НОУ ІНТУЇТ | лекція | Ускладнення в процесі експлуатації нафтогазових систем

1. Ускладнення і аварії в процесі буріння свердловин
2. Попередження і боротьба з поглинаннями бурового розчину
3. Газові та нафтові прояви

Анотація: Ускладнення і аварії при бурінні, гідравлічний розрив і удар, контроль витоків.

Ускладнення і аварії в процесі буріння свердловин

Порушення цілісності стінок свердловини

Ускладненням називають порушення нормального стану свердловини, що супроводжується утрудненням або повною зупинкою буріння. У більшості випадків при ускладненнях буріння триває, але з меншою швидкістю. Іноді для відновлення буріння потрібне проведення спеціальних робіт у свердловині (чистка, розбурювання, тампонування, кріплення і ін.).

Ускладнення в процесі буріння викликаються порушенням стану свердловини, що виражаються в порушенні цілісності стінок, поглинанні бурового розчину, в нафто-, газо- і водопроявів, в сірководневої агресії.

Імовірність переходу ускладнень в аварію існує постійно, причому процес цей, як правило, швидкоплинний. Накопичення шламу або обсипається породи, відкладення пухкої глинистої кірки, спучування порід відбувається повільно. Надалі ці процеси призводять до прихопивши бурового снаряда.

Обвал стінок свердловини є найпоширенішим видом ускладнень, що викликають прихвати бурового снаряда і обсадних труб. Порушення цілісності стінок свердловини відбувається в певних геологічних умовах при наявності пластичних, сипучих, роздроблених і крутозалегающіх порід, а також порід, розбухають і расслаивающихся при механічному і фізико-хімічному впливі бурових розчинів.

Зокрема, порушення цілісності стінок викликають обвали або обвалення, які відбуваються в результаті змочування розчином глин, аргілітів або глинистих сланців. Обвали і осипи можуть відбуватися в результаті механічної дії бурильного інструменту або дії тектонічних сил. Характерними ознаками появи обвалів є: підвищення тиску в нагнітальному лінії бурового насоса, прихвати бурильної колони і рясний винос шматків породи. Освіта каверн ускладнює винесення шламу через зменшення швидкості висхідного потоку промивної рідини.

Одна з основних причин, що викликають порушення цілісності стінок, - досягнення породами граничного напруженого стану в пристовбурної зоні свердловини. При раптовій втраті промивної рідини зменшується гідростатичний тиск на стінки свердловини, в результаті чого останні обрушаются. Розмив і вязкопластіческого протягом соленосних товщ також ведуть до втрати стійкості пристовбурної зони.

Великий вплив на втрату стійкості пристовбурної зони надають гідродинамічні процеси, що протікають при спускопод'емних операціях, а також імпульсні коливання тиску при бурінні. Зі збільшенням діаметра свердловини стійкість її стінок знижується. Буріння з подальшим розширенням стовбура забезпечує більш високу стійкість стінок, ніж поглиблення відразу великим діаметром. Руйнування похилих стовбурів відбувається частіше, ніж вертикальних свердловин, тому зі збільшенням кута нахилу свердловини необхідно підвищувати щільність промивної рідини.

При проходженні монтморіллонітових глин і аргілітів відбувається їх набухання. За рахунок цього стовбур свердловини звужується, що призводить до затягування і прихопив бурильного інструменту. У разі проходження високопластичних порід і при недостатньому противодавлении на ці пласти породи повзуть, заповнюючи стовбур свердловини. Видавлювання глинистих або соляних порід в свердловину викликає деформацію покрівлі і підошви пласта. Явище повзучості обумовлює смятие обсадних і насосно-компресорних труб. Прояв повзучості гірських порід посилюється зі зростанням глибини буріння і збільшенням температури порід.

При проводці викривлених і похило-спрямованої свердловини, коли велика площа контакту бурильної колони зі стінками свердловини, в стінках утворюються жолоби. Нижня частина колони при передачі крутного моменту і осьового навантаження піддається подовжньому вигину, стиску і кручення, набуваючи форму просторової синусоїди. Обертаючись, колона стосується стінок свердловини вершиною напівхвилі, що збігається з замковим з'єднанням. В даному випадку замкове з'єднання діє як фреза, що робить перетин свердловини еліптичних, овальним або ще більш складним з геометрії. У горизонтальних свердловинах жолоби виникають в процесі спуско операцій. Желобообразованіе розвивається поступово зі збільшенням числа рейсів бурильного інструменту. У цих умовах зростає небезпека заклинювання інструменту. Для попередження цього процесу слід використовувати запобіжні кільця і ​​забезпечувати максімалигую проходку на долото.

