Бурения скважин в осложненных условиях

2. Определяется интервал прихвата или его верхняя граница.

3. Проверяется проходимость бурильной колонны спуском шаблона.

4. Собирается торпеда установленной длины, спускается в бурильную колонну и устанавливается против интервала прихвата.

5. Производится натяжение бурильной колонны с максимально допустимым натяжением и крутящим моментом.

6. Производится взрыв.

7. Кабель извлекается из скважины.

8. Вызывается циркуляция, и колонна труб поднимается.

Порядок работ при отстреле (обрыве) бурильной колонны с целью зарезки второго ствола скважины аналогичен изложенному. Масса заряда торпеды должна быть выбрана с учетом разрушения бурильной колонны.

Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов (ГИС)

Гидроимпульсный способ рекомендуется для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, заклиниванием колонн в желобных выработках. Применяется при наличии циркуляции. Необходимым условием при этом является нахождение нижней части колонны бурильных труб на некотором расстоянии от забоя скважины, исходя из предположения, что ликвидация прихвата труб будет осуществляться методом сбивания колонны труб вниз.

Способ основан на реализации эффекта разгрузки колонны труб резким снятием предварительно созданных напряжений растяжения в материале труб и давления жидкости, заполняющей полость труб.

Для создания указанных напряжений воздействуют на перекрытый верхний конец бурильных труб давлением жидкости, возникновением в полости труб после замещения находящегося в колонне глинистого раствора другой жидкостью, например, водой.

Возникающий при этом перепад давлений определяется из выражения

ДP = H(??₁-??₂), (69)

где Н - глубина погружения уровня раздела жидкости в колонне;

(??₁, ??₂) - плотности жидкостей в затрубном пространстве и трубах.

Перепад давления, действуя на верхний закрытый конец бурильных труб, создает растягивающую нагрузку и соответственно растягивающие напряжения материала труб. При резком снятии возникающих напряжении в скважине произойдут следующие процессы:

· продвижение колонны в сторону забоя;

· снижение давления в трубах и затрубном пространстве и как следствие, переток промывочной жидкости из затрубного пространства в трубы со значительной начальной скоростью, приводящей к эрозии фильтрационной корки и осадков;

· кратковременное снижение перепада давления в зоне прихвата вследствие понижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины;

С помощью ГИС прихват может быть ликвидирован за один импульс при условии, что работа будет выполняться не позже чем через 24 часа после возникновения аварии, длина неприхваченной части колонны труб составляет 1500 м и более, а прихваченной - менее 50 м. При этом избыточное давление в полости колонны труб составляет не менее 70 кгс/см² на 1000 м труб.

При отступлении от перечисленных условий для ликвидации прихвата требуется выполнять несколько импульсов. Если при этом 10 последовательно созданных импульсов не дали положительного результата, дальнейшие работы целесообразно проводить только после установки жидкостных ванн. При отсутствии положительного эффекта через 30 последовательных импульсов дальнейшие работы ГИС прекратить.

Ограничениями к применению ГИС являются:

· недостаточная плотность промывочной жидкости в скважине (менее 1350 кг/м3);

· негерметичность колонны труб;

· осложненность ствола скважины (осыпи, обвалы, зашламленность и т.д.)

При осуществлении ГИС необходимо руководствоваться специальной инструкцией.

Технология проведения ГИС

Верхний конец бурильной колонны оборудуется нагнетательной головкой с кранами высокого давления на отводных патрубках, задвижкой высокого давления и диафрагмами.

Колонна разгружается полностью, если вес ее до места прихвата менее 100 т или частично, если вес более 100 т. В бурильную колонну закачивается вода или жидкость, плотность которой значительно меньше плотности бурового раствора, находящегося в скважине, в объеме, необходиом для получения расчетного перепада давления ДP и последующего разрыва диафрагмы. Перепад давления должен быть в пределах 10-15 МПа. Столб воды в колонне должен быть не более 2/3 ее длины. При проведении одноступенчатого импульса воду закачивать до разрыва диафрагмы.

При разрыве диафрагмы давление в колонне резко падает, происходит перемещение труб из-за снижения растягивающих напряжений, а также переток бурового раствора из затрубного пространства в трубы с большой начальной скоростью и кратковременное снижение давления вследствие снижения уровня в затрубном пространстве.

Для получения серии импульсов через короткий промежуток времени применяется секционный диафрагменный наголовник.

3.4.22 Отвинчивание бурильной колонны в намеченном месте

Целью отвинчивания бурильной колонны может быть включение в ее состав ударного устройства или установка опорного моста с целью зарезки второго ствола.

Порядок работ при отвинчивании.

1. Установить верхнюю границу.

2. Для более вероятного отвинчивания в рабочем резьбовом соединении бурильной колонны наметить место отворота выше места верхней границы прихвата на длину свечи.

3. Место отворота должно быть в устойчивой части ствола скважины в интервале отсутствия каверн.

4. Определить допустимое число оборотов.

5. Докрепить резьбовые соединения свободной части бурильной колонны вращением ее вправо на допустимое число оборотов.

6. Разгрузить резьбовое соединение, намеченное для отворота.

7. Для этого надо приложить к бурильной колонне растягивающее усилие. Величина усилия равна весу свободной части колонны до места отворота:

Р_у = h_нп?g_с (70)

где g_c - приведенная масса 1 м бурильной колонны, кг;

h_нп - длина бурильной колонны до места предполагаемого отворота, м.

8. Посадить натянутую колонну на клинья.

9. Приложить к колонне обратный вращающий момент (в пределах допустимого числа оборотов) и застопорить колонну.

10. Спустить торпеду ТДШ, установить ее в интервале отворота и взорвать.

11. Поднять из бурильных труб кабель и груз.

12. Расстопорить ротор и приспустить к развинчиванию труб.

