14.2 Предупреждение, обнаружение и ликвидация гнвп при строительстве и эксплуатации морских скважин.

Для предупреждения ГНВП в процессе бурения, кроме утяжеления БР и герметизации устья скважины необходимо выполнять мероприятия: 1)Не вскрывать пласты кот. Могут вызывать проявления без предварительного спуска колонны обсадных труб предусмотренных ГТН. 2)Долив скв. при подъеме БК должен производиться непрерывно для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока ПЖ или использовать дозаторы. 3) Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с ГНВП. 4)При снижение плотности БР более, чем на 20 кг/м³ необходимо принимать немедленные меры по ее восстановлению. 5)Необходимо иметь 1,5 кратный запас раствора на скважинах в которых предполагается вскрытие зон с возможным ГНВП, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектов; на газовых и газоконденсатных месторождениях и с аномально высоким давлениями. В остальных случаях резервное количество бурового промывочного раствора определяется исходя из конкретных условий и указанных в ГТН. 6)Т.к. колебания давления при СПО зависят от зазора между БК и стенками скв. следует избегать применения компоновок нижней части БК с малыми зазорами. 7) Колонну БТ необходимо поднимать только после тщательной промывки скв. при параметрах БР соответствующих ГТН. Промывать скв. следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при вращении БК. 8) Если при подъеме БТ уровень глинистого р-ра в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае БК необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скв., только после этого приступить к подъему инструмента. 9)Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей БТ устанавливают обратный клапан.

Обнаружение ГНВП: 1)Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции. 2)Увеличение объема ПЖ в приемных емкостях при бурении или промывке скв. 3)Увеличение скорости потока ПЖ из скв. при неизменной подаче насоса. 4)Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при СПО. 5)Увеличение объема вытесняемой из скв. жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным. 6)Снижение уровня столба р-ра в скв. при технологических остановках или простоях. 7)снижение плотности выходящей из скв. ПЖ. 8)Повышение газосодержания и температуры ПЖ. 9)Изменения давления на буровых насосах при прочих равных условиях их работы.

Ликвидация ГНВП: метод уравновешенного пластового давления. При ликвидации проявления забойное давление поддерживается несколько выше пластового на протяжении всего процесса. При этом поступление флюида прекратится вплоть до полного глушения.

Существует 4-е способа осуществления этого метода: А)способ непрерывного глушения скважины: процесс вымыва и глушения начинают вести сразу на растворе с плотностью, необходимой для выполнения условия - Рзаб > Рпласт. При этом способе в скважине возникают наиболее низкие давления, следовательно, он наиболее безопасен. Однако для его осуществления необходимо иметь достаточный запас утяжелителя и средств быстрого приготовления раствора на буровой.

Б) Способ ожидания утяжеления: после обнаружения проявления закрывают скважину и приступают к приготовлению раствора необходимой плотности и требуемого объема. Во время приготовления раствора держат постоянным давление в бурильных трубах, что обеспечивает постоянное пластовое давление при всплытии пачки флюида. Недостатком этого метода является необходимость правильного регулирования давления всплывающей пачки флюида, т. е. чтобы давления не превысили допускаемых оборудованием, а также возможен прихват бурильного инструмента, так как скважина остается без циркуляции. Преимущество этого способа над предыдущим заключается в том, что мы можем приготовить раствор одинаковой плотности, а также при этом способе будут возникать наименьшие максимальные давления, так как когда газ

еще не подошел к устью и тяжелый раствор начал заполнять КЗП, мы все больше и больше приоткрываем штуцер, следовательно, газовая пачка больше растягивается и теряет давление при подходе к устью.

В)Способ двухстадийного глушения скважины. На первой стадии производится вымыв флюида из скважины на том же растворе, на котором получили проявление. Одновременно приступают к заготовке раствора с плотностью, необходимой для глушения скважины. На второй стадии глушения производят закачку в скважину утяжеленного раствора. Этот способ проще двух предыдущих, относительно безопасен, но при его осуществлении создаются наиболее высокие давления в скважине.

Г)Двухстадийный растянутый способ. На первой стадии с противодавлением ведут вымыв поступившего флюида скважины на том же растворе, на котором получили проявление. После вымыва пластового флюида, не прекращая циркуляции, увеличивают плотность циркулирующего раствора до требуемой плотности и тем самым производят глушение проявляющего пласта. Этот способ применяют при отсутствии нужных для приготовления раствора емкостей. метод ступенчатого глушения скважины: к использованию этого метода прибегают тогда, когда при использование предыдущих методов возникают давления, превышающие допускаемые давления на устье.