10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин

Надходження у свердловину флюїдів з причин, не пов'яза­них із зменшенням тиску на пласт, не може практично призвести до ство­рення передвикидної ситуації. Проте в певних умовах надходження в свердловину флюїду, особливо газу, може сприяти розвитку проявів через зниження тиску на вибій. Крім того, таке надходження газу може бути приводом для термінового обважнення промивальної рідини і причиною виникнення інших ускладнень.

Газонафтоводопрояви не лише порушують процес буріння, а й є причиною важких аварій. Під час інтенсивних нафтогазоводопроявів можливі руйнування устя свердловини і бурового обладнання, вибухи, пожежа, сильне забруднення навколишнього середовища, а інколи і людські жертви.

Основним способом, який дає змогу керувати станом свердловини у разі припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам про­мивальної рідини, є герметизація устя спеціальним противикидним облад-

нанням. До комплекту цього обладнання входять два-три плашкові превен-тори. Універсальний превентор обладнаний апаратурою дистанційного ке­рування, а також системою трубопроводів і обв'язкою із засувками високо­го тиску з дистанційним керуванням регульованих і нерегульованих штуце­рів. Превентор є високонадійним приладом безпеки при розкритті пластіг. з НГПТ.

Плашкові превентори мають півкруглі (фігурні) плашки з вирізами під діаметр бурильних труб, а також глухі плашки. Превентори з фігурними плашками призначені для герметизації устя, коли в свердловину спущенг бурильна колона, а з глухими — коли в свердловині відсутні труби.

Універсальний превентор герметично закриває свердловину, якщо е його отворі знаходиться труба або бурильний інструмент.

Превентор дає змогу здійснювати герметизацію устя під час обертання бурильної колони, якщо надлишковий тиск на усті порівняно невеликий Робочий тиск превенторів, якого досягають грязьовими (буровими) насо­сами, має бути вищий за той найбільший тиск, що може виникнути на уст у разі закриття превентора на викиді. На рис. 10.3 показано схему, розра­ховану на тиск 70 МПа і більше. Якщо тиск менший, застосовують про­стіші схеми герметизації.

Для попередження викидів і відкритого фонтанування у разі флюїдо-проявів потрібно:

1. герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежите за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчас­ но ліквідовувати виявлені дефекти;

2. систематично контролювати якість промивальної рідини, яка вихо­ дить із свердловини (густину, вміст газу); з підходом до горизонту з НГШ (особливо газовим) здійснювати безперервний контроль цих параметрів;

3. перед розкриттям горизонтів з підвищеним коефіцієнтом аномаль- ності завчасно довести густину промивальної рідини до норми (щоб не до­ пустити проявів і поглинань);

4. для розкриття горизонтів із підвищеним коефіцієнтом аномальност застосовувати промивальні рідини з малою водовіддачею, низьким статич­ ним і динамічним напруженням зсуву та практично нульовим добовим від­ стоєм;

5. здійснювати повну дегазацію промивальної рідини за потреби при­ пинити буріння і провести її заміну на свіжу з більшою густиною;

6. мати на буровій запас промивальної рідини необхідної якості в кіль­ кості не менше двох-трьох об'ємів свердловини;

7. під час підіймання колони труб доливати у свердловину промиваль­ ну рідину з таким розрахунком, щоб рівень її завжди знаходився біля устя;

8. мати у складі бурильної колони зворотний клапан або над вертлю­ гом — кран високого тиску;

9. не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання;

10) під час кожного промивання циркуляцію відновлювати при закри­ тому превенторі на усті свердловині.

Відкривати превентор можна лише після того, як надлишковий тиск на виході із свердловини знизиться до атмосферного.

Якщо не вдалося запобігти припливу пластового флюїду і був викид, коли в свердловині знаходилась бурильна колона, то слід оперативно за­крити превентор і спрямувати рідину із свердловини через боковий відвід обв'язки, а через бурильні труби закачувати свіжу рідину підвищеної гус­тини. Під час операцій з глушіння припливу слід стежити за тим, щоб над­лишковий тиск в обсадній колоні не перевищував допустимий (з умови розрахунку колони), а на стінки свердловини нижче башмака — був мен­ший від тиску поглинання.

Якщо викид перейшов у відкрите фонтанування, то до роботи з лікві­дації аварії залучають спеціалізовані протифонтанні служби.

Слід акцентувати увагу на тому, що пласти з НГПТ, які спричинюють аварійні ситуації з дуже поганим наслідком, навіть коли повністю руйну-

ється наземне обладнання, виникають пожежі, а в окремих випадках є люд­ські жертви, трапляються на різних глибинах (малих, середніх і великих). Прикладом аварійного вибуху газу за наявності пласта з НГПТ на дуже малій глибині є викид газу з глибини лише 105 м під час буріння пошукової свердловини Коршів-57 у піщано-глинистій товщі неогену Зовнішньої зони Передкарпатського прогину. Викид газу був настільки значний, що на місці свердловини утворилася воронка (діаметром 20 м) з вируючим глинистим розчином (рис. 10.4); бурова вишка була повалена, а буровий станок ЗИФ-600 з іншим обладнанням затонув у цій воронці. Із вируючого глинистого розчину воронки кожні 30 с пульсаційно вивільнялася певна порція газу. Ліквідація аварії тривала не менше 3 років.

Обладнання устя свердловин при їх освоєнні. Освоєння свердловини, обсадженої експлуатаційною колоною, складається з таких робіт: установ­лення надземного та підземного обладнання; перфорація; виклик припли­ву; очистка пласта та стимулювання припливу; проведення досліджень з метою визначення кількісної та якісної характеристик пласта і флюїдів.

Ці роботи забезпечують:

• створення гідродинамічного зв'язку пласта зі свердловиною;

• приплив нафти чи газу за об'ємом, близьким до потенційного;

• збереження цілісності скелета пласта у привибійній зоні;

• попередження прориву пластової води (нижньої або верхньої) і газу з газової шапки, перетоку рідини між пластами; збереження експлуатаційної колони; попередження неконтрольованих фонтанних проявів;

• збереження, відновлення або підвищення проникності привибійної зони; охорону надр; охорону навколишнього середовища і виконання пра­ вил техніки безпеки.

Освоєння свердловин здійснюють після випробування експлуатаційної колони на герметичність відповідно до нормативних документів, з ураху­ванням умов проведення запланованих технологічних процесів під час ос­воєння, експлуатації і ремонту.

Найпоширенішою є клинова колонна головка. Вона призначена для обв'язки двох колон — проміжної і експлуатаційної або експлуатаційної та кондуктора.

Після встановлення колонної головки на усті газової свердловини її опресовують газоподібними агентами в такому порядку:

1. через міжколонний простір устя свердловини опресовують на тиск, який відповідає допустимому внутрішньому тиску проміжної колони, але не вище тиску, який може спричинити поглинання рідини;

2. після такої операції слід встановити на неї трубну головку фонтан­ ної арматури, понизити рівень рідини в колоні і вдруге опресувати газом (повітрям) на максимальний робочий тиск обсадної колони, на якій вста­ новлена колонна головка, і витримати тиск не менше 5 хв.