Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет «Нефтетехнологический»

Кафедра «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине

Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

Выполнил: студент: 4-НТФ-2.

Мельниченко А.М.

Проверил: преподаватель

Нечаева О.А.

Самара 2013

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Литолого-стратиграфический разрез скважины

1.2 Зоны осложнений. Анализ возможных рисков по геологическому разрезу скважины

2. Поглощение промывочной жидкости. Методы предотвращения и ликвидации

Список литературы

Введение

Осложнения и аварии при бурении скважины является неотъемлемой, но нежелательной частью строительства скважины. Осложнения и аварии так или иначе встречаются при бурение любой скважины, поэтому встает вопрос о их ликвидации и предупреждение.

К сожалению, даже при использовании современных достижений в области конструирования и технологии сооружения скважин, зачастую не удается избежать осложнений, препятствующих скоростному и эффективному бурению. Наиболее часто возникают такие осложнения, как поглощения бурового промывочного и тампонажного растворов, нефте-, водо- и газопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, затяжки и посадки бурового инструмента при спускоподъемных операциях.

Мировой опыт последних лет показывает, что практически все скважины в той или иной степени осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Именно поэтому в большинстве случаев используют многоколонные конструкции скважин и разнообразные по технологическим свойствам буровые растворы.

Осложнения - это нарушение непрерывности технологического процесса строительства скважины при соблюдение технологического проекта и правил ведения буровых работ, вызванное явлением горно-геологическим характера, а так же последствием стихийных бедствий.

Виды осложнений:

- Поглощение

- Проявления (гнвп, рапопроявление, выбросы, фонтаны)

- Нарушение устойчивости стенок скважины (осыпи и обвалы, набухание породы, ползучесть, растворение породы, желобообразование)

- Прихваты (дифференциальные и механические)

Авария - это нарушение непрерывности технологического процесса строительства скважины, требующее для его ликвидации проведение специальных работ, не предусмотренных проектом. Аварии происходят из за поломки, оставления или падения в скважину элементво обсадных или бурильных труб колонн, прихвата, открытого фонтанирования и падения в скважину различных предметов.

Виды аварий:

-Аварии с элементами бурильной колонны (оставление в скважине колонны бурильных труб или элементов КНБК из-за поломки или срыва по резьбовой части, поломки по сварному шву, поломки по сварному телу, поломки ведущей трубы и элементов компоновки)

-Обрыв бурильных труб (обрывом называется авария характеризующаяся нарушением целостности элементов бурильной колонны, находящийся в скважине. Обрывы по форме - клиновидны, прямой, фигурный, спиралевидный. По месту обрыва - в резьбовых соединениях БТ, в соединительных переходниках БТ)

-Аварии с долотами (отрыв матриц, поломка секторов, срыв резьб, слом тела в резьбовой части, отрыв шарошек, скол и выпадение вооружения шарошек)

-Прихваты БТ и ОТ (частичное или полное прекращение движения бурового инструмента, ОТ. Прихваты шламом, прихваты горными породами, прихваты глинистой коркой, прихваты осколками металла ПРИ, прихваты предметами)

-Аварии с забойным двигателем (оставление турбобура, электробура, ВЗД или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной)

-Падение в скважину посторонних предметов (ключей, вкладышей ротора, роторных клиньев, других ручных инструментов)

Задачей курсовой работы является охарактеризовать зоны возможных осложнений, рассмотреть степень риска, варианты ликвидаций, должны быть выполнены анализ и оценка технологического риска, выделены зоны риска в разрезе скважины, т.е. интервалы, в которых возможно возникновение опасных событий с указанием степени риска, и обоснованы мероприятия по его снижению до приемлемого уровня

В курсовой работе рассматривается скважина № 2095 Северо-Покачевской площади.

1. Геологическая часть

Северо-Покачевское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 110 км к северо-западу от г. Нижневартовск.

Климат округа умеренный континентальный, характеризующийся быстрой сменой погодных условий, особенно осенью и весной, а также в течение суток. На формирование климата существенное влияние оказывает защищённость территории с запада Уральским хребтом, а также открытость с севера, способствующая беспрепятственному проникновению холодных арктических масс. Немаловажную роль играет равнинный характер местности с большим количеством рек, озёр и болот. Зима суровая и продолжительная с устойчивым снежным покровом, лето короткое и сравнительно тёплое. Для переходных сезонов (весна, осень) характерны поздние весенние и ранние осенние заморозки. Средняя температура января по округу колеблется в пределах - 18-24

Лето короткое и прохладное, зима длительная и морозная. Весна и осень короткие.

Среднегодовая температура воздуха -- ?0,9 °C

Относительная влажность воздуха -- 73,7 %

Средняя скорость ветра -- 3,1 м/с

Территория округа представляет собой обширную, слабо расчленённую равнину с абсолютными отметками высок, редко достигающими 200 м над уровнем моря.

