Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрессии
На многих нефтегазовых месторождениях в составе нефти и газа содержится сероводород. Очень часто пласты с нефтью и газом, содержащие сероводород, являются с АВПД. Сероводородная агрессия особенно проявляется при бурении глубоких скважин (более 4000 м) на месторождениях нефти и газа с содержанием сероводорода до 25-30 % (например, Тенгизское нефтяное месторождение в Прикаспийской впадине).
Сероводород очень опасен для человека. При концентрации даже
1 мг/л возможна смерть от паралича дыхательного центра. Сероводород легко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается. Температура воспламенения - 290 оС. Сероводород тяжелее воздуха, его плотность составляет 1,17 г/смЗ. Способность сероводорода образовывать скопления приводит к взрывоопасной концентрации, поэтому при проявлениях сероводорода возможны взрывы и пожары.
При бурении скважин, когда вскрываются пласты с сероводородом, должны соблюдаться жесткие требования по технике безопасности. В условиях сероводородной агрессии могут возникнуть следующие осложнения:
– разрушение бурильных, обсадных труб и устьевого оборудования в результате коррозионного растрескивания;
– ухудшение свойств буровых растворов – увеличение водоотдачи, образование высокопроницаемой фильтрационной корки;
– при рН (кислотности) бурового раствора, близкой к 7 в случае обильного поступления в скважину сероводорода, образуются густые липкие сгустки, что может привести к прихвату бурильного инструмента.
Во время вскрытия пластов, содержащих сероводород, необходимо вести постоянное наблюдение за концентрацией сероводорода в целях предупреждения отравления людей. Самый простой способ определения концентрации – с помощью индикаторной бумаги, которая изменяет цвет при увеличении концентрации сероводорода. Для количественного определения содержания сероводорода пользуются газоанализаторами.
При бурении скважин в условиях сероводородной агрессии необходимо использовать:
1) химически ингибированные тампонажные цементы. В тампонажную смесь включают компоненты, препятствующие проникновению в цементный камень агрессивного агента;
2) бурильные, обсадные трубы и устьевое оборудование использовать из специальных сталей, стойких к наличию сероводорода;
3) водородный показатель кислотности бурового раствора рН поддерживать более 9;
4) в раствор добавлять ингибиторы коррозии, способные связывать серу в соединения, труднорастворимые в воде.
Осложнения при бурении скважин
В многолетнемерзлых породах
Мерзлыми породами называются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды замерзла. Многолетнемерзлые породы (ММП) - это породы, находящиеся в мерзлом состоянии в течение многих лет. В верхней части геологического разреза многих северных районов страны залегает толща многолетнемерзлых пород; мощность этой толщи иногда достигает 500 м и более. В состав ее могут входить как хорошо связанные прочные породы (известняки, песчаники и т. п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т. п.), единственным цементирующим материалом для которых является лед.
При бурении в толще многолетнемерзлых пород возникают следующие осложнения:
1) интенсивное кавернообразование (Кк > 1,5) в интервалах залегания ММП и низкотемпературных талых пород (НТП), осыпи, обвалы пород, приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента; размыв, провалы фундамента под буровой установкой в результате протаивания мерзлых пород, прилегающих к поверхности;
2) протаивание, размыв ММП за направлением, кондуктором, проникновение БР в затрубное пространство, в том числе соседних близко расположенных скважин при бурении с поглощением БР, с частичной или полной потерей его циркуляции в стволе, грифонообразовании;
3) недопуск обсадных колонн до проектной глубины, неподъем цемента за направлением, кондуктором, разгерметизация резьбовых соединений, смятие обсадных колонн, насосно-компрессорных труб в случае обратного промерзания при длительных простоях, консервации скважин;
4) примерзание спускаемых обсадных колонн к стенке скважины в интервале залегания ММП в зимний период;
5) выбросы БР, воды, газа из-за наличия зажатых между мерзлых вод и пропластов гидратов.
Эксплуатационная колонна в интервалах залегания ММП должна состоять из труб, выдерживающих давления, которые возникают при обратном промерзании затрубных и межтрубных пространств. При использовании труб меньшей прочности должны осуществляться специальные мероприятия (управляемое замораживание затрубного пространства, периодические прогревы и др.), предотвращающие смятие колонн и нарушение резьбовых соединений при обратном промерзании.
