Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин

Контрольная работа

По дисциплине «Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин»

Выполнил студент

Горно-нефтяного факультета

Заочного отделения

Группа БНГСз-11-2:

Пендуров А.Е.

Вариант№7

Проверил доцент

Предеин Александр Павлович

ПЕРМЬ-2015

Задача №1

Определить относительное давление в скважине.

Рпл=16.4 Мпа

Нскв=1590м.

Ротн=Рпл/Рст, где Рст= ?в*Н*g

Рст=0.98*1590*9.81=15.28Мпа

Ротн=16.4/15.28=1.07

Под относительным давлением (также называют коэффициентом аномальности) понимается отношение давления в пласте к гидростатическому давлению столба пресной воды в скважине. Значение относительного давления важно знать при промывке фонтанных скважин, при производстве других ремонтных работ, а также при восстановлении скважин методом зарезки и бурения второго ствола для того, чтобы правильно выбирать плотность бурового раствора.

Задача №2

Определить относительное давление в поглощающем горизонте.

?б.р.=1020кг/м3, плотность бур. раствора

Нп.г.=500м. глубина залегания поглощающего горизонта

hст=30м статический уровень бурового раствора

Ротн=?б.р.*(Нп.г.-hст)/Нп.г.*??в

Ротн=1020*(500-30)/500*0.98=479400/490=978.36кг/м3



Задача №3

Определить положение статического уровня hст2 при переходе на раствор большей или меньшей плотности.

Нп.г.=172м. глубина залегания поглощающего горизонта

?б.р.1=1007кг/м3, плотность первоначального бур. Раствора

hст1=14м положение статического уровня при ?б.р.1

?б.р.2=1140 кг/м3 плотность бур. раствора для продолжения бурения

Найдем пластовое давление для данной скважины:

скважина авария бурение соль изоляция

Рпл=(Нп.г-hст)*?б.р.*g

Pпл=(172-14)*1007*9.81=1.56 Мпа, из данной формулы выразим значение hст

hст = Нп.г-(Рпл/???б.р.2*g))

далее подставляя данные для второго бурового раствора, находим статический уровень hст2

hст2=172-(1560829/(1140*9.8))=32.3м

Определили, что при переходе на более тяжелый раствор статический уровень в скважине увеличится.

Задача №4

Определить плотность жидкости для замены раствора в скважине с таким расчетом, чтобы статический уровень был на устье.

Нп.г.=1250м

?б.р=1116 кг/м3

Hст=47м

Найдем пластовое давление для данной скважины:

Рпл=(Нп.г-hст)*?б.р.*g

Рпл=(1250-47)*1116*9.8=13.15 Мпа

Статический уровень на устье, значит hст2=0, зная статический уровень из формулы пластового давления скважины выразим значение плотности бурового раствора.

?б.р2 = Рпл/((Нп.г-hст2)* g)

?б.р2=13156970,4/1250*9.8=1074кг/м3

Тем самым мы выяснили, что для того чтобы поднять статический уровень к устью, нам нужно облегчить буровой раствор.

Задача №5

Определить интенсивность поглощения Q, если за время работы t насоса уровень жидкости в приемной емкости снизился на величину W. Площадь дна емкости F.

F=12м2

W=0,8м

t=22мин

Qинт=(Sh60)/t

Qинт=(12*0,8*60)/22=26,18м3/час

Задача №6

Определить коэффициент поглощающей способности Кп.с. при работе насоса с подачей Q, л/сек. Поглощение полное. hст-статический уровень, м. hд-динамический.

Q=12.6

hст=214

hд=9

Так как поглощение полное, значит интенсивность поглощения будет равна подаче насоса, Qинт=12.6 л/сек=45.36м3/час

Кп.с.= Qинт/

Кп.с.=45.36/=3.16

Задача №7

Определить максимально допустимую скорость спуска бурильной колонны.