13. Вызвать циркуляцию бурового раствора.

14. Приступить к подъему бурильной колонны.

3.4.23 Установка жидкостных ванн

Это один из основных наиболее распространенных способов ликвидации прихватов. Он эффективен для освобождения труб в проницаемых породах, когда колонна прижата к стенке скважины перепадом дифференциального давления или прилипла к глинистой корке. По данным [12], 65 % прихватов этой категории ликвидируется путем установки жидкостных ванн. Способ не рекомендуется для освобождения колонн, заклиненных посторонними предметами, обвалившейся горной породой, в желобах, в суженной части ствола, а также бурильных труб в нарушенной обсадной колонне. Основным условием применения жидкостной ванны является сохранение циркуляции бурового раствора при прихвате. В зависимости от литологического состава пород в зоне прихвата применяют нефть, дизельное топливо, воду, кислоты, щелочи, а также комбинированные по составу ванны. Перед установкой жидкостной ванны определяют суммарное гидростатическое давление столбов бурового раствора и агента ванны.

Оно должно превышать пластовое давление самого высоконапорного горизонта в открытом стволе скважины на 5 - 10 %. Если это условие не соблюдается, то буровой раствор следует утяжелить. При выборе агента жидкостной ванны следует использовать рекомендации работы [11].

Ликвидация прихвата с помощью установки нефтяных ванн

Нефть является наиболее активным агентом жидкостной ванны. Рекомендуется устанавливать ее в первые моменты возникновения прихвата для предотвращения интенсивного роста сил, прижимающих бурильную колонну к стенке скважины, но не позже 3-5 часов после начала аварии.

Перед установкой нефтяной ванны необходимо выполнить следующие мероприятия:

· определить верхнюю границу прихвата по упругому удлинению колонны или с применением специальных приборов;

· проверить надежность работы противовыбросового оборудования, насосов и других элементов циркуляционной системы, состояние буровой вышки и талевой системы, готовность средств пожаротушения, наличие необходимого количества и качества бурового раствора в запасных емкостях. Провести очистку площадки вокруг буровой для предотвращения загораний;

· установить в бурильной колонне обратный клапан кран для предупреждения нефтеводогазопроявлений.

Объем нефти для ванны определяется из расчета перекрытия интервала прихвата в затрубном пространстве и подъема выше верхней границы прихвата не менее чем на 50 - 100 м. Кроме того, определенный объем нефти (3 - 5 м³) резервируется в бурильных трубах, исходя из технологических особенностей процесса освобождения инструмента нефтяной ванной. Рекомендуется после 1 часа нахождения колонны под ванной проверять возможность ликвидации аварии расхаживанием, после чего порцию нефти объемом 0,5 - 0,7 м³ необходимо продавить в зону прихвата.

Суммарный объем нефти для ванны Q определяется по формуле:

Q = 0,785 * (К * Д² - )* (Н + h)+ 0,785* (71)

где: К - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата;

Д - диаметр долота, м;

d_H, d_в- наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м;

Н - интервал прихвата от забоя, м;

h - расчетная высота подъема нефти выше зоны прихвата, м; назначается для нивелирования возможной ошибки определения верхней границы прихвата, принимается равной 50 - 100 м;

h₁- высота столба резервного объема нефти в бурильных трубах, м.

Объем продавочной жидкости определяется по формуле:

(72)

где S - площадь проходного канала бурильных труб, м²;

H_a - высота столба продавочной жидкости в трубах, которая определяется из условия обеспечения равенства давлений в бурильных трубах и кольцевом пространстве после установки ванны, м;

Гидростатическое давление в стволе скважины после установки ванны должно превышать пластовое в целях недопущения нефтегазоводопроявлений.

Буровой раствор в стволе скважины должен иметь по возможности минимальные величины вязкости, СНС и плотности.

Для предупреждения всплывания нефти и ухода ее из зоны прихвата рекомендуется перед порциями нефти и продавочной жидкости закачать порцию буферной жидкости с расчетом заполнения ею 150 - 200 м заколонного и внутритрубного пространств. Для приготовления буферной жидкости на основе применяемого бурового раствора требуется обработать его реагентами - структурообразователями типа КМЦ, крахмал и др. с дозировкой их не более 2 - 3 %.

Приготовленная буферная жидкость должна иметь следующие параметры:

· плотность, близкую к плотности бурового раствора;

· вязкость максимально возможную;

· СНС₁₀ не менее 27 МПа;

· водоотдачу примерно равную водоотдаче бурового раствора.

Обязательным при приготовлении буферной жидкости является ее проверка на коагуляцию при контакте с буровым раствором.

Для установки ванн при возможности выбора рекомендуется применять безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть с малой плотностью. Для повышения эффективности ванны в нефть добавляются поверхностно-активные вещества, например, сульфонол, дисольван. НЧК. ОП-10 и др. в количестве до 1-3 % от объема нефти [13].

Закачка компонентов ванны производится насосами в последовательности: буферная жидкость - нефть - буферная жидкость - продавочная жидкость при максимальной подаче. Скорость восходящего потока бурового раствора, буферной жидкости и нефти в кольцевом пространстве должна быть равна скорости потока бурового раствора при бурении этого интервала.

После установки ванны, в зависимости от разновидности прихвата, колонна или разгружается на определенную часть ее веса, или оставляется под натяжением на талевой системе.

Для предотвращения распространения зоны прихвата рекомендуется расхаживать инструмент во время действия ванны не реже 2 раз за 1 час.

Расхаживание колонны для ее освобождения следует проводить через 4-6 часов после установки ванны, впрочем, это время может быть изменено с учетом опыта ликвидации прихватов в данном районе. После каждого расхаживания часть нефти из бурильной колонны (0,5 - 0,7м³) прокачивается в зону прихвата.