Основным способом предотвращения осложнений при бурении в ММП является сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Для этой цели применяют различные буровые среды: от охлажденного воздуха и БР до устойчивой пены. При использовании БР на водной основе приходится также решать проблему предупреждения замерзания раствора при длительном прекращении промывки.
После разбуривания всей толщи ММП ствол скважины закрепляют обсадной колонной, башмак которой устанавливают на 50 м ниже глубины промерзания. При цементировании следует подбирать цементы с низкой температурой гидратации, низкой теплопроводностью и высокой скоростью выделения тепла при гидратации. В газовых и газоконденсатных скважинах кольцевое пространство между кондуктором и стенками ствола скважины рекомендуется герметизировать с помощью пакера, устанавливаемого в 10–20 м от башмака. Это позволяет предотвратить прорыв в заколонное пространство и образование грифонов вокруг устья скважин, что часто наблюдается при растеплении мерзлых пород.
Учитывая, что зона ММП, как правило, состоит из рыхлых и неустойчивых пород, большое значение имеет продолжительность бурения под кондуктор, которая должна составлять не более 3 суток. За это время при применении качественного глинистого раствора с температурой не выше 50 оС осложнений, как правило, не бывает, и спуск колонны происходит нормально. Если же продолжительность бурения по каким-либо причинам увеличивается до 4–5 суток и более, то возникают обвалы и необходимость в многократных проработках.
В мерзлых породах различают три вида криогенной текстуры: массивную, в которой кристаллы льда заполняют поровое пространство; слоистую, когда лед в виде ориентированных в одном направлении линз и прослоек участвует в формировании мерзлой породы; сетчатую, когда линзы и жилы льда ориентированы беспорядочно.
В составе мерзлой породы может находиться незамерзающая поровая вода с различной степенью минерализации. Количество этой воды зависит от температуры и вещественного состава. Считают, что тонкодисперсные мерзлые глины могут содержать незамерзшую воду даже при температуре минус 100 °С.
Одной из основных характеристик ММП, от которой зависит степень осложненности условий при сооружении скважин, является их льдистость. Льдистость – отношение веса льда к весу сухой породы. Она уменьшается с глубиной, а в верхней части разреза в ряде случаев доходит до 60 %. Известны случаи вскрытия скважиной пластовых залежей льда мощностью до 20 м. При высокой льдистости в случае протаивания породы часть порового пространства освобождается, что способствует обрушению стенок скважины. С другой стороны, при низкой льдистости теплоемкость пород невелика, и поэтому при тепловом воздействии они разрушаются быстрее. Наиболее полно мерзлую породу характеризует избыточная льдистость,
т. е. содержание льда в объеме, превышающем пористость. Если избыточная льдистость близка к нулю, то частицы пород плотно прилегают друг к другу, и несущую способность обеспечивает скелет породы. Протаивание в этом случае почти не приводит к осложнениям при бурении.
При бурении в интервалах распространения ММП в результате совместного физико-химического воздействия и эрозии на стенки скважины, сцементированные льдом, песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком БР. Это приводит к интенсивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород.
Наиболее интенсивно разрушаются породы с низким показателем льдистости и слабоуплотненные породы. Теплоемкость таких пород невысокая, и поэтому их разрушение происходит существенно быстрее, чем пород с высокой льдистостью.
Среди мерзлых пород встречаются пропластки талых пород, многие из которых склонны к поглощениям БР при давлениях, незначительно превышающих гидростатическое давление столба воды в скважине. Поглощения в таких пластах бывают весьма интенсивными и требуют специальных мероприятий для их предупреждения или ликвидации.
В интервале распространения ММП трудно обеспечить цементирование и крепление ствола вследствие создания застойных зон БР в больших кавернах, откуда его невозможно вытеснить тампонажным раствором. Цементирование зачастую одностороннее, а цементное кольцо несплошное. Это порождает благоприятные условия для межпластовых перетоков и образования грифонов, для смятия колонн при обратном промерзании пород в случае длительных простоев скважины.