Dд=295.9мм

Dтр=140мм

Рпл=18.8Мпа

?бр=1145кг/м3

=0.027Па*с

Нп.г.=1790м

Vmax=( Рст- Рпл)*( )/3300* Нп.г*

Рст=??ж*Н*g=1145*1790*9.81=20.1Мпа

Vmax=(20.1-18.8)*(87556.81-19600)/3300*1790*0.027

Vmax=0.55м/с

Эффект поршневания. Компоновка низа бурильной колонны представляет собой своеобразный поршень, так как наружные диаметры забойного двигателя и УБТ обеспечивают относительно малые размеры кольцевого пространства.

Происходит рост давления в стволе скважины ниже долота при спуске инструмента, так как жидкость не успевает перетекать между забойным двигателем и УБТ. При подъеме инструмента из скважины происходит обратный эффект. Ниже долота давление в стволе скважины падает. Перепад давления может достигать десятки мегапаскалей (50-70% от Ргд). При повышении скоростей СПО может происходить:

- дренирование каналов поглощающего горизонта;

- создание законопеременных нагрузок на стенку скважины при СПО и вызове циркуляции.

Задача №8

Определить количество воды Vв или утяжелителя для уменьшения или увеличения плотности промывочной жидкости объемом V0.

V0=87м3

???????кг/м3 исходная плотность ПЖ

?1=1116 кг/м3 плотность облегченной ПЖ

?2=1230 кг/м3 плотность утяжеленной ПЖ

Vу=??у*(??2-??)/(??у-???)=4300*64/3010=91.42кг

Vв=(?????1)*V0/(??1-??в)

Vв=(1226-1116)*87/(1116-1000)=82.5м3

Определим объем утяжелителя (плотность барита ):

Qут= (V0*?б*(?2-??????б-?2=(87*4300*(1230-1226))/4300-1230=487,42кг



Задача №9

Определить длину свободной части бурильной колонны, допустимое усилие при расхаживании, нейтральное сечение допустимого числа оборотов бурильной колонны.

h=2456м, длина БК

Dн=127м, диаметр БК

=9.2мм, толщина стенки БК

усилие натяжения

, удлинение колонны

Группа прочности D

L=1.05(10FE/*

Где 1.05 -коэффициент, учитывающий наличие жестких замков

Е-модуль Юнга 2,1·10⁴ кН/см² - модуль упругости стали бурильных труб;

F-площадь поперечного сечения трубы

Fтр=0.785*( =34см2

10т=100кН

L=1.05(10*2,1*34/100)*30=22491см=224.91м

Qдоп=(т*F)/k

т-предел текучести материала труб, 1290кН

F-площадь поперечного сечения трубы,

k - запас прочности, который при расчетах, связанных с освобождением прихваченной бурильной колонны, можно принимать в пределах 1,3 - 1,2, а иногда и ниже.

Qдоп=(1290*0,34)/1.2)=365,50кН

допустимое число оборотов бурильной колонны:

Где, р= Qдоп/ F=365.5/0,34=1075Кн/м2

nр=*=0 оборотов

1.Прикладывают к. колонне усилие Р1, которое должно превышать на пять делений показания индикатора веса, соответствующие весу бурильных труб до прихвата, и делают отметку на ведущей трубе напротив неподвижной плоскости стола ротора.

2. Повторно натягивают колонну с усилием, превышающим на пять делений первоначальное, и быстро снимают его до первоначального веса (Р1). Разница между первой и второй отметками объясняется трением в роликах талевого механизма.

3. Делят расстояние между первыми двумя отметками пополам и принимают среднюю черту верхней отметки для отсчета.

4. Прикладывают к колонне бурильных труб усилие Р2 , которое по индикатору веса будет на 10-20 делений превышать усилие Р1 , и делают новую отметку на ведущей трубе. При этом величина Р2 должна быть такой, чтобы деформации, вызванные этой силой, находились в зоне упругости материала.

5. Повторно натягивают колонну с усилием, не более чем на пять делений превышающим усилие Р2, затем быстро снижают нагрузку до Р2 и делают вторую отметку на ведущей трубе.

