Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин
..pdfналичием зон АВПД. К таким месторождениям прежде всего следует отнести очень крупное Тенгизское нефтяное месторождение, расположенное в Прикаспийской впадине.
Согласно правилам техники безопасности в нефтегазодобывающей промышленности при вскрытии пластов, содержащих сероводород, должны быть организованы постоянные наблюдения за концентрацией сероводорода, выделяющегося из бурового раствора, для принятия мер по предупреждению отравления людей.
Наиболее простым способом контроля над содержанием сероводорода в воздухе или газе является определение его с помощью индикаторной бумаги. Индикаторную бумагу, выдержанную в исследуемой среде в течение 30 с, сопоставляют по цвету с эталонными образцами и определяют концентрацию сероводорода. При отсутствии эталонных образцов содержание сероводорода оценивают не количественно, а только качественно. Для количественного его определения используют колориметрический метод, основанный на принципе прямого отсчета концентрации сероводорода по длине индикаторной трубки газоанализатора после прокачивания через нее исследуемого воздуха. В нефтяной промышленности с этой целью используют газоанализаторы типов УГ-2 и ГХ-4.
В настоящее время разработана автоматизированная система сбора и обработки геологической, геофизической и технологической информации в процессе бурения (АССБ-1). Лабораторная станция предназначена для определения показателей физических свойств бурового шлама и раствора, а также содержания в них газа.
Часто встречающимся видом коррозионного растрескивания нефтепромыслового оборудования является сероводородное растрескивание, происходящее под действием сероводорода в присутствии воды. Механизм разрушения этого вида связан с проникновением в сталь водорода, образующегося при электрохимической сероводородной коррозии.
Зарубежная и отечественная практика бурения скважин в условиях сероводородной агрессии показала, что наиболее целесообразно использовать бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы,
251
устьевое буровое и нефтепромысловое оборудование, изготовленные из специальных сталей, стойких кналичию всредеH2S иСО2.
Для цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии используют стойкие к H2S тампонажные материалы или химически ингибированные тампонажные цементы. При этом в тампонажную смесь включают компоненты, способные к взаимодействию с присутствующим сероводородом. Образующиеся в результате упомянутого взаимодействия продукты должны представлять собой нерастворимые соединения, способные препятствовать проникновению агрессивного агента в цементный камень.
Важнейшая задача при бурении скважин в условиях сероводородной агрессии – создание нормальных условий для работающего на буровой установке персонала, которое заключается в недопущении превышения санитарной нормы (3 мг/м3) его концентрации в воздухе над буровым раствором в циркуляционной системе и приемных емкостях, а при необходимости в проведении нейтрализации сероводорода.
Существует два способа нейтрализации сероводорода [20]:
использование закрытой системы циркуляции бурового раствора с последующей нейтрализацией сероводорода или его отделение с дальнейшим сжиганием в трапно-факельной установке;
химическое связывание путем добавки в буровой раствор реа- гентов-нейтрализаторов.
Степень нейтрализации сероводорода обеспечивается выбором реагента-нейтрализатора, его нормирования, а также постоянным контролем над содержанием сероводорода и его сульфидов в буровом растворе. Наиболее устойчив к сероводородной агрессии буро-
вой раствор на известково-битумной основе [20].
Его поглотительная способность достигает 8–10 м3 сероводорода на 1 м3 раствора. Эффективными нейтрализаторами являются:
нейтрализатор H2S ВНИИБТ1 и реагент Же-7, состоящий из окислов железа. Количество Же-7 определяется условиями бурения и ожидаемой концентрацией сероводорода в пластовом флюиде. Первичная обработка реагентом Же-7 производится из расчета
252
50 кг реагента на 1 м3 бурового раствора. Появление в растворе водорастворимых сульфидов указывает на недостаточную концентрацию активного нейтрализатора. При дополнительной обработке в раствор добавляется нейтрализатор в количестве 25 % от количества, использованного при первичной обработке.
