Осложнения в процессе бурения скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Глава 1. Осложнения в процессе бурения скважин

Ознакомившись с данной главой, учащихся должен уметь следующее.

1. Назвать виды осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин.

2. Рассказать об осложнениях, вызывающих нарушения целостности ствола скважины. Причины возникновения и мероприятия по предупреждению осложнений.

3. Рассказать об основных мероприятиях по предупреждению и борьбе с поглощениями бурового раствора.

4. Рассказать о мерах по предупреждению газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьбе с ними в случае возникновения.

5. Привести основные данные о противовыбросовом оборудовании, рассказать о типовых схемах противовыбросового оборудования.

6. Перечислить основные действия членов буровой вахты при газо-, нефте-, водопроявлениях.

7. Рассказать о мерах по предупреждению возникновения несчастных случаев и охране окружающей среды при ликвидации осложнений в процессе бурения скважин.

8. Рассказать об основных мероприятиях по борьбе с сероводородной агрессией в процессе бурения скважин.

9. Рассказать об особенностях бурения скважин в многолетнемерзлых породах.

1.1 Общие положения

Под осложнением в процессе бурения следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений: нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

В связи с расширением географии работ по освоению нефтегазовых месторождений получили распространения осложнения, связанные с сероводородной агрессией и бурением скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

1.2 Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины

Проведенные исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины. На рис. 7.1 приведена классификация видов нарушений, целостности стенок скважины.

рис. 7.1. Классификация нарушений целостности стенок скважины (по Ю.В. Вадецкому)

скважина буровой нефтяной осложнение

Обвалы (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может, способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит, к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию).

Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) резкое повышение давления в нагнетательной линии буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа.

Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механической скорости бурения.

Основные меры предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей)

следующие:

1) бурить в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости проходки;

3) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

4) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

5) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве ? 1,5 м/с;

6) подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков;

7) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

8) перед подъемом бурильной колонны, утяжелить раствор, если в процессе бурения произошло ее снижение и довести плотность, до необходимой;

9) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения;

10) при ликвидации зон обваливания проводится их перекрытие:

-установкой цементных мостов;

- спуском обсадных или профильных труб;

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя, прихватам бурильного инструмента.

Основные меры предупреждения и ликвидации набухания следующие:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, ингибированными растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) после приготовления глинистого раствора, который отвечает требованиям, указанным в пункте 1), следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4) выполнение рекомендаций 4), 5), 6), 7), 8), 9), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глины, глинистые сланцы, песчанистые глины, аргиллиты, ангидрит или соляные породы), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодавления на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные отложения «ползут», заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести.

Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. Характерные признаки ползучести-затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основные меры предупреждения и ликвидации ползучести следующие:

1) разбуривание отложений, представленных породами, которые склонны к ползучести, с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4) подъем цементного раствора в затрубном пространстве при цементировании обсадных колонны проводить на 50-100м выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию).

При креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, необходимо устанавливать трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования считаются следующие:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

2) стремление к максимальной проходке на долото;

3) применение предохранительных резиновых колец;

4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5) при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах, соблюдение отношений наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,4;

6) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

7) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервалах их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов считается взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород - интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях - потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения считается максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее Надежное средство предотвращения их интенсивного растворения бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости горных пород. Во второй половине пятидесятых годов автор предложил использовать многократную кавернометрию для оценки устойчивости горных пород при бурении скважин на Ромашкинском нефтяном месторождении. С тех пор этот способ нашел широкое применение в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушениями целостности стенок скважин.

Рассмотрим пример использования многократной кавернометрии. При бурении скважин на Ромашкинском нефтяном месторождении уфимская свита, залегающая на глубине 210-280 м, характеризуется частым чередованием прослоев аргиллитов с песчаниками. Для изучения характера обрушения уфимских аргиллитов было проведено многократное кавернометрирование на трех скв. 4807, 4761, 4790 Зелиногорской площади и на скв. 3118, 3143 Миннибаевской площади. На рис. 7.2 даны кавернограммы по скв. 4807. Анализ измерения параметров каверн во времени показал, что большинство каверн развивается или очень незначительно, или совсем не развивается. Такой характер образования каверн в уфимской свите позволил сделать вывод о возможности в некоторых случаях бурить скважины без крепления зон обвалообразования. В результате этого при бурении скважин на Ромашкинском нефтяном месторождении появилась возможность уменьшить длину кондуктора на 80-100 м.

