Давление опрессовок обсадных колонн, межтрубного пространства и обвязок устья скважины приведены в таблице:
Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При строительстве скважин сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Ростехнадзора. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.
После монтажа превенторной установки ОП5-230/80х35 до разбуривания цементного стакана и башмака колонны (кондуктора) превенторная установка совместно с обсадной колонной до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны.
Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:
- 100 кгс/см2 (10 МПа) - для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).
Результаты опрессовки оформляются актом.
Дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения разрешения технического руководителя предприятия, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора [4].
Цементное кольцо у башмака кондуктора, после разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1-3м опрессовывается на расчетное давление “Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность” [5].
Мероприятия перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями:
2.7.1.3.1 При вскрытии нефтегазонасыщенных пластов при бурении под эксплуатационную колонну на буровой иметь два шаровых крана типа КШЗ-147х35: один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.
2.7.1.3.2 При бурении под эксплуатационную колонну на буровой иметь два обратных клапана типа КОШЗ-147х35 с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, а второй - резервным.
2.7.1.3.3 Проверить состояние и работоспособность ПВО и его манифольды продувать воздухом.
Проверить состояние и работоспособность средств очистки и дегазации.
Отцентрировать вышку для обеспечения легкости закрытия превенторов.
На буровой иметь запас бурового раствора в количестве, не менее двух объемов скважины.
Необходимо провести:
- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации нефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с требованиями “Правил…”[3];
- проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений;
- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
- оценку готовности объекта к оперативному пополнению бурового раствора путем приготовления или доставки на буровую.
Мероприятия при вскрытии пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями и дальнейшем углублении скважины:
Установить надлежащий контроль за положением уровня раствора в приемной и доливной емкостях с использованием автоматического указателя уровня и в скважине.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб - разница должна быть не более 0,5 м3.
2.7.1.4.2 Вскрытие пласта производить на буровом растворе c плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт и определенной в соответствии с требованиями “Правил безопасности...” [3].
2.7.1.4.3 При проведении СПО бурильного инструмента.
а) Скорость СПО при отсутствии флюидопроявлений:
Особое внимание доложно быть обращено на величину колебаний гидродинамического давления с целью предупреждения потери устойчивости стенок скважины и гидроразрыва пласта, для чего ограничить скорость спуска бурильного инструмента:
- в интервале ствола скважины до продуктивных пластов до глубины 1214 м (уточняется по градиенту гидроразрыва пород) - не более 2,5 м/с; далее - не более 2 м/с;
- в зоне вскрытых продуктивных пластов - 1,5 м/с, не более 1,8 м/с;
- при наличии осложнений ствола скважины (посадки, затяжки и пр. - не более 0,5 м/с;
Скорость подъема бурильного инструмента:
- начало подъема (в зоне продуктивного пласта) - 1 скорость;
- далее по грузоподъемности буровой лебедки.
б) Скорости СПО при наличии флюидопроявлений:
в зоне продуктивного горизонта:
- скорость спуска инструмента не более 0,5 м/с;
- скорость подъема - 1 скорость;
Порядок работ при нефтегазопроявлениях и их ликвидации, в том числе скорости СПО бурильного инструмента, уточняются в планах ликвидации для каждого конкретного случая осложнения геолого-технологическими службами бурового предприятия в соответствии с требованиями
в) При спуске бурильной колонны производить профилактические промежуточные промывки (для предупреждения прихвата вследствии сальникообразования, осыпания пород, вымыва порций раствора насыщенных пластовыми флюидами);
г) Подъем бурильной колонны начинать только после выравнивания свойств бурового раствора (при одинаковых параметрах входящей и выходящей из скважины промывочной жидкости) и соответствующих ГТН с доведением его параметров до проектных;
д) Перед подъемом инструмента (во время бурения в зоне продуктивного горизонта) для определения поступления флюида из пласта производить контрольный подъем инструмента на длину квадрата с максимальной скоростью с последующей промывкой, в случае необходимости произвести утяжеление раствора;
е) При подъеме бурильной колонны постоянно доливать скважину раствором и обеспечить поддержание уровня на устье скважины, для чего проектом предусмотрен постоянный контролируемый долив с использованием доливной емкости.
Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора при вскрытии пластов с возможными флюидопроявлениями рассчитывается из условия предупреждения проявлений и выброса, т.е. выполнении требований ПБ 08-624-03 [4].
Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора, рассчитанное на проектные геологические условия составляет:
- при бурении под эксплуатационную колонну и плотности бурового раствора =1,12-1,14 г/см3 - м;
ж) Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и рассаживанием колонны бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.