В случае выхода из скважины газированного раствора, содержащего сероводород, необходимо герметизировать скважину превентором и осуществлять циркуляцию через штуцерные линии с дегазацией бурового раствора в сепараторе и в вакуумном дегазаторе с отводом газа на сжигание. Бурение продуктивных пластов следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых клапанов в антикоррозионном исполнении. В манифольдную (дроссельную) линию противовыбросового оборудования должна быть включена трапо-факельная установка.
Кпрофилактическим мероприятиям по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений при наличии сероводорода более 6 % относятся [20]:
использование станции геотехнического контроля;
наличие запаса материалов и химических реагентов, нейтрализаторов сероводорода, достаточного для приготовления и обработки бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины;
наличие цементного агрегата, способного развивать давление не менее 80 МПа;
привлечение к работе рабочих и специалистов, обученных работе в условиях сероводородной агрессии.
Кработе на месторождениях с высоким содержанием сероводорода допускаются лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков использования средств защиты органов дыхания.
253
3.7. Осложнения, связанные с самопроизвольным искривлением ствола скважины
При самопроизвольном искривлении ствола скважины возникают следующие проблемы:
изменяется проектная сетка разбуривания месторождения – размещение забоев скважин, что может привести к снижению их суммарного дебита, изменению коэффициента нефтеотдачи пластов, необходимости бурения дополнительных скважин;
возможно попадание ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной в этом кусте скважины;
осложняется спуск обсадных колонн в местах наиболее резких изменений направления оси ствола скважины, возможно их заклинивание, слом и потеря герметичности;
увеличивается вероятность некачественного крепления скважин. Так, в искривленном стволе колонна на значительном протяжении может вплотную прилегать к стенке скважины, что делает невозможным создание сплошного цементного кольца вокруг обсадных труб и надежное перекрытие и разобщение пластов;
осложняется работа оборудования при насосном способе эксплуатации. Возможен разрыв штанг вследствие увеличения нагрузки, преждевременный износ (протирание) насосных и обсадных труб, нарушение режима работы насосного оборудования;
увеличивается длина ствола скважины и расход материалов для крепления обсадных колонн;
на незакрепленных участках искривленного ствола скважины происходит образование желобных выработок;
при использовании роторного способа бурения скважины требуется больший расход мощности на вращение бурильной колонны;
осложняется контроль над нагрузкой на долото вследствие зависания бурильной колонны;
254
для исправления отклонения ствола скважины от проектного профиля требуется проведение дополнительных работ;
увеличивается время и стоимость строительства скважины.
Причины самопроизвольного искривления ствола скважи-
ны. Искривление скважин происходит в результате совместного действия большого числа факторов – геологических, технических и технологических.
Геологические факторы
К ним относятся:
наклонное залегание пластов;
анизотропность горных пород;
чередование различных по твердости пород;
наличие кавернозных участков ствола скважины;
наличие тектонических нарушений;
напряженное состояние горных пород.
При переходе из менее твердой породы в более твердую, если угол встречи долота с породой меньше так называемого критического угла, ствол скважины будет искривляться вниз по падению пласта вследствие скольжения долота по плоскости пласта. Угол встречи при этом будет уменьшаться. При углах больших, чем критический, искривление будет происходить вверх по восстанию пласта, а угол встречи будет возрастать.
Отмечено, что тип долота заметно влияет на величину критического угла. При бурении шарошечными долотами в контакте долото
– порода преобладает трение качения, а при работе долот истирающего типа – трение скольжения, поэтому критический угол при бурении шарошечными долотами выше, чем при бурении долотами скалывающе-истирающего типа.
В наклонно залегающих пластах при переходе из твердой породы в мягкую интенсивнее разрушается мягкая порода, в результате чего искривление переходит в сторону твердой породы.
Чередование различных по твердости пород может привести к азимутальному искривлению.
255
При встрече долота с различными включениями и пустотами (валуны, крупная галька, полые трещины, карстовые образования) происходят незакономерные искривления ствола скважины, обычно в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Интенсивность искривления выше в мягких и рыхлых породах.