Рис. 7.2. Кавернограммы уфимской свиты по скв. 4807 Ромашкинского нефтяного месторождения: а, б, в, г, д - соответственно через 4, 127, 181, 214, 454 ч после вскрытия

1.3 Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Поглощение буровых растворов - самый распространенный вид осложнений при бурении скважин. Ежегодные затраты времени на ликвидацию этого вида осложнений по стране составляют многие тысячи часов.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений промывочной жидкости, можно разделить на две группы.

1. Геологические - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, величина пластового давления и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены разными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама (рис. 7.3).

В зависимости от степени изученности разбуриваемого месторождения (или его части) применяют оперативный или детальный комплекс исследований.

Оперативный комплекс исследований включает следующее: определение границ поглощающего пласта (горизонта), его относительной приемистости и наличия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта (горизонта) в другой (гидродинамические исследования);

нахождение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего пласта (горизонта) с помощью каверномера; измерение пластового давления глубинным манометром.

Детальные исследования включают оперативный комплекс и промыслово-геофизические методы: гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и акустический каротаж, РГД и термометрия.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при разной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения путем снижения гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

На рис. 7.4 приведены мероприятия, позволяющие снизить гидростатическое и гидродинамическое давление на стенки скважины с целью предупреждения поглощений. Все они сводятся к обеспечению минимальною избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины.

Лучшим средством борьбы с поглощением бурового раствора считается его предупреждение. Рекомендации по предупреждению поглощений, разработанные на основании многолетнего отечественного и зарубежного опыта, сводятся к следующему:

1. Регулирование свойства бурового раствора, прежде всего его плотности.

2. Регулирование скорости СПО и других технологических операций, проводимых в скважине (скорость проработки, промежуточные промывки и др.).

3. Определение оптимального зазора между бурильными трубами и стенками скважины. За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

4. Изменение конструкции скважины с целью избежания воздействия утяжеленного раствора на необсаженную часть горных пород, склонных к гидроразрыву.

Рис. 7.3. Классификация методов изучения поглощающих пластов (по В. И. Крылову)



Рис. 7.4. Мероприятия, позволяющие снизить гидростатическое и гидродинамическое давления на стенки скважины

Различают следующие три категории интенсивности поглощений (в м³ /ч): малая интенсивность (?10-15), средняя интенсивность (? 40-- 60) и высокая интенсивность (более 60).

Рассмотрим методы ликвидации поглощений малой и средней интенсивности. Один из видов закупорки поглощающих каналов - способ закачки в пласт структурированного, тиксотропного раствора, создающего с течением времени в проводящих каналах, поглощающего пласта, жесткую структурированную сетку. Заливка поглощающего пласта специальными тампонажными смесями - наиболее распространенный способ ликвидации поглощений. На рис. 7.5 приведена классификация тампонажных смесей для изоляции зон поглощений.



Рис. 7.5 Классификация тампонажных смесей для изоляции зон поглощения (по В.И. Крылову)

Для получения требуемого эффекта закупорки поглощающих каналов цементный раствор должен удовлетворять двум основным требованиям, а именно: быть достаточно структурированным и иметь необходимое время схватывания и затвердения. Этим требованиям удовлетворяют гельцементы (ГПЦ), специальные растворы и быстросхватывающиеся смеси (БСС).

Гельцементами называются цементные пасты, приготовленные на глинистом растворе. Параметры ГЦП зависят от соотношения цемента и глинистого раствора. Для получения ГЦП сухой тампонажный или глиноземистый цемент затворяют на приготовленном заранее растворе из бентонитовой глины.

Сроки схватывания цементных растворов регулируются добавками реагентов-ускорителей. В качестве реагентов-ускорителей наиболее широкое применение получили жидкое стекло, хлористый кальций, кальцинированная сода. Смеси цемента и других материалов, резко уменьшающих сроки схватывания раствора, закачиваемого в зоны поглощения, называются быстросхватывающимися смесями (БСС). Также применяются быстросхватывающиеся нефтецементные смеси, в состав которых входят цемент и дизельное топливо.

В каждом отдельном случае рецептуру ГЦП или БСС разрабатывает лаборатория. Время от момента затвердения до начала схватывания БСС должно быть рассчитано так, чтобы можно было успеть выполнить все операции от начала приготовления смеси до конца продавки ее в скважину, ГЦП и БСС можно закачивать в скважину через бурильные трубы. Конец бурильных труб следует устанавливать выше кровли поглощающего пласта (горизонта). Количество продавочной жидкости принимается равным внутреннему объему спущенных бурильных труб, соответствующему их длине, за вычетом положения статического уровня и еще 50 м. Во избежание прихвата бурильных труб (во время заливки) их надо все время расхаживать.

Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости широко применяют пакеры разных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:

а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

б) применения БСС с небольшими сроками схватывания;

в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;

д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании разных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

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

По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.

Рис. 7.6. Гидравлико-механический пакер ГМП-2: 1 - переводник; 2-поршечь; 3 -винт; 4 - головка; 5 - резиновый элемент; 6 - конус; 7 - ствол; 8 - плашка; 9 - кольцо; 10 - пружина;11 - плунжер; 12 - цилиндр; 13 - штифт; 14 - корпус клапана; 15 - переводник; 16 - шар; 17 -кулачок

Весьма распространенными являются пакеры гидравлико - механического действия. В качестве примера рассмотрим гидравлико-механический пакер конструкции ТатНИПИ ГМП-2 (рис. 7.6). Промывочные отверстия переводника 1 перед спуском пакера в скважину перекрываются поршнем 2, фиксируемым в нужном положении винтами. Вывод плашек в рабочее положение осуществляется давлением жидкости, а сжатие резинового элемента - весом колонны бурильных труб. Четыре плашки 8 насажены на общем кольце 9, которое опирается на четыре кулачка 17. Каждый кулачок крепится к плунжеру 11 двумя винтами. Плашка удерживается в транспортном положении двумя пружинами 10.

Рис. 7.7. Манжетный пакер

Нижняя часть плунжера вставлена в цилиндр 12 и закреплена штифтами 13, которые предотвращают движение плунжера вверх при спуске пакера в скважину. Снизу в ствол пакера ввинчивается обратный клапан, предотвращающий обратное движение цементного раствора (смеси) после закачки его в зону поглощения под давлением.

После спуска пакера в скважину до необходимой глубины в бурильные трубы закачивается промывочная жидкость. Центральное отверстие клапана, создавая сопротивление движению жидкости, вызывает повышение давления в стволе пакера. Под действием давления штифты 13 срезаются, и плунжер с плашками движется вверх. Конус отжимает плашки к стенкам скважины и при посадке (подачи вниз) бурильных труб плашки окончательно заклинивают пакер, а резиновый элемент сжимается, разобщая зону поглощения от затрубного пространства. Цементный раствор (смесь) закачивают в пласт, поглощающий жидкость, а пакер извлекают на поверхность. При подъеме его конус освобождает плашки, которые пружиной возвращаются в транспортное положение.

Один из типов пакеров разового действия показан на рис. 7.7. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.

Пакер (см. рис. 7.7) состоит из резиновых элементов 4, запрессованных между корпусом 6 и кожухом 5. Корпус 6 соединяется с переводником 1 на левой резьбе, а кожух крепится штифтами. Манжеты и кольца 3 удерживаются на корпусе гайкой 7. Направлением для пакера служит башмак 9.

Пакер на бурильных трубах спускается до необходимой глубины, скважина промывается и затем в бурильные трубы бросают шар 8, который перекрывает отверстие в башмаке. Давление повышается, срезаются верхние штифты, кожух смещается вниз, освобождая манжеты. В зону поглощения закачивают цементный раствор (смесь). Затем бросают пробку 2, которая продавливается до пакера расчетным количеством жидкости. В конце продавки пробка садится в специальное гнездо в корпусе пакера и давление резко повышается. Вращением бурильных труб вправо переводник отвинчивается от корпуса, после чего поднимают бурильные трубы. Все оставляемые в скважине детали пакера изготовляются из дюралюминия и после ОЗЦ легко разбуриваются вместе с цементом.

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Бурить целесообразно в твердых породах (известняки, доломиты, песчаники 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 промывочной жидкости разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в капали поглощения вместе с промывочной жидкостью. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно применять бурение без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве промывочной жидкости.

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 (глина, торф, солома и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердевания цемента скважину прорабатывают и затем продолжают дальнейшее углубление.

Для ликвидации высокоинтенсивных поглощении бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ было разработано перекрывающее устройство, которое представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Сетчатая оболочка, установленная в интервале поглощения, под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Расширение сетчатой оболочки происходит из-за закупорки ее ячеек наполни гелем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощении, а именно: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.

Крайней мерой борьбы с поглощением промывочной жидкости считается спуск промежуточной обсадной колонны.

1.4 Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними

Газа-, нефте- и водопроявления.