Продолжительность действия ванны должна быть не менее 15 часов. Если при этом колонна не освобождена, то необходимо восстановить циркуляцию, промыть скважину и установить вторую нефтяную ванну. Установка более чем двух жидкостных ванн нецелесообразна. В случае неудачи с установкой второй ванны иногда приступают к сплошной промывке скважины нефтью.

При освобождении колонны производят промывку с вымывом нефти на устье и сбором ее для повторных установок ванн. Колонна труб поднимается из скважины. Проводится тщательный контроль состояния труб, включая дефектоскопию. Ствол скважины в осложненных интервалах прорабатывается.

Водяная ванна.

Применяется в том случае, если геологический разрез представлен устойчивыми породами, не склонными к осыпям и обвалам. Установка водяных ванн наиболее эффективна в скважинах, для промывки которых используется глинистый раствор на основе выбуренных пород, а также при заклинке колонны в интервалах залегания натриевых и магниевых солей. Специалисты считают, что эффект от водяной ванны обусловливается осмотическим массопереносом через фильтрационную корку.

Преимущества водяной ванны в сравнении с нефтяной следующие:

· установка ванны может проводиться буровыми насосами;

· возможность немедленной установки ванны в случае отсутствия нефти на буровой, что важно для буровых, удаленных от баз;

· вода тяжелее нефти, поэтому меры по предотвращению флюидопроявлений выполняются легче;

· вода как агент активна, легко проникает в тонкие каналы фильтрационных корок и менее интенсивно по сравнению с нефтью всплывает в стволе скважины, заполненной глинистым раствором;

· безопасность в пожарном отношении.

Эффективность водяных ванн увеличивается при добавках 1 - 2% ПАВ и некоторых химических реагентов: ОП-10, полиэтиленгликоль, глицерин, КМЦ, хромпик, соляная кислота.

Кислотная ванна

Применяется при ликвидации прихватов труб в карбонатных породах, глинистых известняках и доломитах, а также в глинистых породах. Действие ванны основавается на способности кислоты растворять перечисленные породы. Для кислотных ванн применяется техническая соляная кислота 8-14% концентрации, смеси соляной кислоты и воды или нефти, сульфаминовая кислота. Для растворения глинистых корок используется смесь 16 - 20 % - ной соляной и 40 % - ной плавиковой кислот. Соотношение компонентов смесей подбирается путем лабораторных экспериментов из условия наиболее активного воздействия смеси кислот на образцы пород и фильтрационных корок. При проведении опытов необходимо знать, что скорость воздействия соляной, плавиковой кислот и их смесей на карбонатные породы в большей степени зависит от температуры и давления. При увеличении температуры на 20 - 25° скорость реакции возрастает в 3 раза, а при увеличении давления уменьшается.

Не допускается установка ванн с соляной и смеси соляной и плавиковой кислот при наличии в компоновке бурильной колонны труб из алюминиевого сплава Д16Т. Для уменьшения коррозионного воздействия кислот на стальные трубы и оборудование в них необходимо вводить ингибиторы (формалин, униколы, масла, ПАВ).

Для обеспечения благоприятных условий действия кислотных ванн применяется вода в качестве буферной жидкости. Объем воды определяется из расчета заполнения 50 м затрубного и внутритрубного пространств.

Последовательность операций при установке ванны начинается с закачки первой порции воды, затем закачивается кислота, причем в затрубное пространство первоначально продавливается 25-35 % расчетного объема с оставлением 66-75 % объема кислоты в колонне [2]. За кислотой следует закачка второй порции воды и расчетное количество продавочной жидкости.

Колонна должна находиться под ванной в течение 3-6 часов. Через 1 час инструмент расхаживают и продавливают в зону прихвата 1 - 4 м³ кислоты.

Необходимо обращать большое внимание на соблюдения правил охран труда, так как работы с кислотами могут быть опасными для здоровья членов буровой бригады.

3.4.24 Ликвидация прихватов бурильной колонны обуриванием

Этот способ надежен и применяется, если другие способы и методы ликвидации прихвата не дали результата. Одним из условий его реализации является наличие достаточного зазора между бурильными трубами и стенкой скважины. Целью обуривания является освобождение кольцевого пространства между бурильной колонной и стенкой скважины от шлама, цемента, металла, глинистой корки. Затем обуренная часть бурильных труб отворачивается и поднимается.

Компоновка низа обурочной колонны состоит из обурочных труб с обычным или безопасным переводником для соединения с бурильной колонной и башмачным фрезером внизу.

Вооружение фрезера выбирается в зависимости от того, какой материал предстоит разбуривать. Обурочные трубы - это толстостенные обсадные трубы со специальными резьбами, имеющими повышенную сопротивляемость растяжению и скручиванию. Длина обурочной трубы должна быть на 2-3 метра больше длины предполагаемого участка обуривания (фрезерования). Для увеличения кольцевого зазора между стенкой скважины и обуриваемой колонной обурочные трубы изготавливают безмуфтовыми с гладкими концами. Величина кольцевого зазора влияет на продолжительность обуривания и величину интервала.

Обуривание осуществляется роторным способом с частотой вращения до 60 оборотов в минуту при нагрузке 2-5 тс и скорости восходящего потока не менее 1,2 м/сек. Режимы обуривания могут зависеть от конкретных условий.

Процесс обуривания намного сложнее, чем бурение участка ствола до прихвата, его применяют в наиболее прихватоопасных условиях: небольшие кольцевые зазоры, значительные потери давления на преодолении сопротивлений в скважине. Поэтому работы в скважине надо вести при повышенном техническом надзоре.

Запрещается оставлять обурочную трубу на длительное время без движения, даже при подготовительных работах к наращиванию бурильных труб рекомендуется проворачивать обурочную трубу.