Технические факторы
К техническим причинам относятся:
применение породоразрушающего инструмента и элементов компоновки низа бурильной колонны (КНБК), не предусмотренных режимно-технологической картой;
эксцентричность элементов бурильной колонны;
соединение элементов бурильной колонны между собой с перекосами;
несоосность долота и КНБК.
Несоосность низа бурильной колонны при переходе с большего диаметра на меньший вызывает эксцентричное продолжение ствола меньшего диаметра, а при расширении ствола возможно отклонение его от первоначального диаметра.
Бурение с эксцентрично навернутым долотом, с погнутыми ведущими трубами (особенно при небольшой глубине скважины) может способствовать интенсивному разбуриванию стенок скважины.
Применение в компоновках коротких забойных двигателей в часто перемещающихся по твердости породах приводит к искривлению ствола скважины.
Нередко ствол скважины искривляется в начале бурения скважины. К техническим причинам искривления относятся: несоосность вышки, стола ротора и шахтового направления, негоризонтальность стола ротора и искривленность ведущих и бурильных труб.
Действие указанных причин проявляется до глубин от нескольких метров до десятков метров.
256
Технологические факторы
К технологическим причинам искривления скважин относятся причины, связанные с технологией бурения. Это способ бурения, типоразмер долота, компоновка низа бурильной колонны, режима бурения. Основным режимным параметром является нагрузка на долото. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин имеются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать ее в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются и диаметр их уменьшается.
Мероприятия по предупреждению самопроизвольного искривления скважин:
1.Обеспечить горизонтальность столаротора, центрациювышки.
2.Использовать только прямолинейные бурильные трубы и ведущую трубу.
3.Направление должно быть строго вертикальным.
4.Использование соответствующей компоновке нижней части бурильной колонны.
5.Регулирование режима бурения в соответствии с характером пород и условиями их залегания.
6.В практике бурения скважин для предотвращения самопроизвольного искривления скважин одним из основных факторов является использование специальных КНБК.
7.В компоновке используются следующие принципы: отвес, центрирование нижней части колонны, использование гироскопического эффекта вращающихся масс.
Компоновка низа бурильной колонны, в которой используются принципы отвеса, основывается на создании возможно большей массы у долота. При этом осевая нагрузка на долото должна быть такой, чтобы нижняя часть колонны не изгибалась. Но относительно малые нагрузки на долото не обеспечивают эффективного разрушения пород. Обычно применяют такие нагрузки, при которых нижняя часть колонны бурильных труб принимает форму пространственной спирали [21]. Осевая нагрузка, при которой прямолинейная труба начинает
изгибаться, называется критической нагрузкой первого порядка. В этом случае применяют КНБК, основанные на центрировании ниж-
257
ней части бурильных труб. Используется два типа таких компоновок – маятниковые и жесткие. В маятниковых компоновках эффект достигается установкой центратора на некотором расстоянии от долота. Варианты расстояний установки центратора дают различный эффект. При бурении скважин с большими осевыми нагрузками используют жесткие компоновки. Жесткость компоновки достигается установкой центраторов, стабилизаторов, утяжеленных бурильных труб и наддолотного стабилизирующего устройства. При бурении забойными двигателями также используют жесткие компоновки – устанавливаются калибраторынад долотоми двигателем.
Использование гироскопического эффекта возможно при бурении турбобурами. Роль гироскопа выполняет УБТ возможно большего диаметра. Между отрезком УБТ и долотом устанавливают калибратор-центратор.
Впроцессе бурения скважины самопроизвольное искривление может достичь такой величины, что дальнейшее углубление скважины станет технически невозможным или практически нецелесообразным. При этом возможны два варианта:
ликвидация скважины;
приведение искривленного ствола к проектному профилю или вертикали перебуриванием.
Взависимости от конкретных условий исправление скважины можно производить с использованием забойных двигателей и роторного способа бурения, а также с применением специальных компоновок и методов их ориентирования.
