметизации кольцевого пространства, отводной линии, задвижки и системы управления. Дивертор не предназначен для закрытия скважины или остановки циркуляции, но позволяет направлять поток от буровой. В основном используются: если есть риск встретить залежь с АВПД на небольшой глубине; при бурении с вращающимся превентором; при бурении с применением райзера. Автоматическое закрытие дивертора: - открывается отводная линия; - закрывается выкид на вибросита; - закрывается дивертор. 96 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» СИСТЕМА ПРИГОТОВЛЕНИЯ РАСТВОРА (Mud-mixing System) Для приготовления буровых растворов обычно используют механические мешалки или гидравлические смесители. В состав системы приготовления раствора обычно входят: блок приготовления раствора, смесители, диспергатор, емкости циркуляционной системы, перемешиватели. Эффективно применение фрезерно-струйных мельниц, которые могут использоваться как для приготовления новых порций раствора, так и для утяжеления исходного раствора при ликвидации ГНВП. СИСТЕМА ОЧИСТКИ РАСТВОРА (Mud-cleaning System) Повышение содержания шлама и его частиц может негативно влиять на технологические параметры бурового раствора. Большое количество абразивные частиц значительно ухудшают эксплуатационные характеристики породоразрушающего инструмента, забойных двигателей, насосов. Для обеспечения надлежащей очистки используют комплекс механических устройств, которые устанавливаются в определенной последовательности относительно выходящего из скважины потока. Как правило, в комплекс очистки последовательно устанавливаются: газосепаратор (для удаления больших объемов газа), вибросита (для грубой очистки от шлама), дегазатор (для удаления фонового газа), песко- и илиоотделители (для тонкой очистки), центрифуги и глиноотделители (для регулирования содержания твердой фазы в растворе. Набор средств очистки может значительно варьироваться в зависимости от конкретных условий бурения. В практике распространена 3-х ступенчатая система очистки, где сначала происходит очистка выходящего из скважины раствора от шлама на виброситах. Особое внимание следует уделять выбору сеток и их техническому состоянию. Глубина и качество очистки напрямую зависит от размеров ячеек и площади просеивающей поверхности. Неправильный подбор сетки или ее деформация может привести к некачественной очистке или большим потерям раствора, что может затруднить обнаружение признаков ГНВП. После вибросит раствор попадает в емкость, откуда центробежным насосом перекачивается блок гидроциклонов для удаления песка и ила. Под влиянием центробежных сил более тяжелые частицы по конусу 97 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» гидроциклона спускаются вниз и сливаются наружу через регулируемое отверстие. Чистая промывочная жидкость остается в центральной части и сливается в емкость. Очищенный от шлама раствор далее направляется в приемную емкость бурового насоса. НАГНЕТАТЕЛЬНЫЙ МАНИФОЛЬД (Standpipe Manifold) Основное назначение манифольда заключается в обеспечении закачки промывочной жидкости в скважину. Нагнетательный манифольд играет важную роль в предупреждении ГНВП. Непосредственно на нем установлен манометр для фиксации трубного давления. На нагнетательном манифольде (стояке) иногда устанавливают дополнительный дроссель. Он может использоваться для стравливания давления в бурильных трубах, уменьшения гидроудара при возобновлении циркуляции (в скважинах, где есть проблема с потерей циркуляции), и стравливания давления между превенторами при стриппинге. 98 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» ПРОВЕРКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ И ОПРЕССОВКА ОБОРУДОВАНИЯ Проверка работоспособности отдельных частей или узлов (функциональный тест) должна проводиться для всего оборудования, задействованного в процедурах ликвидации ГНВП. Функциональный тест, как правило, проводят после первичного монтажа оборудования, перед вскрытием потенциально опасных интервалов, после замены или ремонта деталей и узлов и т.д. Хорошей практикой является проведение функционального теста («открыть/закрыть») ПВО как минимум один раз в неделю. Исключение составляет превентор с глухими/срезными плашками, который проверяется после каждого подъема долота выше стола ротора. Функциональный тест следует проводить последовательно при помощи всех, установленных на буровой пультов управления ПВО. Следует помнить, что функциональный тест не отменяет необходимости опрессовки оборудования, работающего под давлением. Опрессовки ПВО должны проводиться регулярно в соответствии с требованиями технических норм и правил, с учетом рекомендаций производителей оборудования. Результаты опрессовок должны оформляться актами установленной формы. Различают следующие виды опрессовок: 1. Опрессовка на низкое давление (low pressure test) предусматривается для вновь монтируемого оборудования, а также после его замены, ремонта и т.д. Проводится на давление 17-24 бар (250 – 350 PSI). Цель – проверить герметичность. Время опрессовки должно составлять не менее 5 минут без видимых протечек. 2. Первичная опрессовка на высокое давление (initial high pressure test) проводится перед вводом в эксплуатацию для всего оборудования, предназначенного для работы под давлением из скважины (сборка ПВО, манифольды, линии и задвижки, обратные клапаны, шаровые краны, грязевый шланг и пр.). Цель – проверить заявленные производителем рабочие характеристики. Время опрессовки должно составлять не менее 5 минут без видимых протечек. Давление опрессовки: - Универсальный превентор – на рабочее давление плашечного превентора или максимум на 70% от номинального рабочего давления универсального превентора – что меньше. - Плашечные превенторы, линии дросселирования и глушения – на номинальное рабочее давление плашечного превентора или колонной головки – что меньше. - Важно! Номинальное рабочее давление каждого установленного на устье плашечного превентора должно быть не ниже максимально ожидаемого давления на устье (MASP)! - Шаровые краны, клапаны – на своё номинальное рабочее давление. 3. Последующая (плановая) опрессовка на высокое давление (subsequent high pressure test) проводится для всего оборудования, предназначенного для работы под давлением из скважины как минимум 1 раз в 21 день, а также после разборки, замены или ремонта соответствующего элемента. Цель – проверить текущее состояние оборудования. Время опрессовки должно составлять не менее 5 минут без видимых протечек. 99 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Давление опрессовки: - ПУГ – максимум на 70% от номинального рабочего давления ПУГа или на максимально ожидаемое давление на устье – что меньше. - Плашечные превенторы, линии дросселирования и глушения, шаровые краны, клапаны – на максимально ожидаемое давление на устье. Максимальное ожидаемое давление на устье определяется (рассчитывается) оператором (заказчиком) с учетом данных по каждой конкретной скважине. Для всех элементов ПВО в качестве жидкости для опрессовки используется вода. До подачи давления следует удалить воздух. Для опрессовки гидравлических линий и камер используется соответствующая жидкость (гидравлическое масло и пр.). ЗАКОНОДАТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА (Rules & Regulations) Как и в любой другой деятельности в нефтегазовой отрасли все ее участники обязаны подчиняться требованиям и соблюдать нормы национального законодательства тех стран, на территории которых проводятся работы. Комплекс мероприятий по предупреждению и ликвидации ГНВП на территории РФ должен разрабатываться на основании требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Основным документом бурового предприятия является План локализации и ликвидации последствий аварий (ПЛА), утверждаемый техническим руководителем. Пересмотр ПЛА должен проводиться всякий раз при изменении технологии производства работ и как минимум 1 раз в 3 года. Все внутренние документы компаний, включая методические пособия, мануалы, учебники и пр. являются лишь вспомогательной документацией и не могут подменять положений ПЛА. 100 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» 20. УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ В МОРСКОМ БУРЕНИИ ОСОБЕННОСТИ ВЕДЕНИЯ РАБОТ В МОРСКОМ БУРЕНИИ Геологические условия бурения на морских месторождениях, как правило, значительно сложнее по сравнению с наземным бурением. Прежде всего, это связано с наличием большого количества пластов с низкими градиентами гидроразрыва пород на многих месторождениях и повышенными рисками выбросов приповерхностного газа. Особую роль играют условия бурения, которые значительно влияют на выбор технологических решений, в т.ч. повышенные требования безопасности, связанные с организацией мероприятий по эвакуации персонала при ЧС, сложно прогнозируемые условия окружающей среды (качка судна/платформы, ветер, шторм, необходимость перемещения буровой при отстыковке райзера (водоотделительной колонны). При расчете гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе требуется дополнительно учитывать значения потерь давления в линиях глушения/дросселирования, при прокачке раствора через райзер; учитывать изменение потерь давления в случае заполнения линий незамерзающей жидкостью или при применении специальных жидкостей для предотвращения смятия райзера. При расположении ПВО на морском дне требуются дополнительные расчеты для точного определения давлений стабилизации после герметизации устья из-за разности плотностей жидкостей в линиях глушения/дросселирования и райзере. Также следует учитывать риск попадания газа в райзер с угрозой его разрушения. При определении прямых признаков ГНВП могут возникать сложности с регистрацией изменения расхода на выходе или объема в приемной емкости из-за влияния погодных условий (ветер, качка). ОБОРУДОВАНИЕ В МОРСКОМ БУРЕНИИ Специфичные условия работ требуют применения специального оборудования. Райзер (морская водоотделяющая колонна) представляет собой секцию труб большого диаметра, предназначенную для соединения морской буровой установки с подводным ПВО или болком устьевого соединителя, установленным на устье скважины, для последующего спуска в скважину колонн, отвода раствора на очистку и управления скважиной через линии манифольдов. 101 Общество с ограниченной ответственностью «Адванст Сейфти Текнолоджис» Райзеры имеют различное конструктивное исполнение – жесткие натяжные, гибкие, цепные, а также различные области применения – буровые и эксплуатационные. В бурении, как правило, применяются жесткие райзеры, которые задают направление колонне бурильных труб и обеспечивают циркуляцию между буровой палубой и стволом скважины. Обычно такие райзеры изготавливаются в виде натяжных систем с выдвижными соединениями, которые служат для компенсации наклона и движений буровой установки. В подводной части жестких райзеров имеется гидравлическая соединительная муфта и шарнирное соединение. Муфта стыкует райзер со сборным блоком ПВО. Телескопические компенсаторы предназначены для компенсации вертикальных перемещений, бортовой и килевой качки буровой установки. Они состоят из наружной трубы с манифольдными линиями, внутренней трубы, уплотнительного узла, служащего для соединения внутренней трубы с блоком дивертора. В состав блока превенторов обычно включают: раму (1), соединитель «превентор-устье» (2), плашечные (3) и универсальные (4) превенторы, трубопроводы линий глушения/дросселирования (5), угловой компенсатор (6), соединитель «райзер-превентор» (7), задвижки (8), акустический датчик (9). Конструкция и компоновка превенторов в морских сборках ПВО обязательно позволяют поднимать бурильную колонну при герметизированном устье. При вероятности сильного шторма и качки буровой платформы выше допустимого предела производиться отсоединение от устья скважины. В зависимости от конкретных условий обеспечивают уход с точки бурения. Бурильную колонну извлекают, а скважину герметизируют глухим/срезным и универсальным превентором. Производят отсоединение райзера. При чрезвычайных ситуациях и авариях производят отсоединение платформы от устья скважины. Если в этот момент трубы находятся в блоке ПВО, их обрезают срезным плашечным превентором и герметизируют скважину. Бурильная колонна остается в скважине, удерживаемая трубными плашками превенторов. 102