Температура ММП колеблется в пределах от 0 до –10 °С. При низких температурах протаивание ММП, естественно, меньше, и кавернообразование в них меньше при прочих равных условиях. В то же время при низких температурах значительно быстрее проходит процесс обратного промерзания талых пород. В результате в стволе скважины при длительных остановках образуются ледяные пробки, а если в скважине находится колонна бурильных труб, то она примерзает к стенкам ствола, т. е. происходит прихват. Вместе с тем следует учесть, что промерзание пород происходит в 3–5 раз медленнее, чем их протаивание.
При охлаждении льда, находящегося в замкнутом объеме, на 1 °С давление повышается на 13,43 МПа. Следовательно, чем ниже температура ММП, тем большие усилия действуют на колонну обсадных труб при обратном промерзании пород. Это может привести к смятию и поломке колонн.
Любые горные породы, находящиеся на соответствующей глубине, могут быть многолетнемерзлыми, но только несвязные или со слабыми минеральными связями (пески, супеси) легко разрушаются при бурении с образованием каверн. Глинистые породы, а тем более породы с минеральными связями, имеющие отрицательную температуру, в процессе бурения остаются устойчивыми, ствол скважины сохраняет номинальный диаметр, а осложнения маловероятны.
Из-за наличия в открытом стволе скважины БР, а в ММП – поровой жидкости с определенной степенью минерализации наступает процесс самопроизвольного выравнивания концентраций под действием осмотического давления. В результате этого может происходить разрушение мерзлой породы. Если БР будет иметь повышенную по сравнению с поровой водой концентрацию какой-нибудь растворенной соли, то на границе лед – жидкость начнутся фазовые превращения, связанные с понижением температуры плавления льда, т. е. начнется процесс его разрушения. Так как устойчивость стенки скважины зависит в основном ото льда как цементирующего породу вещества, то в этих условиях устойчивость ММП, слагающих стенку скважины, будет потеряна, что может явиться причиной осыпей, обвалов, образования каверн и шламовых пробок, посадок и затяжек при СПО, остановок спускаемых в скважину обсадных колонн, поглощений.
Если степени минерализации БР и поровой воды ММП одинаковы, то система «скважина - порода» будет находиться в изотоническом равновесии и разрушение ММП под физико-химическим воздействием маловероятно.
С увеличением степени минерализации БР возникают условия, при которых поровая вода с меньшей минерализацией будет перемещаться из породы в скважину. Из-за потерь иммобилизованной воды механическая прочность льда будет уменьшаться, лед может разрушиться, что приведет к образованию каверны в стволе бурящейся скважины. Этот процесс интенсифицируется эрозионным воздействием циркулирующего БР.
Отмечается, что с увеличением концентрации соли в омывающей лед жидкости разрушение льда интенсифицируется. На процесс разрушения льда оказывает влияние также длительность воздействия соленого БР.
Следовательно, чтобы свести к минимуму отрицательное влияние физико-химических процессов на состояние ствола бурящейся в ММП скважины, необходимо, в первую очередь, обеспечить равновесную концентрацию на стенке скважины компонентов БР и внутрипоровой жидкости в ММП.
Для исключения физико-химических процессов необходимо обеспечить одинаковую минерализацию БР и поровой воды ММП. Однако добиться этого трудно, поэтому чаще используются растворы, создающие на стенках скважины малопроницаемую пленку. Так, например, при замене промывки скважины соленой водой на глинистый раствор высокой вязкости той же концентрации соли интенсивность разрушения льда снижается в несколько раз.
Для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП БР должен отвечать следующим основным требованиям:
· обладать низким показателем фильтрации;
· содержать количество солей, равновесное с жидкостью в ММП;
· обладать способностью создавать на поверхности льда в ММП плотную, непроницаемую пленку;
· обладать низкой эрозионной способностью;
· иметь низкую удельную теплоемкость;
· образовывать фильтрат, не создающий с жидкостью породы истинных растворов;
· быть гидрофобным к поверхности льда.
Бурящаяся скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физико-химическое взаимодействие. Чаще наиболее мощным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие скважинного флюида на состояние мерзлой породы.