1.1 Литолого-стратиграфический разрез скважины

Таблица №1

Стратиграфия	Глубина залегания м	Мощность, м	Краткое название породы
название	от	до
Четвертичные отложения	0	80	80	Глина, суглинки, пески
Четвертичные отложения	80	366	286	Глина, пески
Тавлинская свита	366	490	124	Глины, пески, песчаники
Люлинворская свита	490	706	270	Пески, глины, алевролиты, песчаники
Талицкая свита	706	799	93	Глины, песчаники, алевролиты, пески
Ганькинская свита	799	922	123	Песчаники, глины
Березовская свита	922	1046	124	Глины
Кузнецкая свита	1046	1077	31	Глины, песчаники
Покурская свита	1077	1880	13	Глины, пески
Алымская свита	1880	1952	72	Песчаники, глины
Ванденская свита	1952	2529	577	Глины, песчаники
Мегнонская свита	2529	2831	302	Известняки
Баженовская свита	2831	2843	12	Известняки, глины
Георгиевская свита	2843	2847	4	Доломиты, известняки
Васюганская свита	2847	2912	65	Известняки, доломиты

Таблица №2 Водоносность

Стратиграфическое подразделение	Глубина кровли по стволу, м	Глубина подошвы по стволу, м	Плотность воды, г/м3	Тип воды
Четвертичные отложения	90	110	1,171	Хлорнатриевый
Четвертичные отложения	150	165	1,171	Хлорнатриевый

Таблица № 3. Интервалы продуктивных пластов

Пласт ЮВ-1	Р пл, МПа 25	Глубина кровли, м	Мощность, м 15
		По вертикали 2776	По стволу 2846

1.2 Зоны осложнений. Анализ возможных рисков по геологическому разрезу скважины

Таблица №4. Зоны осложнений

Вид осложнения	Интервал	Свита	Методы предотвращения
Поглощение бурового р-ра	0-366 м 1077-1480 м 1952-2529 м	Четвертичные отложения Покурская Ванденская	Контроль за параметрами бурового раствора. Ввод добавок кольмататоров. Использование пен.
Обвалы, осыпи	366-490 м	Тавдинская	Быстрое и качественное бурение интервала. Избегать значительных колебаний бурового р-ра. Небольшие скорости СПО.
Водопроявления	1077-1480 м 1952-2529 м	Покурская Ванденская	Контроль за параметрами бурового раствора.
Нефтепроявления	2831-2912 м	Баженовская Георгиевская Васюганская	Контроль за параметрами бурового раствора.

Поглощения при бурении данной скважины происходят на следующих интервалах: 0-366 м 1077-1480 м 1952-2529 м.

Максимальное значение поглощения 4-5 м3/час, что является не значительным поглощением. Рекомендуется ввод мелкодисперсного наполнителя.

Поглощение - представляет собой движение бурового раствора в пласт, при этом объем циркулирующего раствора в процессе промывки уменьшается, что становится заметным по снижению уровня в приемных емкостях циркуляционной системы. Поглощение происходит, когда гидростатическое давление столба бурового раствора больше пластового.

Таблица №5. Градиент давления ГРП кгс/см² на м по интервалам поглощения

Глубина, м	Градиент давления ГРП кгс/см2
0-366	0,194-0,197
1077-1480	0,200-0,234
1952-2529	0,245-0,259

Обвалы и осыпи возможны на интервале 366-490 м.

Обвалы, осыпи происходят при прохождении уплотненных глин, аргелитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором снижается предел прочности уплотненной породы, что ведет к ее обрушению. Небольшие осыпи могут происходить из за мех-го воздействия бур-го р-ра на стенки скважины.

В целях обеспечения устойчивости стенок скважины, предотвращения обвалов при бурении в интервалах обвалов горных пород необходимо поддерживать параметры бурового раствора в соответствие с требованиями ГТН.

Характерные признаки осыпей и обвалов:

-Резкое повышение давления на выкиде буровых насосов

-Обильный вынос кусков пород

-Кавернообразование

-Недохождение БК до забоя без промывки и проработки

-Затяжки и прихват БК

Выполнять следующие рекомендации:

-Бурить скважину по возможности меньшего диаметра

-Бурить от башмака предыдущей колонны до башмака последующей долотами одного размера.

-Поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с

-Подавать БК на забой плавно

-Избегать значительных колебаний плотности бурового раствора.

-Перед подъемом БК утяжелить раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение

-Не допускать длительного пребывания БК без движения

ГНВП возможно на интервале 2831-2912 м

ГНВП - это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации.