3.8. Газонефтеводопроявления
Газонефтеводопроявления (ГНВП), иногда переходящие в открытые фонтаны, являются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении скважин. Открытые фонтаны имеют множество неприятных последствий:
выход из строя бурового оборудования и инструмента, разрушение обсадных колонн;
непроизводительные трудовые и материальные затраты;
загрязнениеокружающейсреды(разливынефти, флюидов, воды);
258
перетоки внутри скважины, приводящие к истощению месторождений; теряется огромное количество нефти и газа, выбрасываемое фонтанирующими скважинами;
травмы и гибель людей.
ГНВП при бурении, креплении и освоении скважин – это неорганизованное поступление относительно небольших количеств нефти и газа в скважину и на поверхность, не представляющее на первых порах непосредственного препятствия для выполнения основных технологических операций. Предотвращение и ликвидация возникших нефтегазопроявлений являются, по существу, нормальными технологическими процессами в практике разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Хотя нефтегазопроявления чреваты опасными последствиями, тем не менее, полагаясь на возросший научно-технический уровень буровых работ и профессиональную подготовку кадров буровых и нефтегазодобывающих предприятий, нефтегазопроявления можно считать не авариями, а осложнениями технологического цикла бурения скважин.
Открытые и газовые фонтаны представляют большую опасность для промышленных и социальных объектов, расположенных в районе фонтанирующей скважины. Особенно тяжелый и опасный характер приобретает аварийное фонтанирование скважин, когда оно сопровождается пожарами и образованием грифонов. Для более полного понимания рассматриваемого материала уточним наиболее часто встречающиеся понятия:
Флюид – любой вид продукта (газ, нефть, вода или их сочетания), находящийся в пласте.
Пластовое давление – давление, под которым находится флюид в пласте (МПа).
Градиент пластового давления – отношение пластового дав-
ления к глубине залегания пласта, т.е. изменение величины пластового давления на каждый метр глубины скважины (МПа/м).
Давление начала поглощения пласта – давление, при кото-
ром в пласт при небольшой подаче насоса (до 3 л/с) можно закачать неограниченное количество воды или промывочной жидкости.
259
При большей подаче насоса произойдет гидроразрыв пласта, т.е. в пласте возникнут трещины, которые в дальнейшем не сомкнутся.
Градиент поглощения пород – отношение давления начала поглощения пластом к глубине его залегания (МПа/м).
Эквивалентная плотность промывочной жидкости – плот-
ность промывочной жидкости, при которой начинается ее поглощение в пласт в статическом состоянии (кг/м3).
Перелив – излив жидкости через устье скважины при отсутствии подачи бурового раствора в скважину.
Выброс – кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порций жидкости энергией расширяющегося газа.
Аварийный фонтан – это неконтролируемое поступление нефти и газа на поверхность по стволу скважины, препятствующее проведению бурения и связанное с разрушением элементов оборудования в конструкции скважины. Зачастую аварийные фонтаны осложняются взрывами, пожарами, грифонами и т.д. В зависимости от геолого-технических и организационных условий степень сложности аварийных фонтанов бывает различной.
Грифоны представляют собой связанные с проводкой скважины газо-, нефте- и водопроявления за пределами устья.
Межколонными проявлениями называются переливы, выбросы и фонтаны через кольцевое пространство между обсадными колоннами. Заколонные проявления относятся к проявлениям за обсадной колонной, кондуктором, направлением в пределах устья.
Все эти проявления наблюдаются визуально. Лишь при очень рыхлых грунтах, выходах трещин непосредственно на земную поверхность, невысоких значениях давления возможны необнаруживаемые скопления газа.
Грифоны образуются вследствие движения вверх газа, нефти или воды из пластов с относительно высоким давлением по естественным трещинам в зоне тектонических нарушений, пересекаемых скважиной в процессе бурения или расположенных вблизи от ствола. Межколонные проявления и иногда грифоны образуются при поступлении флюида из нижних высоконапорных пластоввверхние по заколонному пространству, не изолированному цементным раствором в данной или в другихскважинахэтого месторождения.
260