В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, то газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину, в результате чего происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти (водяной или нефтяной фонтан).

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под действием повышенного пластового давления. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции буровой раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа. При этом чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них .и тем больше пузырьки увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора и в результате возможных выбросы. Выбросы могут также возникнуть и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

Признаки начала газопроявлений следующие:

а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек бурового раствора, насыщенного газом;

б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора;

в) слабый перелив раствора из скважины;

г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);

д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15% выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

Рис. 7.8. Превентор универсальный с гидравлическим управлением (ПУГ 230 х 320): 1 - крышка; 2 - болт стоном ный; 3 - шайба; 4, 7, 10, 14 - манжеты; 5 - корпус; 6 - уплотнитель; 8 - заглушка; 9 - плунжер; 11, 16 - прокладки; 12-штуцер; 13- втулка; 15 - шпилька; 17 - гайка; 18 - катушка

Превенторы изготавливаются нескольких типов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, сделанными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плашками, которые соответствуют наружному диаметру труб и находятся в скважине. Глухие плашки устанавливают в превенторе по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, которое способствует еще большему их уплотнению.

В универсальных превенторах (рис. 7.8) ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Типы и основные параметры противовыбросного оборудования определены ГОСТ 13862-80.

Установлены следующие типовые схемы противовыбросового оборудования с гидравлическим управлением (ОП):

1 - двухпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (рис. 7.9, а);

2 - трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с одной крестовиной (рис. 7.9, б);

3 - трехпревенторная, с двумя линиями манифольда, с двумя крестовинами (рис. 7.9, в);

4 - трехпревенторная, с тремя линиями манифольда, с двумя крестовинами (рис. 7.9, г).

Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл. 7.1. Под стволовой частью ОП понимается совокупность составных частей ОП, ось вертикальных проходных отверстий которых совпадает с осью ствола скважины, последовательно установленных на верхнем фланце обвязки обсадных колонн (включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную катушку и разъемный желоб). Манифольдом ОП называется система трубопроводов, соединенных по определенной схеме и снабженных необходимой арматурой (включает линии дросселирования и глушения).

После установки на устье противовыбросовое оборудование должно быть опрессовано водой на давление, приведенное ниже.

ОП должно обеспечивать герметизацию устья скважины с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, расхаживание, проворачивание и протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями и обсадных труб с муфтовыми соединениями.

Практикой установлено, что большинство газо-, нефте- и водопроявлений приурочено к моменту проведения подъема колонны бурильных труб или первому периоду промывки скважины после спуска бурильной колонны.

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого 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 непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь, отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора 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 глинистого раствора более чем на 20 кг/м³ (0,02 г/см³) следует принимать немедленные меры по его восстановлению.

5. Необходимо иметь запас бурового раствора. На скважинах, в которых предлагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявлениями, а также продуктивных горизонтов на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.

Рис. 7.9. Типовые схемы ОП: 1 - вспомогательный пункт; 2 - станция с гидравлическим управлением с основным пультом; 3 - разъемный желоб; 4 - фланцевая катушка; 5 - универсальный превентор; 6 - плашечный превентор; 7 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 8 - задвижка с ручным управлением; 9 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 10 - отбойная камера с разрядным устройством; 11 - сепаратор; 12 - задвижка с гидравлическим управлением; 13 - устьевая крестовина; 14 - обратный клапан; 15 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 16 - пульт управления гидроприводным дросселем; 17 - обратный фланец

6. Так как колебания давления при спуско-подьемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб надо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах бурового раствора, соответствующих установленным ГТН. Скважину промывать следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень бурового раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну спускают ниже интервала проявления, промывают скважину и только после этого приступают к подъему инструмента.

9. Перед вскрытием объекта с высоким пластовым давлением (где возможно проявление) под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

При угрозе выброса буровая бригада должна немедленно принять следующие меры.

1. В процессе бурения или промывки скважины выполняются следующие операции:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и оставляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки. Даёт команду остановить буровые насосы. После чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением в нагнетательной линии: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток Жидкости на отвод со штуцером большого размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика превенторами перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через нагнетательные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно замеряют плотность бурового раствора и наблюдают за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости раствор утяжеляют;

г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить Диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить рост уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

д) при возрастании давления на устье до сверх допустимых величин закачку жидкости прекращают, выкидные задвижки закрывают и наблюдают за давлением в скважине; при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, то поток газа следует направить по нагнетательным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждение загорания газа или нефти;

ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.