После обуривания прихваченных труб на 2 - 3 трубы производят соединение их с замковым элементом или ловильным инструментом, расхаживают и пытаются их поднять. Если это не дает результата, то срезают обуренные трубы или развинчивают их над верхней границей прихвата, используя для ослабления резьбового соединения торпеду.

После извлечения части обуренных труб работу по обуриванию прихваченных труб повторяют, пытаются освободить их расхаживанием и, если это не дает результатов, снова срезают или развинчивают. Указанные работы повторяют до тех пор, пока прихваченные трубы не будут извлечены.

Турбобуры и УБТ обуриваются в тех случаях, когда диаметры скважины и фрезеруемых труб отличаются между собой на 95-100м.



3.5 Причины осложнений и их виды при бурении скважин в солях

Одним из основных требований к скважинам любого назначения является требование обеспечить надежное, максимальное по времени действия, разобщение объектов эксплуатации, проницаемых горизонтов, водоносных горизонтов. В разрезах, сложенных терригенно-карбонатными породами, эта задача решена достаточно успешно.

При наличии в разрезе водорастворимых солей, механические и физические свойства которых значительно отличаются от аналогичных свойств терригенно-карбонатных пород, задача разобщения усложняется, по причине осложнений на различных этапах строительства и ремонта скважины.

Виды осложнений

Увеличение номинального диаметра ствола скважины и кавернообразование.

При проводке скважины через интервалы, представленные солями разного минерального состава, не исключена вероятность образования каверн даже при применении в качестве бурового раствора насыщенных солевых растворов. Причиной кавернообразования является растворимость солей в пресной воде, а также в водно-солевых системах недостаточно насыщенных по наиболее растворимой соли разреза. Образование каверн в соленосных отложениях исключает проведение качественного цементирования обсадной колонны вследствие неполного вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором. Образующиеся при этом зоны могут стать причиной образования флюидопроводящих каналов по затрубному пространству обсадной колонны. Явления газо- и рапопроявлений также могут стать причиной образования каверн больших объемов и разрушения стенок скважины.

Объем каверн в соленосных отложениях по изложенным причинам может достигать десятков и даже сотен кубических метров.

В 60 - 70-е годы на Яйвинском и Чашкинском участках (месторождения в Пермском крае) было пробурено несколько разведочных скважин на нефть и газ. Интервал солей бурился на растворе насыщенном по каменной соли (NaCl). При этом отмечены следующие осложнения:

· потери ствола скважины по причине самопроизвольной забурки второго ствола;

· прихваты бурильного инструмента шламом;

· расход тампонажного раствора превышал расчетный объем в 3-5 раз;

· акустический цементомер в интервале солей фиксировал неинформативность для оценки качества сцепления цементного камня с колонной и породой.

· сужение ствола скважины. Причиной данного осложнения является пластическое течение солей, которое приводит к потере устойчивости стенок скважины. Скорость деформации составляет 0,1-0,7 мм/час. Статическая прочность большинства солей зависит от температуры и напряжений, действующих в соляном массиве. Так пластические деформации в отложениях каменной соли отмечаются с глубины более 3000 метров, а бишофита с глубины 1500-1700 метров при забойной температуре 35-40⁰С. Пластическое течение солей приводит к прихватам бурильного инструмента, посадкам и затяжкам при CПO, смятию обсадных колонн и даже полному перекрытию ствола скважины.

· коррозионное разрушение обсадных колонн и цементного камня. Указанный вид осложнения происходит при контакте обсадных колонн и цементного камня с растворами солей. Скорость коррозии металла обсадной колонны может достигать 3 мм в год, что значительно уменьшает время надежного разобщения, несовместимых по условиям горизонтов, промежуточными обсадными колоннами.

· самопроизвольное искривление ствола скважины. В результате самопроизвольного искривления ствола скважины происходит его удлинение, нарушается технологический процесс строительства скважины, возможно образование желобов при СПО.

В интервале солей имеются пропластки пород (глина, доломит, аргиллит). При растворении солей выше кровли и ниже подошвы указанных пород возможны обрушения и обвалы, приводящие к прихвату бурильных и обсадных колонн.

Требования к технико-технологическим средствам строительства скважин

Особенности физико-химических и механических свойств водорастворимых солей и связанные с ними возможные осложнения, а также большое значение для народного хозяйства месторождения калийных солей, на территории которого предполагается вести бурение скважин на нефть и газ, потребовали разработки технологии, полностью гарантирующей надежность защиты залежей калийно-магниевых солей.

Конструкция скважины.

Учитывая особенности геологического разряда ВКМКС, конструкция нефтяной скважины должна обеспечить:

· долговечность скважины как горнотехнологического сооружения;

· надежное разобщение соляной толщи от водоносных комплексов на этапах строительства и эксплуатации скважины;

· возможность контроля во времени состояния крепи скважины, в том числе в соляной части разреза, в течение всего срока ее функционирования как горно-технологического сооружения;

§ использование серийно выпускаемого: бурового оборудования, инструмента, материалов и химических реагентов.

Удовлетворить перечисленным требованиям можно лишь при правильном выборе и последующем использовании для строительства скважины технологических средств, обеспечивающих высокое качество вскрытия и изоляции мощной пачки водорастворимых солей (каменная соль, сильвинит, карналлит) от доступа к ним флюидов недр при разработке территориально совмещенных в плане месторождений нефти и калийных солей.