6. Делят расстояние между двумя последними отметками пополам и полученную черту считают нижней отметкой отсчета.

7. Расстояние между верхней и нижней отметками -- искомое удлинение l.

Часто попытки определить место прихвата натяжением колонны с усилием меньшим ее собственного веса и напряжением, превышающим предел текучести, приводят к большим погрешностям.

Задача №10

Рассчитать установку нефтяной ванны для освобождения прихвата на забое.

Dд=0,2159м, диаметр долота

k=1,1-коэффициент уширения

=0,010м, толщина стенки трубы

Н=2180м, глубина скважины

Dтр=0,127 м, наружный диаметр трубы

?бр=1140 кг/м3, плотность бурового раствора

?т=840кг/м3, плотность нефти

Находим объем нефти для ванны:

Dскв= k* Dд=1.1*0.2159=0.237м

Н₁ = 100м - высота подъема нефти

внутренний диаметр бурильных труб:

d_вн = D_тр - 2·д =0,127 - 2·0,010 = 0,107 мм;

Н₂ = 200м- высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического подкачивания в затрубное пространство ( через 1-2 часа);

VH=0,785*()*100+0,785**200=4,93м3

Количество бурового раствора для продавки нефти:

Vб.р.=0.785* *(Н-Н2)=0,785*0,11*1980=17,75м3

Давление к концу установки ванны:

Р=*g*H*(?бр-?т)+*g*H=*9,8*2180*(1140-840)+*9,8*2180=8,5Мпа

Эффект от применения ЖВ во многом определяется оперативностью работ по ликвидации прихвата, т.е. зависит от времени, прошедшего с начала прихвата до установки ЖВ.

- Буровой раствор.

- Буферная жидкость.

- Нефть.

Задача №11

На забой поступила пачка газа и начинает подъём при загерметизированном устье. Определить устьевое, забойное давление при нахождении пачки на глубине у блока превенторов.

?ж=1140кг/м3, плотность промывочной жидкости

Н=3200м, глубина скважины

Z1=2300м, глубина нахождения пачки газа

Z2=1420м, глубина нахождения пачки газа

Рпл=36,4 Мпа, пластовое давление

Решение:

Для z₁=2300 м:



Р_z1 = с_ж•g•H_z1 = 1140•9.8•2300 =25,69 МПа;

Давление на забое:

Р_з= с_ж•g•(Н-z₁) + Р_пл = (1140•9.8•(3200-2300))*10^-6+36,4 =46,45 МПа;

Давление на устье:

Р_у = Р_пл - Р_z1 = 36,4 - 25,69 = 10,71 МПа.

Для z₂= 1420 м:

Р_z2 = с_ж•g•H_z2 = 1140•9,8•1420 =15,86 МПа;

Давление на забое:

Р_з= с_ж•g•(Н-z₂) + Р_пл = (1140•9,8•(3200-1420))*10^-6+ 36,4 = 56,28 МПа;

Давление на устье:

Р_у = Р_пл - Р_z2 = 36,4 - 15,86 =20,54 МПа

Давление у блока превенторов:

Z₃= 0 м:

Р_z3 = с_ж•g•H_z2 = 1140•9,8•0 =0 МПа;

Давление на забое:

Р_з= с_ж•g•(Н-z₃) + Р_пл = (1140•9,8•(3200-0))*10^-6+ 36,4 = 72,15 МПа;

Давление на устье:

Р_у = Р_пл - Р_z3 = 36,4 - 0 =36,4МПа



1. Тампонажные смеси и пасты для изоляции зон поглощения. Свойства тампонажных смесей. Требования к ним. Смеси на основе тампонажных цементов, на основе полимеров. Способы доставки смесей в зону поглощения

Для изоляции зон поглощения в настоящее время широко применяют различные тампонажные смеси и пасты, получаемые на неорганической основе вяжущих материалов (гипсов, цемента), полимерных соединений, глинистого раствора с добавками наполнителей и химических реагентов.