Для попередження і ліквідації наслідків обвалів, набухання і повзучості гірських порід слід використовувати обтяжені бурові розчини, забезпечувати високі швидкості проходки, не допускати тривалого перебування бурильної колони в спокої.

Ще один вид ускладнень: під час проходження соляних порід відбувається їх розчинення, що є причиною кавернообразованія. У подібних випадках слід застосувати один з наступних технологічних прийомів: форсувати режим буріння, наситити сіллю промивну рідину або застосувати безводні бурові розчини.

Специфіка ускладнень при спорудженні свердловин в криолитозоне обумовлена ​​високою чутливістю многолетнемерзлих порід до порушення теплового режиму. Застосування рецептур промивних рідин, які не відповідають цим особливостям, призводить до деградації мерзлоти, руйнування стінок свердловин, звуження стовбура, обвалів, неякісного цементування і зім'яту обсадних колон.

Попередження і боротьба з поглинаннями бурового розчину

Поглинання бурових розчинів є одним з найпоширеніших видів ускладнень при бурінні свердловин. Розрізняють поглинання малої інтенсивності (до 15 ), Середньої (до 60 ) І високої інтенсивності. Причиною виникнення поглинань можуть бути як геологічні чинники (тріщини, каверни), так і технологічні чинники (гідравлічний розрив порід).

Серед існуючих методів попередження і ліквідації поглинань використовуються наступні: зниження гідростатичного і гідродинамічного тиску на стінки свердловини, ізоляція поглинає пласта спеціальними тампонажнимі розчинами. Відома велика кількість рецептур тампонажних і які швидко сумішей. Найбільш простий склад суміші наступний: цементний розчин щільністю 1400 і бентонітовий розчин щільністю 1200 в співвідношенні 1: 2.

У випадках катастрофічних поглинань використовується буріння без виходу бурового розчину з наступним спуском бурової колони. В цьому випадку разбуріваемая шлам піднімається з забою і йде в канали поглинання разом з промивної рідиною. Для боротьби з поглинаннями широко застосовують пакери, які герметизують або роз'єднують затрубний простір при задавливания тампонуючих сумішей в поглинаючий інтервал. Тампонажну суміш подають в свердловину через спущену в неї бурильну колону або через відведення превентора.

Одним з найбільш ефективних способів ліквідації поглинань є застосування наповнювачів, які або додають в циркулює буровий розчин, або проводять разову закачування в зону поглинання порції спеціальної рідини з наповнювачем. Застосовують наповнювачі волокнисті (обрізки ниток і ін.) І зернисті (керамзит і ін.).

Фізико-хімічна кольматація поряд з попередженням поглинань при бурінні знижує ймовірність прихвата колони через перепад тиску і забезпечує нормальні умови цементування обсадної колони.

Кінець труб для закачування тампонажних сумішей встановлюється вище покрівлі поглинає пласта з метою запобігання прихвата. Якщо жоден із способів ліквідації поглинання не дає результату, то для забезпечення нормального процесу буріння свердловину закріплюють обсадними трубами з цементуванням затрубного простору.

Газові та нафтові прояви

Нафта і газ можуть викинути зі свердловини буровий розчин, якщо пластовий тиск високий, а розчин має недостатньо високу щільність. У таких випадках виникає нафтової або газовий фонтан. Як правило, відкриті фонтани виникають там, де порушується технологія проводки свердловин і застосовується невідповідне добичі і противикидне обладнання.

Основне число відкритих фонтанів спостерігається на газових родовищах. Це пояснюється недооцінкою особливостей проводки свердловин: газ поступово насичує циркулює буровий розчин найдрібнішими бульбашками разом з вибуренной породою, а також під час перерв в бурінні. При циркуляції бульбашки піднімаються і в міру зменшення тиску збільшуються в розмірах. В свердловині починається холодну кипіння. При цьому щільність розчину зменшується настільки, що його стовп не в змозі протистояти пластовому тиску і відбувається викид. Для запобігання викиду тиск стовпа рідини в свердловині повинно бути приблизно на 10% вище пластового. При тяжких глинистого розчину його в'язкість повинна зберігатися мінімальної.

Для запобігання почався викиду свердловина закривається встановленим в її гирлі спеціальним противикидним обладнанням (ОП). Це обладнання для герметизації гирла свердловини встановлюється на фланці кондуктора і складається з універсального противикидного превентора, плашечних превенторів, засувок та іншої арматури).

До блоку превенторів приєднуються лінія глушіння і Штуцерна лінія. Штуцерна лінія переорієнтує потік рідини з свердловини в резервуар для бурового розчину або в комору для спалювання нафти. Лінія глушіння використовується для підключення циркуляції утяжеленного бурового розчину.

