Рекомендации по организации предупреждения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов

Согласно ст.24 Закона Российской Федерации «О недрах» «… пользователи недр и ведущие буровые работы при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений должны обслуживаться профессиональными спасательными службами по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на основе договоров, заключаемых пользователями недр с такими службами…».

Следует отметить, что требования проекта должны обеспечивать надежность скважины на стадиях ее строительства и эксплуатации (п. 1.3.1 «Правил…»); степень риска (надежности) скважин определяется на стадии проекта.

Согласно п. 1.3.8 («Правил…») изменения и отклонения от проекта, дополнения к нему подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласовываются с Ростехнадзором России и его территориальными органами, а если эти изменения (отклонения, дополнения) относятся к вопросам противофонтанной безопасности, то и с участием противофонтанной службы. Принимаемые изменения не должны снижать надежность объекта и безопасность работ.

Профилактическая работа является основной службой деятельностью противофонтанных частей и отрядов и направлена на предотвращение возникновения газонефтепроявлений и открытого фонтанирования скважин.

Согласно договору профилактическому обследованию противофонтанными частями и отрядами должны подлежать глубокие разведочные скважины на нефть и газ, находящиеся в бурении, испытании, консервации или длительном простое, подлежащие ликвидации при вскрытом продуктивном плате, а также другие скважины, в которых предусматривается вскрытие газонефтеводонапорных горизонтов.

Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса буровых предприятий и противофонтанных служб.

Дислокация складов и перечень их оснащенности определяется Положением о складах аварийного запаса (согласно договора).

К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощения бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступать только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива.

Следует контролировать объем доливаемого бурового раствора, сопоставляя его с объемом поднимаемого металла труб.

Подъем труб должен быть немедленно прекращен, если для заполнения скважины до устья будет долито менее 0, 5м³ бурового раствора от контрольной величины.

Спуск колонны бурильных труб осуществляется при непрерывном контроле объема вытесняемого бурового раствора: объем вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб с учетом налипшей пленки бурового раствора на их внутренней поверхности.

При разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.

Бурение скважины с частичным и полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с «Проектировщиком», «Заказчиком» и противофонтанной службой;

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий;

В интервалах сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химсостав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.

Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Если при выбранной плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора подобрать путем ступенчатого ее повышения.

По совместному решению «Проектировщика», «Заказчика» и «Подрядчика» допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.6 «Правил…» в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому. Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с противофонтанной службой.

Во время газопроявлений плотность раствора замеряется постоянно. Весь раствор, находящийся в приемных емкостях должен участвовать в циркуляции и периодически перебиваться.

В процессе бурения, если появляется разгазированный раствор с содержанием газа 5% и более, бурение следует прекратить и дегазировать раствор через дегазатор. Если полное удаление газа не удается, необходимо увеличить плотность раствора. Плотность бурового раствора повышается плавно не более чем на 20 кг/м3 за цикл, с контролем уровня в приемных емкостях.

В открытом стволе и 200м в колонне подъем инструмента рекомендуется вести на 1-ой скорости. Постоянный долив во время подъема инструмента через доливную емкость с контролем уровня в затрубном пространстве является обязательным условием. Спуск инструмента после смены компоновки или долота должен сопровождаться промежуточными промывками. Возобновление циркуляции производится с одновременным вращением инструмента.

Промывки ствола скважины рекомендуется производить в башмаке колонны, а в интервале ствола скважины в зависимости от состояния скважины и газонасыщенности раствора.

Во время промывки забойные пачки вымываются полностью. Перед проведением ГИС инструмент поднимается в башмак и проводится технологическая выстойка в течение 5-7 часов, после чего инструмент спускается в забой с промывками, вымывается забойная пачка и по содержанию газа в растворе определяется продолжительность электрометрических работ. По результатам бурения все данные по режимам бурения необходимо отражать в технологическом журнале для обобщения и дальнейшего совершенствования технологии бурения.

В случае возникновения частичного поглощения бурение прекратить, поднять инструмент в башмак промежуточной колонны и дать постоять в течение 16 часов. В этот период необходимо обратить особое внимание на не допущение возникновения выброса в связи с возможным падением уровня жидкости в затрубье. По истечении времени выдержки скважины следует восстановить циркуляцию в башмаке с вращением инструмента, спустить инструмент и восстановить циркуляцию. В случае повторного поглощения следует прекратить бурение и приступить к ликвидации ухода промывочной жидкости. Для того чтобы выбрать способ ликвидации, следует оценить в процентном отношении интенсивность поглощения по формуле:

I = (V_З-V_В) x 100V,

Где: I –интенсивность поглощения, %,

V_З – объем закачиваемой жидкости, м³;

V_В – объем возвращающейся жидкости из скважины, м³.

Затем по известной интенсивности поглощения и учитывая имеющиеся в наличии материалы, следует выбрать и осуществить, с учетом конкретных условий, один из перечисленных в таблице 15.10 способов ликвидации поглощения.

Таблица 15.10 Способы и средства борьбы с поглощениями

Набор мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газовых проявлений в скважинах в случае длительных простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит от предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном пространстве замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается предприятием – исполнителем работ по согласованию с добывающим предприятием, противофонтанной службой и органами Ростехнадзора.

Работы по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния скважины глубинными приборами (калибратором, термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и прогрева ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

Для каждой скважины, находящейся в консервации и подлежащей освоению, составляется технический проект с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнением. Технический проект на расконсервацию скважины утверждается главным инженером и главным геологом бурового предприятия и согласовывается с «Заказчиком» и территориальными органами Ростехнадзора России. На скважинах с аномально высоким пластовым давлением проект согласовывается с противофонтанной службой (согласно договора).