Опыт борьбы с поглощением буровых и тампонажных растворов показывает, что успех изоляционных работ в большей степени зависит от свойств и качества применяемых тампонирующих смесей. Успех работ по перекрытию каналов ухода бурового и тампонажного растворов в пласте зависит от структурно-механических свойств тампонажных смесей, правильно подобранных рецептур и технологии доставки их в скважину.

К тампонажным смесям, применяемым для изоляции зон поглощения, предъявляют следующие требования:

- тампонажная смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять ее в течение времени, необходимого для закачивания и продавки в каналы поглощающего пласта;

- плотность смеси должна быть близкой к плотности бурового раствора, что в меньшей степени нарушает равновесие в системе скважина-пласт;

- сроки схватывания, а также пластическая прочность смеси должны легко регулироваться; время начала схватывания смеси должно превышать время, необходимое для доставки смеси в намеченный интервал и продавливания ее в пласт, 20-25%;

- тампонажные смеси должны образовывать в порах и трещинах горных пород тампонажный камень или прочный тампон;

- при твердении (упрочнении) не давать усадки с образованием трещин и быть непроницаемыми для жидкости и газов;

- проникать в поры и трещины при избыточном давлении, но в то же время не растекаться в трещинах под действием собственной массы;

- обладать хорошей сцепляемостью со стенкой трещины;

- обладать закупоривающей способностью вследствие изменения физико-механических свойств в процессе движения;

- быть устойчивыми к седиментации;

- не должны ухудшать свои изоляционные свойства при взаимодействии с пластовыми водами поглощающего горизонта;

- оказывать на тампонируемые породы закрепляющее действие;

- смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении в условиях в изолируемом горизонте;

- после закачки в зону поглощений смесь должна быстро схватиться и приобрести в минимальные сроки достаточную прочность (не менее 0,5-1,4 Мпа при испытании образцов на сжатие через 8-16ч);

- смесь должна быть устойчива к разбавлению пластовыми водами.

Свойства тампонажных смесей

Выбор тампонажных смесей производят по их структурно-механическим и реологическим показателям;

- подвижности (консистенции);

- срокам схватывания;

- времени загустевания;

- водоудерживающей способности;

- плотности смеси и прочности образующегося камня.

Тампонажные цементы, из которых изготавливают тамонажные растворы, смеси и пасты, классифицируются по следующим признакам:

по вещественному составу - в зависимости от содержания добавок разделяются на группы:

- без добавок;

- с добавками;

по температуре применения:

-для условий многолетнемерзлых пород;

-низких температур (до15);

-нормальных температур (15-50);

-умеренных температур (50-100);

-повышенных температур (100-150);

-высоких температур (150-250);

-сверхвысоких температур (250);

-циклично меняющихся температур;

по плотности тампонажного раствора (кг/м3);

-легкие (ниже1400);

-облегченные (1400-1650);

-нормальные(1650-1950);

-утяжеленные (1950-2300);

-тяжелые (2300);

по устойчивости тампонажного камня к агрессии пластовых вод:

-устойчивые только к хлоркальциево-натриевым водам;

-устойчивые к сульфатным водам, а также хлоркальциево-натриевым;

-устойчивые к кислым (углекислым, сероводородным) водам;

-устойчивые к магнезиальным водам;

по видам жидкости затворения.

Тампонажные смеси на основе цементов:

1. Быстросхватывающиеся смеси БСС.

2. Цементные растворы с содержанием 8-10% хлористого кальция.

3. Тампонажный раствор с высоким показателем фильтрации (ТРВВ).

4. Облегченные смеси.

5. Гипсовые растворы.

6. Гипсоцементные смеси.

7. Глиноцементные растворы.

8. Цементно-полимерные растворы.

9. Растворы на углеводородной основе (соляроцементные смеси, соляроцементно-бентонитовые смеси).