Більшість газо- і нефтепроявленій приурочено до початку підйому колони бурильних труб або до початку промивання після спуску бурильної колони. Слід уникати компоновок нижньої частини бурильної колони з малими зазорами, так як амплітуда коливання тиску при СПО залежить від величини зазору. При зниженні розрахункової щільності розчину більш ніж на 0,02 необхідно вживати заходів по її відновленню.

До небезпечних видів ускладнень відноситься приплив високомінералізованої води (ропи). Загальна мінералізація ропи може досягати 600 г / л, щільність - 1360 , Температура на виході зі свердловини . Ропа надає корозійний вплив на наземне обладнання, бурові та обсадні труби, а також на цементний камінь.

Для глушіння флюідопроявленія проводиться ускладнення розчину. Важкий буровий розчин закачується при зниженій подачі насоса, при цьому стежать за зниженням тиску на стояку. Коли правильно підібраний розчин глушіння заповнить бурильну колону, дійде до долота, заповнить затрубний простір і вийде на гирлі свердловини, свердловина буде заглушена.

При загрозі викиду бурильник піднімає колону до виходу провідної труби з ротора і залишає її у висячому положенні, закріпивши гальмо лебідки. Потім гирлі герметизується превенторами, аскважінная рідина через викидні лінії ВП направляється в циркуляційних систем.

При зростанні тиску на гирлі відкривається засувка для фонтанування свердловини через відводи превентора. Потік газу направляється в сторону від бурової. Наступні роботи по ліквідації фонтанування проводяться за спеціальним планом.

В процесі буріння та експлуатації свердловин за межами гирла на поверхню по тріщинах гірських порід або по їх контакту з обсадними трубами можуть прориватися газ або несрть. Такі газо- і водопроявів називаються грифонами. Грифони та міжколонного прояви виникають через неякісну ізоляції високонапірних пластів і часто викликають загибель свердловин. За всю світову історію видобутку вуглеводнів найбільшою аварією став відкритий викид газу і конденсату на розвідувальній свердловині в дельті річки Печори. Шість з половиною років свердловина щодоби викидала в атмосферу два мільйони кубометрів газу і сотні тонн конденсату.

У багатьох випадках у складі нафти і газу покладів з аномально високим пластовим тиском міститься сірководень. Це сильна отрута, яка, потрапляючи в легені, з'єднується з гемоглобіном. Концентрація сірководню 1 мг / л викликає миттєву смерть від паралічу дихального центру. В умовах сірководневої агресії відбувається сульфідні розтріскування сталей і, як наслідок, руйнування бурильних, обсадних і насосно-компресорних труб, гирлового і нафтопромислового обладнання, руйнування цементного каменю і погіршення властивостей бурових розчинів.

При появі в розчині на водній основі сірководню необхідно додавати в розчин інгібітори корозії, здатні зв'язувати сірку в важкорозчинні сполуки. В умовах сірководневої агресії необхідно використовувати обладнання, виготовлене із спеціальних сталей і тампонажні матеріали, стійкі до впливу сірководню. Головне - всі роботи повинні бути підпорядковані питань охорони праці та техніки безпеки.

Аварії та надзвичайні ситуації виникають на всіх етапах поводження з нафтою. Будь-яка аварія на буровій небезпечна і дорого обходиться нафтової компанії і природі. Розрахункова ймовірність відкритого фонтанування свердловин оцінюється в .

Аваріями в процесі буріння зазвичай називають втрату рухливості (прихват) спущеною в свердловину колони труб, поломки, ослабленню і залишення в свердловині долота, забійного двигуна, частин колон бурильних і обсадних труб, падіння в свердловину металевих предметів.

При бурінні свердловин турбобурами в свердловинних трубах, заповнених буровим розчином, генеруються циклічні обурення тиску з великою амплітудою. Це призводить до ударних і вібраційних навантажень на елементи бурового комплексу. В результаті виходять з ладу маніфольди, руйнуються обсадні труби, відбувається відрив турбобура. Аналогічні явища відбуваються при видобутку несрті: при закритті зворотних клапанів, при запуску глибинних насосів тиск може в 2-3 рази перевищити робочий тиск. За статистикою на одному нафтогазовидобувному підприємстві щорічно відбувається до 30 випадків відривів глибинних насосів. При цьому крім економічного наноситься екологічний збиток у зв'язку з витоком нафти з розбираємо насосно-компресорних труб.

Прихоплювачі бурильних і обсадних колон відбуваються з багатьох причин:

• порушення цілісності стовбура свердловини, викликаної обваленням або плином порід;
• освіту сальників на долоті, заклинювання колон в жолобах;
• осідання частинок вибуренной породи при припиненні циркуляції розчину;
• дію на бурову колону притискає сили, що виникає внаслідок перепаду тиску в свердловині і в пласті;
• передчасне схоплювання тампонажного розчину в кільцевому просторі при установці цементних мостів і ін.