Детальным анализом отечественного и зарубежного опыта бурения установлено, что высокое качество вскрытия соляной толщи (сохранность диаметра ствола скважины в солях близких к номинальному) может быть обеспечено в том случае, если используемый в качестве промывочной жидкости буровой раствор будет отвечать следующим требованиям:

· исключать растворение солей, слагающих стенки скважины;

· иметь запас надежности, позволяющий сохранять способность не растворять солевые породы при попадании в него ограниченного количества (до 5%) пресных или маломинерализованных вод;

· не уменьшать устойчивость породы в межсолевых пропластках во вскрываемом разрезе;

· иметь плотность, достаточную при создании противодавления на стенки скважины для предотвращения газодинамических явлений при вскрытии продуктивной карналлито-сильвинитовой пачки (плотность раствора не менее 1250 кг/м³);

· иметь низкие значения показателей реологических, структурно-механических и фильтрационных свойств в широком диапазоне температур;

· сохранять высокую подвижность и прокачиваемость при низких положительных и отрицательных температурах;

· не вызывать коррозии оборудования, инструмента и обсадных труб;

· образовывать на стенках скважины корку (пленку), обеспечивающую формирование прочного флюидонепроницаемого контакта цементного камня с солями и другими породами при цементировании обсадной колонны, перекрывающей соленосную часть разреза;

· не содержать в составе компонентов, снижающих информативность и достоверность выполняемых в скважине геофизических исследований;

· быть технологичным в приготовлении и регулировании свойств в необходимых пределах;

· быть нетоксичным и безопасным в работе.

В наибольшей степени указанным требованиям отвечают хлормагниевофосфатный (ХМФБР) и полисолевой (ПСБР) буровые растворы.

ХМФБР - стабилизированная неорганическими полимерами водно-солевая система, основой которой является водный раствор хлорида магния MgCl₂*6Н₂О.

Существенным отличием ХМФБР от других растворов для бурения в отложениях солей является высокая стабильность низких значений показателя фильтратоодачи при низких значениях реологических и структурно-механических свойств раствора.

При бурении в солях коэффициент кавернозности не превышает значений 1,02-1,04, а процент выноса керна близок к 100.

Компонентный состав ХМФБР на 1 м³:

· раствор бишофита (с=1300-1320 кг/м³) - 900 л;

· порошок магнезитовый каустический ПМК-83 - 7-8 кг;

· кислота ортофосфорная термическая марка Б - 5 л;

· экструзионный крахмальный реагент ЭКР - 5кг.

Параметры ХМФБР:

· плотность с=1300-1320 кг/м^3;

· плотность фильтрата - не менее 1290 кг/м^3;

· условная вязкость УВ - 22сек;

§ фильтратоотдача Ф₃₀ не более 8*10^-6 м^3;

· толщина корки д - пленка;

· температура (Т) не менее 5° С;

· показатель водородных ионов (pH) 5-6.

Имея высокие значения показателей, ХМФБР является относительно дорогим и сложным в приготовлении раствором. Высокая плотность раствора снижает механическую скорость проходки.

Следующим этапом по совершенствованию технологии строительства и улучшению технико-экономических показателей стало создание полисолевого бурового раствора ПСБР.

Как уже указывалось, геологический разрез ВКМКС характеризуется наличием мощной соляной толщи, включающий отложения каменной соли и калийно-магниевых солей (сильвинит и карналлит). Основным требованием, предъявляемым к буровому раствору в этом интервале - предотвращение каверн растворения. Данному требованию с достаточной степенью надежности отвечает полисолевой буровой раствор ПСБР.

ПСБР - сбалансированная трехкомпонентная водно-солевая система (KCl-NaCl-Н₂О), насыщенная по солям с некоторым избытком в виде рекристаллизованной соли, находящейся в тонкодисперсном состоянии.

Насыщенность раствора по солям устанавливается по значению плотности фильтрата с_ф не менее 1235 кг/м³ при температуре 5-20 °С.

Применение ПСБР позволяет:

· полностью исключить растворение сильвинита и каменной соли;

· резко снизить процесс растворения карналлитовой породы и замедлить процесс кавернообразования в интервале ее залегания;

· обеспечить запас надежности бурового раствора - оставаться насыщенным по КС1 и NaCl при попадании в него пресных или минерализованных вод до 3% к объему раствора.

Насыщенность ПСБР по КС1 и NaCl предотвращает растворение галита и сильвинита. Замедление скорости растворения карналлитовой породы обусловлено значительным снижением активности воды в насыщенной водно-солевой системе KCl-NaCl-H₂O и блокированием поверхности карналлитовой породы кристаллами КС1 и NaCl.

Использование ПСБР позволяет достигать высокого качества крепления технических колонн за счет низких значений коэффициентов кавернозности.

Значения коэффициента каверзности в интервале залегания продуктивной части калийно-магниевых солей (карналлит) находятся в пределах 1,1 до 1,2, а в целом по интервалу использования ПСБР от 1,03 до 1,07.

Компонентный состав ПСБР на 1 м^3:

· хлористый калий 175 кг;

· соль каменная техническая 255 кг;

· экструзионный крахмальный реагент ЭКР 20 кг;

· вода техническая 800-810 кг.

Высокое качество крепления скважин в интервале вскрытой соляной толщи обеспечивается комплексным решением вопросов обоснования, выбора и использования конкретных составов тампонажных материалов в составе крепи за техническими колоннами. На основе детального анализа горно-геологических и горнотехнических условий нахождения цементного камня тампонажного материала в разрезе ВКМКС, с учетом отечественного и зарубежного опыта креплении скважин в солях, сформулированы требования, которым должен отвечать тампонажный материал (раствор-камень).

Требования к тампонажным растворам для крепления скважин в отложениях солей

Тампонажный раствор должен обладать:

· значениями показателей реологических, структурно - механических и фильтрационных свойств, позволяющих в установленные сроки выполнить технологические операции по приготовлению, закачке и продавке его в заколонное пространство;

· не растворять солевые породы, слагающие стенки скважины при движении в кольцевом пространстве;

· иметь высокую седиментационную стабильность;

· тампонажный раствор должен схватываться и твердеть в водных растворах солей разреза (каменная соль, карналлит, сильвинит), а также и условиях низких положительных температур, характерных для верхней части геологического разреза. При твердении тампонажный раствор должен формировать прочный, низкопроницаемый, безусадочный (ограниченно расширяющийся) цементный камень, характеризующийся долговечностью и коррозионной устойчивостью в контакте с пресными и минерализованными водами, хлоридами магния, калия, натрия и водными растворами этих солей различной степени минерализации, сероводородсодержащими солями и пластовыми водами;

· способностью формировать высокопрочную адгезионную связь цементного камня с горной породой и металлом обсадных труб;

· раствор и цементный камень тампонажного материала не должны вызывать коррозию находящихся в скважине обсадных труб, перекрывающих солесодержащую и надсолевую части разреза.