Таблица №6. Условия возникновения - недостаточное противодавление на пласт

Пластовое давление, МПа	Давление ГРП, Мпа
Баженовская свита	2831	2843	38	47,5
Георгиевская свита	2843	2847	38,7	50,3
Васюганская свита	2847	2912	46,3	76,2

Основные признаки газонефтеводопроявлений

РАННИЕ:

Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

ПОЗДНИЕ:

Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

Появление флюида на устье скважины.

Мероприятия по предупреждению нефтегазоводопроявлений

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления бурового раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока промывочной жидкости или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

4. При снижении плотности бурового раствора более чем на 20 кг/м3(0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по ее восстановлению.

5. Необходимо иметь 1,5-кратный запас раствора на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявлениями.

2. Поглощение промывочной жидкости. Методы предотвращения и ликвидации

бурение нефтяной скважина риск

Поглощение представляет собой движение бурового раствора в пласт, при этом объем циркулирующего раствора в процессе промывки уменьшается, что становится заметным по снижению уровня в приемных емкостях циркуляционной системы. Поглощение происходит, когда гидростатическое давление столба бурового раствора больше пластового.

Поглощения являются серьезным осложнением при бурении скважин, так как нарушается циркуляция бурового раствора, ухудшается промывка скважины, увеличивается расход времени, материалов и реагентов на приготовление новых объемов раствора. Поглощения часто усугубляются проявлениями вплоть до образования выбросов и фонтанов.

Ниже приведены факторы, влияющие на возникновение поглощений при бурении скважин.

Геологические:

Коллекторские свойства пласта

Пластовое давление

Тектонические нарушения

Давление, вызывающее разрыв пласта

Тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания

Технологические:

Свойства бурового раствора

Количество бурового раствора

Качество бурового раствора

Скорость СПО

Скорость проработки

Остановки в процессе бурения

Поглощения начинаются при условии, что пласты обладают достаточной гидропроводностью и перепад давления в скважине и в пласте выше определенного значения, называемого критическим.

Поглощения бывают частичными, когда циркуляция в скважине не нарушается, и полными -- с потерей циркуляции.

Классификация поглощений:

До 0.5 м3/в час	Естественная фильтрация
До 5 м3/в час	Незначительное поглощение
До 10 м3/в час	Слабое поглощение
До 20 м3/в час	Сильное поглощение
До 40 м3/в час	Полное поглощение
Свыше 40 м3/в час	Катастрофическое поглощение

Местоположение и интервалы поглощений определяют глубинными расходомерами.

Принцип действия приборов основан на измерении скорости потока жидкости в скважине. Прибор опускают на забой и поднимают с постоянной скоростью навстречу потоку жидкости, закачиваемой в скважину. На участках поглощения или водопроявления прибор фиксирует изменение скорости потока жидкости.

Существуют геофизические методы исследования поглощающих пластов:

-электротермометром (определяют границы поглощающего пласта);

-резистивиметром (определяют местоположение зоны поглощения);

-различные виды каротажа.

Пласты склонные к потере циркуляции:

1)Кавернозные пласты

2)Исключительно проницаемые, неглубоко залегающие пласты

3)Пласты с естественной проницаемостью

4)Пласты, где легко образуются трещины

Наиболее часто раствор поглощается в карбонатных породах.

Различают известняки с первичной и вторичной пористостью и трещиноватостью.

Первичная - мел, коралловые известняки.

Вторичная - Известняки, доломиты.

Проницаемость зависит от трещин и пор.

а - безразмерный коэффициент 8,35-8,5

- значение раскрытия трещин

-коэффициент трещиноватости, пористости.

По размерам поглощающих каналов выбирают материал для изоляции поглощающего горизонта.

Методы предотвращения и ликвидации:

Предупреждение поглощения:

1) Регулирование плотности бурового раствора, путем совершенства его очистки от песка и выбуринной породы с помощью химических реагентов.

2) Регулирование реологических свойств раствора (снижение вязкости и СНС)

3) Ограничения скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов и недопущения рассхаживания инструмента.

4) Бурение на аэрированных растворах.

Если соблюдая все меры по предупреждению поглощения, оно все же началось, нужно приступать к его ликвидации.

Ликвидация поглощения:

1) Установка цементных мостов

Цементный мост - газонефтеводонепроницаемая перемычка определенной прочности, устанавливаемая в скважине с целью перехода на вышележащий объект, забуривания нового ствола, ликвидации проявлений и поглощений, укрепления неустойчивой кавернозной части ствола, консервации или ликвидации скважины.

2) Кольматация

Кольматация - процесс естественного проникновения или искусственного внесения мелких (главным образом коллоидных, глинистых и пылеватых) частиц и микроорганизмов в поры и трещины горных пород

3) Намыв наполнителей

Одним из самых эффективных методов борьбы с поглощениями является введение в буровой раствор разного вода наполнителей, их цель создания тампонов в каналах поглощения, закупоривающим элементом может быть практически любой материал, который состоит из частиц достаточно малого размера, при вводе которого в раствор можно прокачать насосами. Но нужно знать размер пор и подобрать подходящий размер частиц для их закупорки.