Для запобігання заклинювання колони в жолобі слід встановлювати спіральний центратор. При наявності при-хватоопасних інтервалів необхідно протягом всього циклу буріння підтримувати в розчині необхідний вміст мастильних речовин.

Найчисленнішим типом аварій в групі прихватів є прихвати бурового снаряда шламом. Кількість шламу, його форма, ступінь подрібнення залежать від властивостей пересічних порід, способів і параметрів режиму буріння і рецептури очисних агентів. Недостатня промивка стовбура свердловини в процесі буріння, а також після завершення рейсу перед підйомом снаряда призводить до скупчення великої кількості шламу, що створює пробки, сальники і наступні прихвати і затягування.

Для попередження прихватів необхідно застосовувати високоякісні глинисті розчини, забезпечувати їх повну очистку і максимальну швидкість висхідного потоку. При вимушених зупинках необхідно ходити і повертати бурильну колону через кожні 5 хвилин.

Слід попереджати утворення товстих фільтраційних кірок на проникних стінках свердловин, так як це сприяє появі затяжок і посадок колони труб. Щоб уникнути подібних ускладнень слід здійснювати кольматацію проницаемого інтервалу спеціальної твердіє сумішшю.

При використанні утяжеленного глинистого розчину необхідно застосовувати профілактичні добавки ПАР, нафти, графіту. Обтяжувати розчин слід при обертанні бурильної колони.

Затягування і невеликі прихвати ліквідуються ходіння і проворачиванием бурильної колони. Для звільнення схоплених колон і усунення заклинювання долота в карбонатних глинистих породах застосовують кислотні ванни. Якщо колона прихвачена у відкладеннях солей, застосовують водяні ванни. В інших випадках прихвати усувають нафтовими ваннами або за допомогою суцільної промивання нафтою. Прихоплювачі внаслідок заклинювання колони з найбільшим ефектом усувають за допомогою вібраторів, вибуху шнурковим торпед малої потужності та ін.

Перед початком робіт по ліквідації прихватів визначають верхню межу прихвата бурильної колони, використовуючи відоме рівняння Гука: визначають подовження вільної частини колони при заданому розтяжне зусилля, що перевищує власну вагу колони. Розрахунок верхньої межі прихвата будується на підтвердженому практикою факт: кожні вільні від прихвата 1000 м труб при натягу з натугою, перевищують їх власну вагу на 200 кН, подовжуються в залежності від діаметра на 20-35 см.

Якщо для вилучення схопленого частини бурильної колони потрібно багато часу, її залишають і обходять стороною, використовуючи методи похилого буріння.

на Мал. 7.1 наводиться приклад руйнування свердловини на газовому родовищі у Франції в 1987 р При бурінні свердловина перетнула на глибині 2440 м скидання в шарах пісковика і консолідованих глин, в яких горизонтальні напруги перевищували по своїй величині вертикальні напруги. Довжина ділянки перетину скидання склала 60 м. При перетині скидання свердловина бурілась з продувкою повітрям. Під час проходки інтервалу скидання відбулося утворення великих каверн. У пластах навколо свердловини гірське і порових тиску різко знизилися. Під дією градієнта тиску в рух були залучені великі шматки порід, обвали порід з вироблених каверн, почалися прихвати бурильного інструменту. Після цього довелося перейти на буріння з промиванням вибою утяжеленним глинистим розчином з густиною 1650 .

Цементування обсадної колони діаметром дюймів проходило у важких умовах. При досягненні свердловиною глибини 5250 м в неї спустили колону насосно-компресорних труб. До цього часу з продуктивного горизонту газового колектора вздовж зацементувати затрубного простору газ проник в породи скидання. Це призвело до появи в породах скидання великого порового тиску, що значно перевищує початкове гідростатичний тиск. Далі спрацював ефект домкрата, і відбулися зрушення порід. Коли в свердловині було створено атмосферний тиск, тиск флюїдів в скиданні розчавило обсадних колон, а також колону насосно-компресорних труб.

Поломка доліт відбувається при надмірних навантаженнях і пересмикувань їх на забої. Найчастіше відбувається поломка підшипників шарошок. При цьому забійний двигун перестає приймати навантаження, а при роторному бурінні починається вібрація і заклинювання колони.

Одним з найважчих видів аварій є падіння бурильної колони в свердловину, яке відбувається при обриві талевого каната, відкритті навантаженого елеватора при різкій посадці на ротор, при ударах колонних про виступи на стінках свердловини.

Для лову і захоплення і видалення залишилася в свердловині колонних труб, для вилучення зі свердловини канатів, кабелів та інших предметів застосовують ловильний інструмент: мітчики, дзвони, уловлювачі.