Изложенные требования в условиях разреза, имеющих соли, вскрываемого нефтяными скважинами, выполняются при использовании тампонажных составов, раствор и цементный камень которых характеризуются следующими значениями показателей реологических, физико-механических и фильтрационных свойств:

· тампонажный раствор - плотность 1760-1880 кг/м³,

· начальная консистенция - 0,4-0,8 Па*с,

· условная вязкость - не более 50 с,

· фильтратоотдача - не более 60 кг/м³,

· время загустевания не менее 90 мин (до консистенции равной 3 Па*с),

· начало схватывания не менее 2 часов,

· конец схватывания - не позднее 10 часов; цементный камень (через двое суток твердения при t - +20⁰С);

· увеличение объема - 0,3-1,0 %;

· предел прочности при изгибе - не менее 2,7 МПа;

· предел прочности па сдвиг относительно наружной огибающей поверхности - не менее 3 MПа, со стальной трубой - не менее 7МПа;

· градиент прорыва воды по контакту с каменной солью - не менее 90 МПа/м; со стальной трубой - не менее 150 МПа/м;

· абсолютная газопроницаемость - не более 0,0004 мкм².

Для цементирования обсадных колонн, разобщающих соляную толщу от надсолевых и подсолевых водоносных комплексов, в скважинах, пробуренных за рассматриваемый период, разработаны различные тампонажные растворы.

Для цементирования кондукторов, перекрывающих надсолевой водоносный комплекс, применяются тампонажные растворы на основе портландцемента тампонажного (ПТЦ), расширяющимся тампонажным материалом на основе портландцемента - РПЦТМ, расширяющимся магнезиально - фосфатным тампонажным материалом РМФТМ или расширяющимся известково-магнезиальным тампонажным материалом РИМТМ.

Технические колонны, перекрывающие солесодержащую часть вскрываемого разреза, цементируются тампонажными составами на основе магнезиальных цементов: безусадочным магнезиально-фосфатным тампонажным раствором МФТР, расширяющимся магнезиально-фосфатным тампонажным материалом РМФТМ, а также расширяющимся магнезиальным тампонажным материалом РИМТМ.

Конструкция нефтяных скважин при бурении в солях

На основе детального анализа горно-геологического строительства и последующей эксплуатации нефтяных скважин с учетом перечисленных выше требований, разработана и реализована следующая конструкция скважины:

направление - устанавливается на глубину 30-50 метров с целью перекрытия верхних неустойчивых четвертичных отложений, цементируется до устья;

кондуктор - устанавливается с целью перекрытия и разобщения надсолевых отложений, включающих верхний (надсолевой) водоносный комплекс. Башмак кондуктора размещается в первом пласте каменной соли соляно-мергельной толщи, а в случае его отсутствия - на 5 м ниже кровли покровной каменной соли. Установкой и цементированием башмака кондуктора в безводной части разреза (в кровле водозащитной толщи - ВЗТ) при еще не вскрытой продуктивной соляной толщи исключается сообщение последней с пресным и минерализованными водами надсолевого комплекса уже на стадии бурения скважины. Кондуктор цементируется до устья;

техническая колонна- устанавливается с целью долговременного разобщения в скважине безводной части разреза, включающей соляную толщу, верхнюю и нижнюю водозащитные толщи, от над- и подсолевого водоносных комплексов. Башмак технической колонны устанавливается либо на 100-150 м ниже подошвы подстилающейкаменной соли в безводной части разреза, представленной глинисто-ангидритовой толщей (ГАТ), либо на 5 м ниже кровли филипповского горизонта, если в нижней части ГАТ встречен пласт каменной соли. В целях длительного противостояния технической колонны механическому и коррозионному износу толщина стенки обсадных труб первоначально была принята равной 12 мм. На основании результатов специально выполненных исследований износа обсадных труб в ранее пробуренных скважинах с 1992 года толщина стенки технической колонны в разведочных и эксплуатационных скважинах устанавливается расчетом. Для опытных глубоких нефтяных скважин (ОГН) в интервале от глубины на 50 м выше кровли сильвинито-карналлитовой зоны до глубины на 120 м ниже подошвысильвинитовой зоны толщина стенки обсадных труб технической колонны сохранена равной 12 мм. Техническая колонна цементируется до устья;

эксплуатационная колонна спускается на всю длину скважины или до кровли продуктивного нефтяного горизонта, подлежащего эксплуатации открытым забоем, цементируется до устья.

3.6 Особенности строительства скважин в условиях сероводородной агрессии

В ряде нефтегазовых районов (Волго-Уральский регион, Тимано-Печорский регион) в продуктивных горизонтах в составе нефти и газа содержится сероводород (H₂S).

Флюиды, содержащие сероводород зачастую находятся в горизонтах с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Это в значительной степени осложняет процесс бурения. Большие глубины залегания продуктивных горизонтов, высокие давления, коррозионная агрессия инструмента предъявляют специальные требования к конструкциям скважины, технологии бурения, вопросам промышленной и экологической безопасности.

Сероводород -- сильный яд, поражающий нервную систему, попадая в легкие, сероводород растворяется в крови и соединяется с гемоглобином. При концентрации сероводорода 1 мг/л и более возможна мгновенная смерть от паралича дыхательного центра. При отравлении быстро возникающие судороги и потеря сознания приводят к смертельному исходу из-за остановки дыхания.