При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором;
з) К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии нефтегазоводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
При обнаружении нефтегазоводопроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, канал бурильных труб, информировать об этом руководство бурового предприятия, противофонтанной службы и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
После закрытия превенторов при нефтегазоводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг устья скважины.
Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться по специальному плану, разработанному штабом. Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий:
Мероприятия при проведении геофизических исследований в открытом стволе:
Осуществлять контроль за уровнем раствора в скважине. При его снижении долить скважину. Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора при проведении ГИС в скважине:
- при бурении под эксплуатационную колонну и плотности бурового раствора =1,12-1,14 г/см3 - м;
Для предупреждения осложнений (прихватов каротажных приборов, нефтеводопроявлений):
- ограничить продолжительность проведения ГИС без промывки при заключительном каротаже перед спуском эксплуатационной колонны до 10 часов.
Мероприятия при спуске обсадных колонн в скважину со вскрытыми продуктивными горизонтами:
Осуществлять контроль за заполнением колонны буровым раствором по объему вытесняемого раствора и нагрузке на крюке, при работе обратного клапана ЦКОД в режиме самозаполнения. При его снижении долить скважину. Предельно допустимое снижение уровня бурового раствора при спуске:
- эксплуатационной колонны и плотности бурового раствора =1,12-1,14 г/см3 - м;
Осуществлять промежуточные промывки:
- при спуске эксплуатационной колонны D = 146 мм - на глубинах 900, 1200м и на забое;
Продолжительность промывок - до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных “Правил…” [3].
Ограничить скорость спуска колонн (предупреждение гидроразрыва горных пород - снижения давления на продуктивные пласты):
- эксплуатационной колонны D = 146 мм - 1 м/с до кровли пласта С2vr, далее - 0,5 м/с - до проектного забоя.
Вести контроль за характером вытеснения раствора из скважины:
Перед спуском эксплуатационной колонны заменить плашки превентора под D = 146 мм и иметь обратный клапан с переводником под квадрат и обсадные трубы.
2.7.2 Предупреждение и ликвидация поглощений
Мероприятия по предупреждению возникновения поглощений при бурении скважины
Все работы по предупреждению возможных поглощений должны проводиться в соответствии с требованиями РД 39-2-684-82 “Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин”, [8] “Комплексной методики…” [6].
Основное условие предупреждения поглощений заключается в регулировании гидродинамического давления бурового раствора на поглощающие горизонты. Регулирование гидродинамического давления бурового раствора обеспечивают следующие мероприятия:
1 Ограничение плотности бурового раствора его минимумом в соответствии с “Правил безопасности…” [3]. Проектные параметры бурового раствора по интервалам совместимости условий бурения (конструкции) скважины приведены в работе. При этом с целью предупреждения наиболее вероятно прогнозируемых поглощений предусматривается ограничение плотности бурового раствора всех типов значения = 1,1 г/см3 для всего разреза скважины.
2 Ограничение и уменьшение гидравлических сопротивлений в скважине, что достигается следующими мероприятиями:
2.1 Бурение под кондуктор и эксплуатационную колонну предусматривается турбинным способом с выбором наименьшей оптимальной производительности буровых насосов из условия работы забойных двигателей и тем самым снижая динамические сопротивления в кольцевом пространстве.
2.2 Постоянный контроль и регулирование параметров бурового раствора: в соответствии с требованиями регламента.
2.3 Уменьшение длины УБТ, диаметров и количества других элементов КНБК.
2.4 Последовательность запуска в работу буровых насосов и восстановления циркуляции бурового раствора в скважине.
Перед пуском буровых насосов в работу для разрушения структуры бурового раствора с целью уменьшения пускового давления необходимо производить расхаживание бурильной колонны с ее вращением.
Восстановление циркуляции производить одним насосом одновременным подниманием колонны бурильных труб на длину квадрата и постепенным (за 1-1,5 мин.) перекрытием выкидной задвижки манифольда.
При восстановлении циркуляции спуск колонны бурильных труб и проворачивание ее ротором не производить. Второй насос следует запустить в работу только после восстановления циркуляции и снижение давления на стояке до нормального (расчетного для данной глубины).
2.5 Предупреждение образования сальников на долоте и муфтах бурильных труб рекомендуется при бурении склонных к сальникообразованию пород отрывать долото от забоя через 5-8 мин. с промывкой и расхаживанием на длину ведущей трубы (квадрата). Скорость движения инструмента вниз при его расхаживании и проработке ствола не должна превышать 0,2 м/с.
2.6 После вскрытия зоны возможного поглощения спуск инструмента производить с промывками в башмаке предыдущей колонны, а затем через каждые 200-300м. Во избежание возникновения больших величин гидродинамических давлений на пласт при спуске инструмента необходимо ограничить скорость движения инструмента до следующих величин: