Что необходимо сделать при вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины
Вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением
Вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением
А. С. НОВИКОВ – к.т.н., технический директор ООО «МИП Георазведка плюс»
Д. Ю. СЕРИКОВ – д.т.н., доцент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина
В данной статье описаны специфика и сложности вскрытия и бурения зон с аномально высоким и низким пластовым давлением. Проведен анализ возможных осложнений при сооружении и эксплуатации скважин в данных условиях. Даны рекомендации, позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением.
Ключевые слова: аномально высокое и низкое пластовое давление, проходка скважины, глубина залегания пород, эксплуатационная колонна.
Как известно, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:
Таким образом, аномально высокое пластовое давление может возникать под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара и ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами.
Все аномально высокие пластовые давления фиксируются только в непрочных коллекторах (глины, соль), в то время как в крепких телах, обладающих более жестким и прочным скелетом, аномально высокое пластовое давление практически нигде не зафиксированы.
В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Его появление может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости.
Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течение длительного геологического времени в залежи будет сохраняться низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания. Теоретическим обоснованием смены с глубиной нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми явились по критериям определения границ существования жидких углеводородов. Согласно мнению отдельных исследователей, зона исчезновения нефтяных залежей располагается под изотермической поверхностью 200°С, залегающей в зависимости от градиентов на глубинах от 2,8 до 9,5 км.
Вскрытие и бурение зон с аномально высокими пластовыми давлениями
На природу возникновения аномально высокого пластового давления существует две гипотезы: экзогенная и эндогенная. Экзогенная включает в себя явления уплотнения, катагенетических преобразований, пород, осмоса, теплового воздействия на залежь и др. Эндогенная гипотеза объединяет явления тектогинеза, внедрения флюидов из подкорковых глубин. Эндогенная гипотеза наиболее предпочтительна, так как рассматривает больше аспектов, которые могут являться причиной аномально высокого пластового давления.
Месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями широко распространены во всем мире: Новая Гвинея, Ява, Бирма, Пакистан, Афганистан, Иран, Румыния, Алжир, Колумбия, Перу, США, Россия, Туркмения, Украина, Казахстан, Азербайджан.
Прогнозирование и количественное определение зон аномально высокого пластового давления в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных глинистых толщах. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон с аномально высоким пластовым давлением используются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.
Существуют три группы метода прогноза аномально высокого пластового давления:
Оперативным методом прогноза пластовых давлений без остановки бурения является метод d-экспоненты и метод σ-каротажа. Эти методы основаны на математической зависимости геометрии долота, показателей работы долота и режима бурения.
Обязательные требования при прохождении зон с аномально высоким пластовым давлением
Обеспечить исправное состояние бурильных труб, противовыбросового и бурового оборудования. При возникновении проявления, принять меры к герметизации устья. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.
Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить контролируемый долив и контролировать объем вытесненного бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близком к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков, установленных правилами. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.
Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением, при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.
Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.
Таким образом, вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением обладают своей спецификой и связано с определенными сложностями. Однако, соблюдение описанных выше рекомендаций позволит существенно снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением, и как следствие повысить безопасность персонала, а также снизить сроки и стоимость строительства скважин.
ЛИТЕРАТУРА:
ИПБОТ 099-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда по действию буровой вахты при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов
Оглавление
ИПБОТ 099-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда по действию буровой вахты при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов
Вид документа:
ИПБОТ
Принявший орган: ООО «СПКТБ Нефтегазмаш»
Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия: 1 января 2008 г.
Опубликован:
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ» ООО «СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ»
ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда по действию буровой вахты при возникновении газонефтепроявлений и открытых фонтанов
Профсоюз работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации
Председатель профсоюза Л.А.Миронов
Постановление N 14-01/75 от 5 августа 2008 г.
Директор ООО «СПКТБ Нефтегазмаш» М.П.Семашко
Зам. директора ООО «СПКТБ Нефтегазмаш» ГКП Кривцов В.С.
1 Общие требования безопасности
1.1 Требования настоящей инструкции обязательны для всех работников, участвующих в процессе бурения скважин на нефть и газ.