Самым распространенным и эффективным методом на данный момент является ввод наполнителей в буровой раствор, ниже приведены некоторые наполнители:

1. ВОЛ -- отходы латексных вулканизированных изделий Наполнение буровых растворов при снижении интенсивности и ликвидации поглощения в процессе бурения в средне-трещиноватых проницаемых породах

2. НЛК -- низкозамерзающая латексная композиция Наполнение буровых растворов при ликвидации интенсивных поглощений в процессе бурения и ликвидации водопритоков из пластов продуктивной тол­щи, в том числе через места нарушения колонн

3. Целлофановая стружка Наполнитель буровых растворов и тампонажных смесей при борьбе с поглощениями (особенно эффективен в условиях раскрытия каналов ухода до 3 мм)

4. ВУС -- вязкоупругий состав на основе латекса и полиоксиэтилена Борьба с поглощениями бурового раствора в процессе бурения скважин

5. Кордное волокно -- смесь крученых нитей из искусственного волокна и частиц измельченной резины Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для предупреждения и ликвидации поглощений

6. Разномерная резиновая крошка -- дробленая вулканизированная резина -- отходы шинного производства Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для предупреждения и ликвидации поглощений

8. НДР (дробленая резина) -- крупноразмерный наполнитель. Марки по фракционному составу -- НДР-10, НДР-15, НДР- 25 Добавка к буровому раствору и смесям для ликвидации высокоинтенсивных поглощений

9. ПУН -- пластинчатый упругий наполнитель -- пластинчатые вырубки из отходов РТИ. Марки -- ПУН и ПУН-30 Добавка к буровому раствору и смесям для ликвидации высокоинтенсивных поглощений в трещиноватых и крупно-трещиноватых породах с трещинами до 200 мм

10. ВДР -- водная дисперсия резины с использованием смоляных и жирных кислот в качестве эмульгатора Добавка к буровому раствору и смесям для ликвидации поглощений в мелкопористых проницаемых пластах и предупреждения прихватов под действием перепада давления

11. МРК -- мелкая резиновая крошка Добавка к буровому раствору и смесям для ликвидации поглощений в мелкотрещиноватых пластах и пористых породах

12. Хромовая стружка и «кожа-горох» -- отходы производства кожемита -- кусочки и полоски неразработанной кожи хромового производства Добавка к буровому раствору и смесям для ликвидации поглощений в трещиноватых пластах и пористых породах

13. НТП -- наполнитель текстиль прорезиненный -- измельченные отходы прорезиненного текстиля и кирзы Добавка к буровому раствору и смесям для ликвидации поглощений в трещиноватых пластах и пористых породах

14. НХ наполнитель хлопьевидный -- двух компонентная композиция различных по структуре и механическим свойствам. Используется для изоляции зон поглощения в крупнотрещиноватых и кавернозных породах с каналами 20 -- 40 мм и более

15. Сломель -- порошкообразный материал -- измельченный лист декоративного бумажно-слоистого пластика. Добавляется в буровой раствор для профилактики поглощений при турбинном и роторном бурении

16. НК -- наполнитель композиционный -- многокомпонентная смесь, получаемая путем совместной переработки кожевенных, текстильных, РТИ и некоторых других инертных материалов. Добавляется в буровой раствор в качестве основной закупоривающей массы для изоляции зон поглощения интенсивностью от 30 до 90 м3/ч

17. НП -- наполнитель пластиковый -- смесь частиц двух типов размером 3 мм (жестких пластинок пластика и деформируемой просмоленной бумаги) Добавляется в буровой раствор для профилактики поглощений в пористых и трещиноватых породах

18. Диспор -- дисперсионный порошковый регенерат -- продукт переработки отработанных резиновых шин. Вводится в буровой раствор в качестве кольматирующей добавки

19. НАН -- акрилнитрильный наполнитель -- коротковолнистые волокна из смеси полиакрилнигрильных и полиэфирного материалов. Вводится в буровой раствор в качестве кольматирующей добавки

4)Использования аэрированных растворов и пен

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

5)Использование перекрывающих устройств

Перекрывающее устройство - представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

6)Использование изоляционных пакеров

Пакер для изоляционных работ в поглощающей скважине имеет широкий проходной канал, одинаковый с внутренним диаметром бурильных труб. Он позволяет вести изоляционные работы с применением тампонажных смесей с любыми типами наполнителей, в том числе с размерами частиц 20 -- 40 мм. Концентрация наполнителей может достигать 40 -- 50 % к объему смеси.

Если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.

Бурение без выхода бурового раствора

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего, снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление. Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.

Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны.

Список литературы

1) Нечаева О.А Лекции по курсу Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин

2) Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие. М., 2000.

Размещено на Allbest.ru

...