Явный запах сероводорода ощущается уже при концентрации 0,0014...0,0024 мг/л, значительный запах -- при концентрации 0,004 мг/л, а при концентрации 0,007...0,010 мг/л запах трудно переносится. При более высокой концентрации сероводорода запах менее сильный, поэтому можно отравиться, не заметив опасного увеличения концентрации сероводорода. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе -- 0,01 мг/л, а в смеси с углеводородами -- 0,003 мг/л.

Сероводород легко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается. Температура его самовоспламенения 290 ⁰С. Нижний и верхний пределы взрывоопасной концентрации сероводорода в воздухе составляют соответственно 4,0 и 45,5% (по объему).

Сероводород тяжелее воздуха, относительная плотность его 1,17. Способность сероводорода образовывать скопления в нижней части рельефа местности приводит к его взрывоопасной концентрации. Вследствие этого при проявлениях сероводорода возможны взрывы и пожары, которые могут распространяться на огромной территории и стать причиной многочисленных жертв и больших убытков.

Исходя из этого, к скважинам, которые могут вскрыть пласты с H₂S, предъявляются очень жесткие требования к выполнению норм по техники безопасности. Этим обусловливаются мероприятия по выбору и размещению оборудования, обучению и тренировки буровой бригады. В условиях сероводородной агрессии имеет место ряд специфических осложнений: сильное коррозионное воздействие сероводорода на стали и их сульфидное растрескивание, в результате чего разрушаются бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы, устьевое, буровое и нефтепромысловое оборудование, цементный камень; происходит резкое ухудшение свойств буровых растворов -- загустевание, рост показателя фильтрации, интенсивное образование высокопроницаемой фильтрационной корки и др. Особенно трудно бороться с этими осложнениями при бурении глубоких скважин (более 4000 м) на месторождениях нефти и газа с содержанием сероводорода до 25...30%, углекислого газа до 25% и наличием зон АВПД. К таким месторождениям, прежде всего, следует отнести очень крупное Тенгизское нефтяное месторождение, расположенное в Прикаспийской впадине.

Согласно правилам техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности при вскрытии пластов, содержащих сероводород, должны быть организованы постоянные наблюдения за концентрацией сероводорода, выделяющегося из бурового раствора, для принятия мер по предупреждению отравления людей.

Наиболее простым способом контроля над содержанием сероводорода в воздухе или газе является определение его с помощью индикаторной бумаги. Индикаторную бумагу, выдержанную в исследуемой среде в течение 30 с, сопоставляют по цвету с эталонными образцами и определяют концентрацию сероводорода. При отсутствии эталонных образцов содержание сероводорода оценивают не количественно, а только качественно. Для количественного его определения используют колориметрический метод, основанный на принципе прямого отсчета концентрации сероводорода по длине индикаторной трубки газоанализатора после прокачивания через нее исследуемого воздуха. В нефтяной промышленности с этой целью используют газоанализаторы типов УГ-2 и ГХ-4.

В настоящее время разработана автоматизированная система сбора и обработки геологической, геофизической и технологической информации в процессе бурения (АССБ-1). Лабораторная станция предназначена для определения показателей физических свойств бурового шлама и раствора, а также содержания в них газа.

Часто встречающимся видом коррозионного растрескивания нефтепромыслового оборудования является сероводородное растрескивание, происходящее под действием сероводорода в присутствии воды. Механизм разрушения этого вида связан с проникновением в сталь водорода, образующегося при электрохимической сероводородной коррозии.

Зарубежная и отечественная практика бурения скважин в условиях сероводородной агрессии показала, что наиболее целесообразно использовать бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы, устьевое буровое и нефтепромысловое оборудование, изготовленные из специальных сталей, стойких к наличию в среде H₂S и СО₂.

Для цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии используют стойкие к H₂S тампонажные материалы или химически ингибированные тампонажные цементы. При этом в тампонажную смесь включают компоненты, способные к взаимодействию с присутствующим сероводородом. Образующиеся в результате упомянутого взаимодействия, продукты должны представлять собой нерастворимые соединения, способные препятствовать проникновению агрессивного агента в цементный камень.

Важнейшая задача при бурении скважин в условиях сероводородной агрессии - создание нормальных условий для работающего на буровой установке персонала, которое заключается в недопущении превышения санитарной нормы (3 мг/м³) его концентрации в воздухе над буровым раствором в циркуляционной системе и приемных емкостях, а при необходимости в проведении нейтрализации сероводорода.

Имеется 2 способа нейтрализации сероводорода [20]:

· использование закрытой системы циркуляции бурового раствора с последующей нейтрализацией сероводорода или его отделения с дальнейшим сжиганием в трапно-факельной установке;

· химическое связывание путем добавки в буровой раствор реагентов нейтрализаторов;

Степень нейтрализации сероводорода обеспечивается выбором реагента нейтрализатора, его нормирования, а также постоянным контролем над содержанием сероводорода и его сульфидов в буровом растворе. Наиболее устойчив к сероводородной агрессии буровой раствор на известково-битумной основе. [20].

Его поглотительная способность достигает 8 - 10 м³ сероводорода на 1 м³ раствора. Эффективными нейтрализаторами являются : нейтрализатор H₂S ВНИИБТ1 и реагент Жс -7, состоящий из окислов железа. Количество Жс-7 определяется условиями бурения и ожидаемой концентрацией сероводорода в пластовом флюиде. Первичная обработка реагентом Же-7 производится из расчета 50 кг реагента на 1 м³ бурового раствора. Появление в растворе водорастворимых сульфидов указывает на недостаточную концентрацию активного нейтрализатора. При дополнительной обработке в раствор добавляется нейтрализатор в количестве 25% от количества, использованного при первичной обработке.