Имеющий обычно положительную температуру БР расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП, в результате чего связность частиц породы друг с другом нарушается, стенки скважины теряют устойчивость и разрушаются. Чем выше температура БР, тем интенсивнее процесс кавернообразования, осыпи, обвалы, поглощения при проходке ММП.
Однако даже при использовании таких систем, требующих значительного усложнения техники и технологии буровых работ, процесс кавернообразования наблюдается при положительных температурах в циркуляционном потоке, особенно при разбуривании песчаников, сцементированных льдом. Поэтому, наряду с применением систем, не растворяющих лед, для предотвращения разрушения прискважинной зоны ММП необходимо регулировать в определенных пределах температуру используемого при бурении промывочного агента.
Бурение в ММП возможно с использованием в качестве очистного агента:
- бурового раствора с отрицательной температурой;
- охлажденного воздуха, аэрированных жидкостей, пен;
- бурового раствора с положительной температурой, но с применением специальных технологий.
В первом случае могут быть использованы растворы как на углеводородной, так и на водной основе. В качестве противоморозных добавок в водные растворы вводятся электролиты: NaCl, KCl, CaCl2, Na2Br4O7, Na2CO3, Na2NO3. С повышением их концентрации температура замерзания раствора, естественно, снижается и может быть доведена до -16 °С. Однако при этом возрастает скорость растворения льда. Для получения требуемых свойств в раствор вводятся: глинопорошок, гипан, КМЦ или ПДА. Введение противоморозных добавок существенно снижает стабильность растворов, в результате происходит их разделение на твердую и жидкую фазы. Кроме того, в летнее время охлаждение раствора до отрицательных температур затруднено.
Наиболее благоприятны с точки зрения недопущения разрушения ММП пены, воздух, эмульсии и растворы на нефтяной основе. Такого рода БР незначительно отфильтровывают жидкость в поры породы, нейтральны по отношению ко льду, обладают пониженной теплоемкостью.
Аэрированные жидкости и пены имеют ряд существенных преимуществ как промывочные агенты. При их применении гидростатическое давление в скважине мало, что приводит к возрастанию механической скорости бурения, повышает износостойкость долот. Введение в газожидкостную смесь ПАВ - ПАА, КМЦ, гипана, сульфонола, глинопорошка, смазывающих, противоморозных, ингибирующих добавок -позволяет получить буровые растворы с требуемыми свойствами и регулировать их в широких пределах. При замерзании аэрированных растворов и пен в кольцевом и межколонном пространствах разрушения колонн обсадных труб не происходит, так как растворы сохраняют ячеистую структуру, а примерзший буровой инструмент достаточно легко извлекается из скважины. При цементировании пена легко вытесняется из заколонного пространства, что повышает качество крепления скважин.
Сжатый воздух не замерзает при бурении в мерзлых породах, не отфильтровывает жидкость в поры мерзлоты, обладает низкой удельной теплоемкостью.
Необходимые для очистки скважины массовые расходы воздуха обычно в 15-25 раз, а теплоемкость в 4 раза меньше, чем для БР. Энтальпия воздуха при одной и той же начальной температуре в 60-100 раз меньше энтальпии промывочной жидкости. Это существенно уменьшает опасность осложнений, связанных с протаиванием мерзлых пород. Воздух значительно эффективнее солевого раствора, который, хотя и не замерзает в скважине, легко может нарушить естественное агрегатное состояние мерзлых пород.
Сжатый воздух, снижая опасность и остроту осложнений, связанных с протаиванием пород, не устраняет эти осложнения полностью. На выходе из компрессора он имеет повышенную температуру (70-80 °С), в результате чего отмечались случаи протаивания мерзлоты и возникали осложнения.
Газожидкостные системы (ГЖС), используемые при бурении как промывочные агенты, делятся на аэрированные жидкости и пены.
Аэрацией называется процесс насыщения жидкости воздухом, реже другими газами. При этом газообразная фаза рассматривается как дисперсная, а жидкая – как непрерывная дисперсионная среда.