1.4 Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших затрат материальных ресурсов, существенно осложняют деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а также, прилегающих к району аварии объектов промышленности и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб окружающей среде. Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая. Открытый фонтан легче предупредить, чем ликвидировать!
1.5 Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются:
1.6 Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического. Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
1.7 Основные признаки газонефтеводопроявлений:
1.8 Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны:
1.8.1 недостаточная обученность персонала буровой бригады и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений;
1.8.2 несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
1.8.3 некачественное цементирование обсадных колонн;
1.8.4 отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины;
1.8.5 неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования;
1.8.6 отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.
1.9 Рабочим проектом на строительство скважин (назначение буровых растворов, конструкции и креплению скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования) обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения открытых фонтанов.
1.10 Реализация этих возможностей может быть достигнута при выполнении дополнительных условий:
1.10.1 к работам на скважинах с возможными газонефтепроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при нефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах. Проверка знаний и подготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года;
1.10.2 перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать мероприятия по предупреждению газонефтепроявлений и провести:
Организация работы по предупреждению газонефтепроявлений в организации должна осуществляться в соответствии с требованиями, установленными Ростехнадзором России;
1.10.3 при обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке;
1.10.4 после закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования;
1.10.5 для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине, близким к ее устью;
1.10.6 объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильной колонны более 0,5 м 
. Подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений;
1.10.7 перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции;
1.10.8 при вскрытии газоносных коридоров и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен производиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции;
1.10.9 при бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора;
1.10.10 если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению;
1.10.11 к подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны;
1.10.12 бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой и заказчиком;
1.10.13 при установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА ;
1.10.14 оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации нефтепроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса специализированных организаций (служб);
1.10.15 запрещается подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания. При их появлении подъем следует прекратить. Необходимо провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб. При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором;
1.10.16 работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке. Штаб несет ответственность за реализацию разработанных мероприятий;
1.11 По степени возникновения ГНВП и ОФ скважины подразделяются на категории:
1.11.1 первая категория:
1.11.2 вторая категория:
1.11.3 третья категория:
1.12 Меры безопасности при производстве работ на категорийных скважинах. В целях предотвращения возникновения условий для газонефтеводопроявлений в процессе производства работ рекомендуется осуществление следующей меры безопасности:
1.12.1 производство работ на скважинах, находящихся в бурении и относящихся к первой категории опасности, осуществляется после выполнения всего комплекса мероприятий по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, предусмотренных проектом на строительство скважин и другими регламентирующими документами, после письменного разрешения представителя военизированного отряда.
2 Требования безопасности перед началом работы
2.1 Перед началом работы необходимо:
2.1.1 привести в порядок спецодежду. Рукава и полы спецодежды следует застегнуть на все пуговицы, волосы убрать под головной убор. Одежду необходимо заправить так, чтобы не было свисающих концов или развевающихся частей. Обувь должна быть закрытой и на низком каблуке, запрещается засучивать рукава спецодежды и подворачивать голенища сапог;
2.1.2 произвести обход обслуживаемого оборудования по определенному маршруту, проверить визуально состояние (целостность) агрегатов, механизмов и инструментов, наличие реагентов, приборов КИП и А;
2.1.3 получить необходимые сведения от сдающего смену о состоянии оборудования, неисправностях, требующих немедленного устранения, и распоряжениях на предстоящую смену;
2.1.4 ознакомиться со всеми записями в журналах: оперативном, дефектов, учета работ по нарядам и распоряжениям, распоряжениями, вышедшими за время, прошедшее с предыдущего дежурства.
2.2 Произвести обход обслуживаемого оборудования, проверить визуально состояние приборов, аппаратуры, механизмов.
2.3 Получить необходимые сведения от сдающего смену о состоянии оборудования, неисправностях, требующих немедленного устранения.
2.4 Проверить состояние противовыбросового оборудования, при этом необходимо:
2.5 Проверить избыточное давление на устье, которое не должно превышать величину давления опрессовки противовыбросового оборудования с эксплуатационной колонной.