В случае выхода из скважины газированного раствора, содержащего сероводород, необходимо герметизировать скважину превентором и осуществлять циркуляцию через штуцерные линии с дегазацией бурового раствора в сепараторе и в вакуумном дегазаторе с отводом газа на сжигание. Бурение продуктивных пластов следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых клапанов в антикоррозионном исполнении. В манифольдную (дроссельную) линию противовыбросового оборудования должна быть включена трапо-факельная установка.

К профилактическим мероприятиям по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений при наличии сероводорода более 6% относятся: [20]:

· использование станции геотехнического контроля;

· наличие запаса материалов и химических реагентов, нейтрализаторов сероводорода, достаточного для приготовления и обработки бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины;

· наличие цементного агрегата, способного развивать давление не менее 80 МПа;

· привлечение к работе обученных рабочих и специалистов в условиях сероводородной агрессии.

К работе на месторождениях с высоким содержанием сероводорода допускаются лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков использования средствами защиты органов дыхания.



3.7 Осложнения, связанные с самопроизвольным искривлением ствола скважины

При самопроизвольном искривлении ствола скважины возникают следующие проблемы.

1. Изменяется проектная сетка разбуривания месторождения - размещение забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, изменению коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости бурения дополнительных скважин.

2. Возможно попадание ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной в этом кусте скважины.

3. Осложняется спуск обсадных колонн, в местах наиболее резких изменений направления оси ствола скважины, возможны их заклинки, слом и потеря герметичности.

4. Увеличивается вероятность некачественного крепления скважин, так в искривленном стволе колонна на значительном протяжении может вплотную прилегать к стенке скважины, что делает невозможным создание сплошного цементного кольца вокруг обсадных труб и надежное перекрытие и разобщение пластов.

5. Осложняется работа оборудования при насосном способе эксплуатации. Возможен разрыв штанг вследствие увеличения нагрузки, преждевременный износ (протирание) насосных и обсадных труб, нарушение режима работы насосного оборудования.

6. Увеличивается длина ствола скважины и расход материалов для крепления обсадных колонн.

7. На незакрепленных участках искривленного ствола скважины происходит образование желобных выработок.

8. При использовании роторного способа бурения скважины требуется больший расход мощности на вращение бурильной колонны.

9. Осложняется контроль над нагрузкой на долото вследствие зависания бурильной колонны.

10. Для исправления отклонения ствола скважины от проектного профиля требуется проведение дополнительных работ.

11. Увеличивается время и стоимость строительства скважины.

Причины самопроизвольного искривления ствола скважины

Искривление скважин происходит в результате совместного действия большого числа факторов - геологических, технических и технологических.

Геологические факторы

К ним относятся:

· наклонное залегание пластов;

· анизотропность горных пород;

· чередование различных по твердости пород;

· наличие кавернозных участков ствола скважины;

· наличие тектонических нарушений;

· напряженное состояние горных пород.

При переходе из менее твердой породы в более твердую, если угол встречи долота с породой меньше так называемого критического угла, ствол скважины будет искривляться вниз по падению пласта вследствие скольжения долота по плоскости пласта. Угол встречи при этом будет уменьшаться. При углах больших, чем критический, искривление будет происходить вверх по восстанию пласта, а угол встречи будет возрастать.

Отмечено, что тип долота заметно влияет на величину критического угла. При бурении шарошечными долотами в контакте долото-порода преобладает трение качения, а при работе долот истирающего типа - трение скольжения. Поэтому критический угол при бурении шарошечными долотами выше, чем при бурении долотами скалывающее-истирающего типа.

В наклонно залегающих пластах при переходе из твердой породы в мягкую интенсивнее разрушается мягкая порода, в результате чего искривление переходит в сторону твердой породы.

Чередование различных по твердости пород может привести к азимутальному искривлению.

При встрече долота с различными включениями и пустотами (валуны, крупная галька, полые трещины, карстовые образования), происходит незакономерные искривления ствола скважины, обычно в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Интенсивность искривления выше в мягких и рыхлых породах.

Технические факторы-причины искривления скважин

К техническим причинам относятся:

· применение породоразрушающего инструмента и элементов компоновки низа бурильной колонны (КНБК) не предусмотренных режимно-технологической картой;

· эксцентричность элементов бурильной колонны;

· соединение элементов бурильной колонны между собой с перекосами;

· несоосность долота и КНБК.

Несоосность низа бурильной колонны при переходе с большего диаметра на меньший вызывает эксцентричное продолжение ствола меньшего диаметра, а при расширении ствола возможно отклонение его от первоначального диаметра.

Бурение с эксцентрично навернутым долотом, с погнутыми ведущими трубами (особенно при небольшой глубине скважины) может способствовать интенсивному разбуриванию стенок скважины.

Применение в компоновках коротких забойных двигателей в часто перемещающихся по твердости породах приводит к искривлению ствола скважины.

Нередко ствол скважины искривляется в начале бурения скважины. К техническим причинам искривления относятся несоосность вышки, стола ротора и шахтового направления, а также негоризонтальность стола ротора и искривленность ведущих и бурильных труб.

Действие указанных причин проявляется до глубин от нескольких метров до десятков метров.

Технологические факторы

К технологическим причинам искривления скважин относятся причины, связанные с технологией бурения. Это способ бурения, типоразмер долота, компоновка низа бурильной колонны, режима бурения. Основным режимным параметром является нагрузка на долото. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин имеются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать ее в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются и диаметр их уменьшается.

Мероприятия по предупреждению самопроизвольного искривления скважин

1. Обеспечить горизонтальность стола ротора, центрацию вышки.

2. Использовать только прямолинейные бурильные трубы и ведущую трубу.

...