Тампонажные растворы на основе полимеров имеют следующие преимущества перед растворами минеральных вяжущих веществ: малую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, хорошую фильтруемость, отсутствие проницаемости тампонажного камня, высокую прочность и стойкость камня к агрессии. Из большого количества полимеров, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее широкое применение для разработки тампонажных смесей получили водорастворимые смолы. Однако наиболее перспективны водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины в самам пласте и не вступать с ней во взаимодействие, сохраняя исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора.

К ним относят:

-тампонажная смесь СКМ-19

-тампонажная смесь ТС-ФА

-смесь на основе латексов.

Тампонажные пасты изготавливают на глинистой основе или на основе неорганических вяжущих веществ. Пасты на глиняной основе представляют собой высоковязкие тампоны, которые применяют для проведения тампонажных работ по снижению интенсивности поглощения с последующим закачиванием БСС или как самостоятельные изолирующие смеси при низкой интенсивности поглощения. Пасты на основе неорганических вяжущих веществ являются твердеющими и со временем превращаются в тампонажный камень достаточной прочности. К ним относятся:

-вязкая тампонажная паста (ВТП)

-гипаноглинистая паста (ГГП)

-полиакриламидглинистая паста (ПГП)

-соляроцементная паста (ПТЦ).

Доставка изоляционных смесей в зону поглощения может производиться:

по стволу скважины;

колонне бурильных труб, открытый конец которых находится выше кровли поглощающего горизонта;

колонне бурильных труб с перфорированным хвостовиком из разбуриваемого материала (алюминий, пластик), который размещается непосредственно в поглощающем горизонте;

колонне бурильных труб с пакером;

колонне бурильных труб с герметизацией кольцевого пространства с помощью противовыбросового оборудования;

путем раздельной доставки специальных компонентов БММ до поглощающего горизонта в специальных контейнерах.

Для сохранения свойств тампонажных растворов и паст разработаны методы изоляции его со смешиванием компонентов смеси непосредственно в зоне поглощающего горизонта. Также широко применяются так называемые оболочные устройства. Позволяющие закачивать и удерживать тампонажную смесь в интервале поглощающего горизонта.

2. Понятие об аварии. Классификация аварий. Факторы, влияющие на возникновение аварий

В процессе бурения скважины на нефть и газ возникают различного вида аварии.

Под аварией в бурении следует понимать нарушение технологического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны труб или ее поломкой с оставлением в скважине элеколонны труб, а также различных предметов и инструментов, извлечения которых требуется проведение специальных работ.

Характерными поломками являются:

поломки по телу или поузлам соединения бурильных, утяжеленных, ведущих, обсадных и насосно-компрессорных труб, бурильных замков, переводников;

поломки забойных двигателей, амортизаторов, расширителей, центраторов, долот, вспомогательных и ловильных инструментов и т.д.

Кроме того, в скважинах могут оставаться долота, забойные двигатели, геофизические и другие приборы и инструменты.

Часто бурильные и обсадные колонны неожиданно оказываются прихваченными или заклиненными в скважине, происходит смятие или нарушение обсадных колонн, которыми перекрывается часть ствола скважины.

Нередки еще газонефтеводопроявления, которые надолго останавливают процесс строительства скважины.

Все указанные выше нарушения технологического процесса строительства скважины, для устранения которых ведутся дополнительные работы независимо от времени, затраченного на их ликвидацию, считаются аварией в бурении.

Нарушения непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) скважины, произошедшие при соблюдении требований технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванные явлениями горно-геологического характера: такими как поглощение, нефтегазопроявления, выбросы, осыпи, обвалы, желобные выработки, искривление ствола, открытое фонтанирование и другими, а также последствия стихийных бедствий относятся к осложнениям.

Классификация аварий

Аварии в скважинах происходят почти со всеми видами труб и колонн, инструментами, приборами и т.д.