2.6 Проверить наличие шарового крана и 2-х аварийных обратных клапанов с приспособлением для установки их в открытом положении. Обратные клапаны должны быть окрашены в красный цвет и иметь паспорта. Размеры обратных клапанов должны соответствовать диаметрам бурильных труб.
2.7 После окончания обхода сообщить руководителю работ о готовности смены к приемке.
2.9 При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
2.10 При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.
3 Требования безопасности во время работы
3.1 При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.
3.2 При возникновении проявления в первую очередь необходимо воспрепятствовать опорожнению скважины, как можно быстрее закрыть превентор.
3.3 Перед закрытием превентора необходимо открытием коренной задвижки со стороны блока дросселирования обеспечить выход флюида через выкидную линию превенторной установки, чтобы не допустить срыва резиновых элементов ПВО.
3.4 Перед закрытием превентора с трубными плашками на бурильный инструмент должен быть навернут в открытом положении обратный клапан или шаровой кран. Бурильный инструмент должен находиться в подвешенном состоянии на талевой системе, с замком на уровне ключа АКБ. Против плашек должна находиться бурильная труба с наружным диаметром, соответствующим диаметру установленных трубных плашек.
3.5 В случае отсутствия в скважине бурильного инструмента необходимо закрыть превентор с глухими плашками или универсальный превентор.
3.6 При особых условиях и в особых случаях возникновения проявлений порядок закрытия превенторов регламентируется в плане ликвидации возможных аварий.
3.7 После закрытия противовыбросового оборудования при газонефтеводопроявлении и газовом выбросе необходимо установить наблюдение за возможным проявлением грифонов вокруг скважины.
3.8 Основным методом ликвидации начавшихся проявлений является промывка через дроссельный блок противовыбросового оборудования с расчетным противодавлением.
3.9 При невозможности закачки в скважину промывочной жидкости по техническим причинам выпускать флюид из скважины разрешается только по достижении критических давлений на устье или согласно специальному плану ликвидации проявления. За допустимое давление в обсадной колонне принять 80% от давления последней опрессовки противовыбросового оборудования совместно с обсадной колонной.
3.10 При выпуске газа или жидкости из скважины необходимо принять меры к закачке в скважину бурового раствора. При повышении давления в скважине выше допустимого производится его стравливание на 3-4 атм./мин.
3.11 В случае возникновения проявления в процессе цементирования обсадных колонн следует закрыть превентор и продолжить цементирование с расчетным противодавлением через блок дросселирования противовыбросового оборудования.
3.12 Щиты ручного управления противовыбросового оборудования должны быть расположены в местах, обеспечивающих безопасный подход обслуживающего персонала при возникновении и ликвидации проявлений.
3.13 Территория буровой должна иметь естественный уклон, способствующий стоку жидкости. Должен быть обеспечен свободный подход к устью скважины и основным узлам противовыбросового оборудования.
3.14 Работа по ликвидации открытого фонтана должна производиться по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.
3.15 Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана:
3.17 Постоянно следить за показаниями манометра на стояке и в затрубном пространстве, изменением объема и скорости промывочной жидкости из скважины, снижением плотности жидкости при промывке скважин, повышением газосодержания в жидкости глушения.
4 Требования безопасности в аварийных ситуациях
4.1 При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раствора, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО) подается сигнал «Выброс «.
4.2 При появлении признаков НГВП и ОФ необходимо принять меры по герметизации канала бурильных труб, устья скважины с помощью дополнительного или основного пультов управления.
4.3 Сообщить о случившемся руководителю предприятия и в противоаварийную службу.
4.4 Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
4.5 Дальнейшие действия буровой вахты производятся согласно ПЛА. Руководит работой по ликвидации аварии буровой мастер.
5 Требования безопасности по окончании работы
5.1 После окончания работы необходимо герметизировать устье скважины в последовательности, указанной в технологическом регламенте.
5.2 Произвести осмотр устьевой арматуры на отсутствие механических повреждений, очистить ее от грязи.
5.3 Привести в порядок рабочее место. Приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.
5.4 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.
5.5 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).
5.6 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.
5.7 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения «скользкости». Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.
Литература:
ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
РД 08-254-98 «Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности»
РД 08-435-02 «Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте»
ГОСТ 13862-80* «Оборудование противовыбросовое»