Объемное соотношение газообразной VГ и жидкой VЖ фаз называется степенью аэрации: a = VГ/VЖ. Для аэрированных промывочных жидкостей (АПЖ) a < 60, для пен a = 60-300.
Химический способ приготовления ГЖС обеспечивает вспенивание (аэрацию) жидкости при обработке ее ПАВ-пенообразователями и перемешивании. Оптимальные добавки ПАВ-пенообразователей составляют 0,1-0,4 % к объему жидкой фазы.
Основным отличительным свойством АПЖ и пен является их низкая плотность. При атмосферном давлении плотность АПЖ может составлять 100-1000 кг/м3, пен - 50-100 кг/м3.
Пены - это многофазные дисперсные системы, где дисперсионной средой служит жидкость, а дисперсной фазой - газ, который составляет до 99 % объема системы. Пузырьки газа разделены тонкими пленками воды. В аэрированных жидкостях концентрация газа значительно ниже, его пузырьки, имеющие сферическую форму, не контактируют между собой. Существенные технологические преимущества систем «жидкость-газ» обусловливаются следующим. Присутствие газовой фазы способствует снижению в широком диапазоне гидростатического давления столба БР, обеспечивает лучшие условия удаления из скважины шлама и т. д.
В настоящее время быстро распространяется применение пен, в результате чего резко сокращается число осложнений, особенно прихватов бурового инструмента при бурении скважин. Пены обладают высокой несущей и выносной способностью при малой скорости восходящего потока в затрубном пространстве - почти в 10 раз меньшей, чем при бурении скважин с продувкой сжатым воздухом. Схема расположения технических средств для использования пен приведена на рис. 6.1.
Успех проходки зон поглощений с пеной определяется кольматирующим эффектом, в десятки раз меньшим по сравнению с водой давлением столба пены на пласт. При использовании пен для проходки поглощающих пород расход глины сокращается в 5-6 раз, многократно снижается и расход воды, что имеет важное значение для районов Крайнего Севера, особенно в зимних условиях. Гидрофобность сухих пен позволяет использовать их для бурения в глинистых породах, способных к обрушению при взаимодействии с водой. Применение пен обеспечивает минимальное загрязнение окружающей среды.
В последние годы в отечественной и зарубежной практике бурения скважин на нефть и газ для получения пен все чаще используется азот. Газ инертен, не горюч, содержание его в атмосфере 78 %. На буровые азот доставляют в сжиженном виде в специальных контейнерах. При его вводе в БР образуется пена. Содержание азота в растворе изменяют от 50 до 95 % в зависимости от решаемой технологической задачи. Для придания стабильности в состав пен вводят ПАВ. При вводе азота до 65 % БР имеет низкую вязкость, при 85 % и более пена с трудом закачивается в скважину насосом, при увеличении содержания азота выше 96 % образуется туман.
Такие системы позволяют успешно проходить зоны поглощений в трещиноватых и пористых породах, предотвращают обрушение пород и сокращают время на вызов притока из продуктивных пластов.
В целом применение в качестве очистных агентов жидкостей с отрицательной температурой, аэрированных жидкостей и пен практически не всегда возможно при бурении основной части ствола глубокой скважины, а замена раствора после проходки ММП приводит к существенному удорожанию работ. В связи с этим в подавляющем большинстве случаев бурение скважин на нефть и газ в ММП осуществляется с промывкой БР с положительной температурой.
БР с малым содержанием твердой фазы обязательно содержат флокулирующий реагент. В раствор с малым содержанием твердой фазы не рекомендуется вводить химические реагенты-пептизаторы. В отличие от них малоглинистые растворы содержат, кроме глины и воды, реагенты-стабилизаторы, которые вводятся для контроля за водоотдачей. Эти растворы характеризуются быстрым изменением плотности, вязкости и других свойств в результате перехода в раствор частиц выбуренной породы. К малоглинистым растворам относят растворы с содержанием глины не более 5 %.
Использование растворов, содержащих только техническую воду и глину, в настоящее время нерационально. Такая система может быть рекомендована только для получения пресных промывочных жидкостей с применением высококачественного бентонитового порошка и в тех случаях, когда возникает необходимость контролировать вязкость и статическое напряжение сдвига.