2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.

3. При подъеме или спуске бурильной колонны. Если проявления незначительны, то проводят следующие мероприятия:

а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

б) верховой рабочий немедленно опускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины, так как это было сказано в пункте 1.

Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, которые не позволяют присоединить ведущую трубу, то проводят следующие мероприятия:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор, доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с пунктом 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан, и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер): эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых, величин (давление опрессовки колонны);

е) дальнейшие работы проводят в соответствии с пунктом 1.

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культ будке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению, возникновению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

В некоторых случаях приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование-механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоит из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом бурового раствора и сопротивлением в штуцере, который устанавливается на конце нагнетательной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Иногда, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т.д.

Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

Все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо следующее:

спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья;

обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

1. Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В некоторых случаях работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин. Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать это осложнение.

2. Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

В случае, когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно направленные скважины.

1.5 Особенности проводки скважин в условиях сероводородной агрессии

Во многих нефтегазовых районах (Прикаспийская впадина, Волго-Уральский регион, Днепрово-Донецкая впадина, Тимано-Печорский регион и др.) в составе нефти и газа содержится сероводород (Н₂S). Скопления газов, нефтей и вод, содержащих большое количество сероводорода, часто приурочены к залежам с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), что в значительной мере усложняет процесс бурения. В этих условиях для избежания серьезных осложнений недостаточно реализовать мероприятия, указанные в § 4 настоящей главы.

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 0,007-0,01 мг/л запах трудно переносится даже теми, кто привык к нему. 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 равна 290 °С. Нижний и верхний пределы взрывоопасной концентрации сероводорода в воздухе соответственно 4,0 и 45,5%. Сероводород тяжелее воздуха, относительная плотность его равна 1,17. Способность сероводорода образовывать скопления приводит к взрывоопасной концентрации его. 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 при бурении скважин, которые могут вскрыть пласты с Н₂S предъявляются очень жесткие требования к технике безопасности. Этим обусловливаются мероприятия по выбору и размещению оборудования, обучение и тренировка буровой бригады. В условиях сероводородной агрессии наблюдаются специфические осложнения, а именно: 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; резкое ухудшение свойств буровых растворов (загустение), рост показателя фильтрации, интенсивное образование высокопроницаемой фильтрационной корки и др. Особенно сложно бороться с этими осложнениями при бурении глубоких скважин (более 4000 м) на месторождениях нефти и газа с содержанием сероводорода до 25-30% и углекислого газа до 25% и наличием зон АВПД. К таким месторождениям 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, который выделяется из бурового раствора для принятия мер по предупреждению отравления людей.

Наиболее простой способ контроля за содержанием сероводорода в воздухе или газе - определение его с помощью индикаторной бумаги, которую выдерживают в исследуемой среде в течение 30 с и, сопоставляя по цвету с эталонными образцами, определяют концентрацию сероводорода. При отсутствии эталонных образцов содержание сероводорода оценивает 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 просасывания через нее исследуемого воздуха. В нефтяной промышленности с этой целью используют газоанализаторы типов УГ-2 и ГХ-4.

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 содержание в них газа. Способ нейтрализации сероводорода в буровом растворе описан в гл. VI, § 2.



Рис. 7.10. принципиальная схема обвязки устья скважин и технологического оборудования при испытании скважин.

Один из видов разрушения бурильного инструмента и бурового оборудования--коррозионное растрескивание, которое значительно более опасно, чем общая коррозия. Коррозионное растрескивание происходит обычно внезапно при относительно неповрежденных стальных металлических частях оборудования. Вследствие этого очень сложно заранее предугадать возможность и место разрушения такого вида и принять соответствующие меры по его предотвращению.

Часто встречающимся видом коррозионного растрескивания нефтепромыслового оборудования является так называемое 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 Н₂S и СО₂.

Для цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии используют стойкие к Н₂S тампонажные материалы или химически ингибированные тампонажные цементы. При этом в тампонажную смесь включают компоненты, способные к взаимодействию с, присутствующим сероводородом. Продукты, образующиеся в результате упомянутого взаимодействия, должны представлять собой нерастворимые соединения, которые способны препятствовать проникновению агрессивного агента в цементный камень (рис. 7.10).

При проводке скважин в условиях сероводородной агрессии необходимо всегда помнить, что все работы по строительству скважин в этих условиях должны быть подчинены двум следующим задачам: охране труда и технике безопасности и охране окружающей среды.

...