Аварии в бурении подразделяются условно на следующие виды:

Аварии с элементами колонны бурильных труб;

Прихват бурильных и обсадных труб;

Аварии с долотами;

Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки;

Аварии из-за неудачного цементирования;

Аварии с забойными двигателями;

Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов;

Прочие аварии.

Факторы, влияющие на возникновение аварий

Выделяют три группы факторов - технические, технологические и организационные.

Технические факторы. У всех материалов, из которых выполнены буровые установки, бурильные и обсадные колонны, забойные двигатели, долота и так далее, имеются определенные прочностные и другие характеристики (механическая прочность, твердость, коррозиестойкость, морозостойкость, упругость). Указанные характеристики при реальном изготовлении изделий могут отклоняться от требуемых, снижая в целом прочность конструкции и ее работоспособность.

Причиной аварии может стать применение деталей и механизмов со скрытыми конструктивными дефектами или изготовленными с нарушениями ГОСТа, ТУ.

Усталость материала, возникшая в процессе длительной, эксплуатации под действием различных нагрузок, меняющихся по направлению и значениям, также может стать причиной разрушения конструкций, механизмов, деталей.

Причиной может стать применение технических средств, функциональные возможности которых не соответствуют установленным требованиям при выполнении намеченных работ; а также использование машин и механизмов с системой управления и контроля, не соответствующих психофизическим возможностям человека.

Технологические факторы:

* нарушение рациональных параметров режима бурения (расход промывочной жидкости, осевая нагрузка, давление, частота вращения долота);

* нарушение параметров процесса бурения (сжимающие и растягивающие нагрузки на БК, крутящий момент на долоте, несоблюдение скоростей СПО);

* несоблюдение рациональной последовательности правил крепления скважины;

* неправильный выбор типа промывочной жидкости, использование которой не обеспечит выполнение гидростатических, гидродинамических и других функций;

* неточное знание геологических и гидродинамических условий, свойств флюидов в разбуриваемых горизонтах;

* некачественная подготовка ствола скважины к геофизическим исследованиям к спуску обсадных колонн.

Организационные причины:

* низкая квалификация исполнителя буровых работ;

* низкая исполнительская дисциплина технического персонала, допускающая возможность отклонения от проекта на строительство скважины, регламентов, режимно-технологических карт, инструкций по эксплуатации бурового оборудования и инструмента;

* невыполнение профилактических мероприятий по предупреждению аварий, осложнений;

* неудовлетворительное материально-техническое снабжение;

* несоответствие длительности вахты и их сменности естественному биологическому режиму организма человека;

* неудовлетворительные бытовые условия жизни буровой бригады в вахтовом городке.

3. Особенности бурения скважин в солях

Одним из основных требований к скважинам любого, назначения является требование обеспечить надежное максимальное по времени действия разобщение объектов эксплуатаций, 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 стволa скважины и каверноооразование. 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 при чиной 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 (NaCI). 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;

* аккустический цементомер в интервале солей фиксировал неинформативностъ 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/ ч. 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 м. а бишофита с глубины 1500-1700 м. при забойной температуре 35-40 °С. Пластическое течение солей приводит к прихватам бурильного инструмента, посадкам и затяжкам при СПО, смятию обсадных колонн и даже полному перекрытию ствола скважины.

* коррозионное разрушение обсадных колонн и цементного камня. Указанный вид осложнений 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 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 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. С учетом особенностей геологического разряда ВКМКС конструкция нефтяной скважины должна обеспечить:

* долговечность скважины как горно-технологического 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 выпускаемых: бурового оборудования, инструмента, материалов и химических реагентов.

Соответствовать 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.

Конструкции нефтяных скважин при бурении в солях. На основании 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 30-50м 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 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 толще исключается сообщение последней с пресными 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 подстилающей каменной 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 подошвы сильвинитовой 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.

4. 

Список литературы

1. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин / Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин. -- М.: Недра, 2003. - 489 с.

2. Предеин А.П. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: учебное пособие, 2014.-381с.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин, 2000г.

Размещено на Allbest.ru

...