Среди мерзлых пород встречаются пропластки талых пород, многие из которых склонны к поглощениям БР при давлениях, незначительно превышающих гидростатическое давление столба воды в скважине. Поглощения в такие пласты бывают весьма интенсивные и требуют специальных мероприятий для их предупреждения или ликвидации.
Для уменьшения времени контакта раствора с породой используются так называемые удлиненные направления, перекрывающие интервалы неустойчивых ММП сразу же после их вскрытия. Длина этих направлений доходит до 200–300 м. Башмак их устанавливается в устойчивых глинистых породах. Этот метод хотя и усложняет конструкцию скважины, но существенно уменьшает кавернообразование.
Кроме нарушения устойчивости стенок скважины в ММП возможны и другие осложнения. К их числу относятся: низкое качество цементирования; провалы приустьевых площадок; разрыв и смятие колонн обсадных труб.
Низкое качество цементирования связано с тем, что в скважине образуются каверны большого размера. Цементный раствор при тампонировании не вытесняет полностью БР, а движется в виде «языка». В результате часть кольцевого пространства оказывается незацементированным, что в дальнейшем при бурении и эксплуатации скважины может привести к тяжелым последствиям (проседание колонн обсадных труб, заколонные проявления, провалы приустьевых площадок). Кроме того, на контакте ММП и цементного раствора может произойти его замерзание до начала схватывания, а при дальнейшем растеплении – нарушение герметичности колонн. Во избежание этих явлений необходимо исключить кавернообразование теми методами, которые указывались ранее, а также:
· затворять цемент при повышенной температуре воды;
· повысить температуру внутри колонны обсадных труб в период ОЗЦ путем циркуляции нагретой жидкости или другими методами;
· применять тампонажные смеси, выделяющие при схватывании тепло, достаточное для поддержания необходимой температуры;
· использовать тампонажные смеси, схватывающиеся при отрицательных температурах.
Неустойчивость приустьевых площадок проявляется в виде провалов вокруг устья скважины и перекоса оснований буровых установок. Первое явление связано с размывом направлений или кондукторов и образованием в результате этого каверн большого размера. Следовательно, для предотвращения провалов необходима установка башмаков колонн в глинистых породах и качественное цементирование. Перекос оснований буровых происходит в результате значительных нагрузок на грунт. Это приводит к растрескиванию ММП, по образовавшимся трещинам начинает циркулировать вода, происходит протаивание грунта, а затем проседание основания. Для предотвращения этого явления необходимо уменьшить удельную нагрузку на грунт путем увеличения площади основания.
Разрыв и смятие колонн обсадных труб происходит при обратном промерзании пород. Как показывает практика, при температуре ММП до
- 2 °С и наличии двух колонн обсадных труб (кондуктор, эксплуатационная колонна) эти осложнения маловероятны. При более низких температурах необходимо использовать трубы с большей толщиной стенки и более высокой группой прочности материала.
Месторождение находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. В среднем толщина этой зоны составляет 450-480 м. Климат района работ арктический: суровая продолжительная зима, короткое прохладное лето. Среднегодовая температура воздуха отрицательная (–10, –11 °C).
Бурение под термоизолирущее направление. Бурение производится с БУ 3900/225 ЭКБМ с применением системы верхнего привода, направляющим долотом Ø 555 МЦВ с расширителем РШБ-915 МС и утяжеленной бурильной трубой УБТ-240. Бурение осуществляется с промывкой вязкоупругим буровым раствором, обработанным полиакриломидными реагентами, что обеспечит устойчивость ММП благодаря возможности связывания свободной воды и качественный вынос разбуренной горной породы. Углубление шурфа осуществляется на длину термокейса с учетом спуска его верхней части ниже уровня поверхности земли на 1, 2 м. Спуск термокейса осуществляется на допускном патрубке (из бурильной трубы) расчетной длины. Перед началом цементирования термокейс центрируется. Цементирование производится способом прямой заливки цементно-песчаной смесью (ЦПС) с добавлением ускорителей схватывания цементного раствора. Рецептура ЦПС подбирается лабораторным путем в условиях буровой.
