10.2 Способи і технічні засоби ліквідації нафтогазопроявів і прихоплень бурильного інструменту
Причина флюїдопроявів – порушення рівноваги гідравлічного тиску в сверд-ловині і проявляю чому пласті, що призводить до надходження флюїду із пласта в свердловину.
Прояви можуть виникати як при зниженні тиску на пласт, так і без його зниження. Основними причинами проявів із-за зниження тиску на пласт є геологічні і технологічні фактори. До геологічних факторів належать: розкриття регіональних і локальних зон АВПТ, наявність порожнин заповнених газом, а також тектонічні порушення. До технологічних факторів виникнення проявів належать причини, пов’язані з порушенням технології проводки свердловини: низька густина промивальної рідини; зменшення гідродинамічного тиску в свердловині; падіння рівня промивальної рідини в свердловині; утворення штучних зон АВПТ.
Про початок газонафтопроявів можна судити за підвищенням рівня рідини в прийомній ємкості, зміною витрати промивальної рідини на вході і виході із свердловини, появою нафтової плівки і газових бульбашок у промивальній рідині, за зниженням її густини зміною реологічних властивостей і хімічного складу фільтрату, переливом через устя після припинення циркуляції.
При нафто- і газопроявах велику небезпеку становлять само загоряння, утворення вибухонебезпечної суміші з повітрям, отруєння. Особливо небезпечні прояви сірководню.
При імовірності проявів підвищують контроль за станом свердловини, частіше заміряють параметри промивальної рідини та її рівень в прийомних ємкостях, вивчають зміну складу шламу, розчину, його фільтрату, перевіряють готовність резервного бурового і підпорних шламових насосів, проти викидне та інше обладнання, кількість і параметри промивальної рідини в запасних ємкостях. Профілактика проявів при бурінні свердловин забезпечується застосуванням комплексу техніко-технологічних заходів. Це вибір раціональної конструкції свердловини, керування гідродинамічною обстановкою в свердловині при виконанні технологічних операцій, зміна проникності проявляю чого пласта.
Основним способом, який дозволяє керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам промивальної рідини, є герметизація устя спеціальним проти викидним обладнанням.
10.3 Герметизація устя свердловини. Типи превенторів, схеми обв’язки устя та управління превенторами
Герметизація устя свердловини здійснюється за допомогою противикидного обладнання. Герметизують устя з метою попередження відкритих викидів рідини або газорідинної суміші і фонтанів при бурінні, дослідженні, випробуванні і освоєнні свердловини.
В склад противикідного обладнання (ПВО) входять: превентори, устьова хрестовина, надпревенторна котушка і роз’ємний жолоб, що складають стволову частину превенторного обладнання; маніфольди для обв’язки стволової частини проти викидного обладнання, що забезпечують можливість управління свердловиною при газонафтопроявах; станції управління превенторами і маніфольдом.
Проти викидне обладнання встановлюють між устям свердловини і полом бурової установки. По правилам безпеки в нафтогазопромисловій промисловості установка проти викидного обладнання обов’язкова при бурінні на розвідувальних площах, газоконденсатних і газових родовищах і на родовищах з аномально високим пластовим тиском. Устя свердловини обладнується превенторами після спуску і цементування кондуктора і проміжної колони. Проти викидне обладнання випробовується на міцність і герметичність.
Для герметизації устя використовують плашкові, універсальні і обертальні превентори.
Плашковий превентор призначений для герметизації устя свердловини при наявності і відсутності труб в свердловині.
Гідравлічне управління превентором дублюється ручним механізмом односторонньої дії, що використовується при відмові гідравлічної системи, а також при необхідності закриття превентора на тривалий час. Ручний механізм складається із шліцьового валика і проміжної різьбової втулки, яка має шліцьове з’єднання з поршнем. Валик через вилку кардана і тяги з’єднується з штурвалом, винесеним на безпечну відстань від устя свердловини. При обертанні валика по часовій стрілці різьбова втулка приводиться в прямолінійний рух і переміщую поршень до замикання плашок превентора. Розрахунковий час закриття превентора складає 10 с при використанні гідравлічної системи і 70 с при ручному управлінні. При зворотному обертанні гвинта поршні залишаються нерухомими, а різьбові втулки завдяки шліцьовому з’єднанню з поршнями вертаються у вихідне положення. Після переміщення різьбових втулок у вихідне положення превентор можна відкрити за допомогою гідравлічної системи управління.
В
плашкових превенторах використовують
трубні плашки для герметизації устя
свердловини з підвішеною колоною
бурильних чи обсадних труб глухі 
плашки
при відсутності труб в свердловині. При
необхідності використовують спеціальні
плашки для перерізання труб.
Універсальні превентори мають більш широкі можливості ніж плашкові. Вони герметизують устя свердловини при наявності і відсутності в ній підвішеної колони труб і разом з тим дозволяють, зберігаючи герметичність устя свердловини, провертати бурильну колону і протягувати труби разом з муфтами і бурильними замками. Універсальний превентор здатний герметизувати устя свердловини незалежно від діаметра і геометричної форми ущільнюваного предмета.
В залежності від очікуваної інтенсивності нафтогазопроявів, обумовлених геологічними факторами, рекомендують наступні схеми противикидного обладнання:
двостороння з двома лініями маніфольда і однією хрестовиною;
трьохпревенторна з двома лініями маніфольда і однією хрестовиною (рис. 10.1.)
трьохпревенторна з двома лініями маніфольда і двома хрестовинами;
трьохпревенторна з трьома лініями маніфольда і двома хрестовинами.
1 – допоміжний пульт; 2 – станція гідравлічного управління; 3 – роз’ємний жолоб; 4 – флан-цева котушка; 5 – універсальний превентор; 6 – плашковий превентор; 7 – манометр з запірним і розрядним пристроями і розділювачем середовищ; 8 – засувка з ручним управ-лінням; 9 – регульований дросель з ручним управлінням; 10 – відбійна камера з розрядним пристроєм; 11 – сепаратор; 12 – засувка з гідравліч-ним управлінням; 13 – устьова хрестовина; 14 – зворотній клапан; І – блок дроселю-вання; ІІ – в систему зрідження газу; ІІІ – в систему очистки; IV – прямий скид; V – лі-нія дроселювання; VI – устя свердловини; VII – лінія глушіння; VIII – до бурових насосів; ІХ – до насосних установок або прямий скид; Х – блок глушіння
Рисунок 10.1 – Схема противикидного обладнання