После ОЗЦ (определяется по затвердеванию проб ЦПС) устье скважины оборудуется шурфовой шахтой согласно указанным размерам.
Термокейс представляет собой изолированную нефтепроводную трубу с внутренним диаметром 516 мм, длиной 21,17 м с внешней оболочкой из трубы 880 мм. Внешнее пространство сверху и снизу изолировано при помощи сварки кольцевыми накладками, внутренняя полость заполнена пенополиуританом. Термокейс спускается в скважину диаметром 1050 мм, цементируется на всю длину.
Сверху на термокейс установлен короб, изготовленный из железного листа толщиной 8 мм, короб с термокейсом обварен сплошным сварным швом. Верхняя часть термокейса развальцована для свободного прохождения долота и бурильного инструмента.
Территория вокруг термокейса засыпается песком и спланирована с уклоном к центру термокейса.
До начала бурения шурфа устье оборудуется шахтой размерами 1,5×2,0×1,2 м, стенки шахты крепятся листовым железом δ=8 мм или бетонируются. Внутри шахты устанавливается ВШН-150 для откачки бурового раствора при бурении шурфа и буровых сточных вод в процессе строительства скважины.
Заключение
Современный специалист по бурению нефтяных и газовых скважин должен обладать знаниями и умениями успешно, безаварийно бурить скважину в осложненных горно-технологических условиях. При этом руководствоваться тем, что при соблюдении технологических требований и условий технического проекта все осложнения преодолимы известными приемами и методами. Мировой опыт последних лет показывает, что практически все скважины в той или иной степени осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Поэтому эффективность бурения скважины, в первую очередь, зависит от своевременного применения мероприятий по предупреждению возможных осложнений. Аварийную ситуацию легче предупредить, чем потом ликвидировать.
В данном учебном пособии рассмотрены технологические основы причин возникновения, предупреждения и ликвидации осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин. В процессе изучения дисциплины студенты должны получить знания, необходимые для расчета и выбора режимных параметров при бурении, промывке и креплении и возникающих при этом давлений в скважине, от которых во многом зависит степень осложненности процесса бурения и эффективность приемов для преодоления осложнений.
Список рекомендуемой литературы
1. Байраков М.Н. Предупреждение и ликвидация поглощений при вскрытии нефтегазоносных отложений большой толщи : метод. разработки УНИ. Уфа, 1988.
2. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации : спр. пособие : в 6 т. / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.
3. Басарыгин Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин : учебник для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
4. Винниченко В.М. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин / В.М. Винниченко, А.Е. Гончаров, Н.Н. Максименко. М. : Недра, 1991.
5. Гоинс У.К. Предотвращение выбросов : пер. с англ. / У.К. Гоинс, Р. Шеффилд. М. : Недра, 1987.
6. Долгов С.В. Методы проведения ремонтных работ в скважинах с использованием пен и газообразных агентов. М. : Недра, 1997.
7. Иванов В.М. Предупреждение аварий при бурении глубоких скважин на нефть и газ : учеб. пособие. 2-е изд. М. : Учеб.-метод. кабинет МПР РФ, 1998.
8. Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтепроявлений при строительстве и ремонте скважин. М. : Изд-во ОАО «Газпром», 2000.
9. Инструкция по предупреждению и ликвидации осложнений, вызванных желобными выработками в скважинах. Краснодар : ВНИИКРнефть, 1975.
10. Иогансен К.В. Спутник буровика : справочник. 3-е изд., перераб. и доп. М. : Недра, 1990.
11. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М. : Недра, 1984.
12. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении : учебник для вузов / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. М. : Недра, 1987.
13. Муравенко В.А. Оборудование противовыбросовое : обзор технических сведений / В.А. Муравенко, А.Д. Муравенко, В.А. Муравенко. Ижевск : Изд-во ИжГТУ, 2005.
14. Нифонтов Ю.А. Ремонт нефтяных и газовых скважин : справочник : в 2 ч. / Ю.А. Нифонтов, И.И. Клещенко. СПб., 2005.
15. Овчинников В.П. и др. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин. М. : Недра, 2002.
16. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. СПб. : Изд-во ООО «БиС», 2003.
17. Пустовойтенко И.П. Краткий справочник мастера по сложным буровым работам. 3-е изд., перераб. и доп. / И.П. Пустовойтенко, А.П. Сельващук. М. : Недра, 1983.
18. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. М. : Недра, 1988.
19. РД 39-2-803-82. Инструкция по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений и их предупреждению. Краснодар : ВНИИКРнефть, 1983.
20. РД 39-2-959-83. Руководство по предупреждению аварий при бурении скважин. М. : МНП, 1986.
21. РД 41-21-37-91. Методы предупреждения и изоляции поглощений нагнетанием смесей и гидромониторной обработки. Новосибирск, 1991.
22. РД 41-21-39-91. Инструкция по технологии гидроимпульсной изоляции трещинных пород. Новосибирск, 1991.
23. Рекомендации по применению контролируемых способов изоляции поглощающих пластов в условиях равенства давления в системе скважина –пласт. Волгоград : Изд-во ЗАО «ВолгоградНИПИнефть», 1982.
24. Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. М. : Недра, 1979.
25. Семенов Н.Я. Инструкция по выбору способа изоляции поглощающих, водопроявляющих и взаимодействующих пластов. Уфа, 2001.
26. Справочник бурового мастера : учеб.-практ. пособие : в 2 т. / под общ. ред. В.П. Овчинникова, С.И. Грачева, А.А. Фролова. М. : Инфра-Инженерия, 2006.
27. Шахмаев З. Технология бурения скважин в осложненных условиях / З. Шахмаев, В. Рахматуллин. Уфа : Китап, 1994.
28. Элияшевский И.В. Типовые задачи и расчеты в бурении : учеб. пособие для техникумов. 2-е изд., перераб. и доп. / И.В. Элияшевский, М.Н. Сторонский, Я.М. Орсуляк. М. : Недра, 1982.
29. Ясов В.Г. Осложнения в бурении : спр. пособие / В.Г. Ясов, М.А. Мыслюк. М. : Недра, 1991.
Глоссарий
Аномально высокое/низкое пластовое давление флюида (АВПД/АНПД).В замкнутых продуктивных пластах, т. е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше первоначального - нормального.Степень этой аномальности оценивается коэффициентом аномальности пластового давления Ка, равным отношению фактического пластового давления к нормальному. При Ка = 1,2 имеемАВПД, при Ка = 0,8 - АНПД.
Горному давлению пород противодействует как давление пластовой жидкости в порах, так и механический сдвиг на контакте зерен. По мере вытеснения жидкости из порового пространства погребенной породы происходит уплотнение породы и снижение ее пористости. Такой процесс происходит при контакте глинистых пород с мощными сообщающимися коллекторами (песчаниками, алевролитами и др.). Давление в коллекторах приближается к гидростатическому, условно называемому нормальным.
Если мощная глинистая толща содержит коллекторы ограниченного объема, происходит неполное вытеснение жидкости из глин, что ведет к повышению их пористости и вызывает возникновение аномально высоких поровых давлений.
Создание АВПД возможно также и за счет тектонических усилий, которые сопровождаются поднятием и взбросом блоков или прогибов бассейнов, что ведет к изоляции отдельных участков земной коры от нормальных путей миграции.
 |
Методики прогнозирования АВПД базируются на том представлении, что под влиянием геостатического давления глины, уплотняясь, отдают связную воду, и их пористость с глубиной уменьшается по экспоненциальному закону:
где Kп и Kо - пористость глин на заданной глубине и на поверхности;
b - константа, характеризующая степень уплотнения глин с глубиной;
Рэ - эффективное давление, Рэ = Рг - Рпор .
Здесь Рг = rп × g × H - геостатическое давление;
rп - средняя плотность пород по разрезу;
Рпор = rв × g × H - поровое давление;
rв – средняя плотность воды по разрезу.
Рэ = (rп - rв) ×·g × H.
Ln Kп = Ln Kо - b×Рэ = Ln Kо - b×H×g×(rп - rв),
так как b×H×g×(rп - rв) = const, обозначим ее A и получим
Ln Kп