Осложнения при бурении задачи. Контрольная работа дисциплина осложнения и аварии в бурении нефтяных скважин
 Скачать 0.63 Mb.
|
|
Вопрос №3 Строительство скважин в условии сероводородной агрессии В ряде нефтегазовых районов (Волго-Уральский регион, Тимано-Печорский регион) в продуктивных горизонтах в составе нефти и газа содержится сероводород (H2S). Флюиды, содержащие сероводород, зачастую находятся в горизонтах с аномально высокими значениями пластового давления (АВПД). Это в значительной степени осложняет процесс бурения. Большие глубины залегания продуктивных горизонтов, высокое давление, коррозионная агрессия инструмента предъявляют специальные требования к конструкциям скважины, технологии бурения, вопросам промышленной и экологической безопасности. Сероводород – сильный яд, поражающий нервную систему. Попадая в легкие, сероводород растворяется в крови и соединяется с гемоглобином. При концентрации сероводорода 1 мг/л и более возможна мгновенная смерть от паралича дыхательного центра. При отравлении быстро возникающие судороги и потеря сознания приводят к смертельному исходу из-за остановки дыхания. Явный запах сероводорода ощущается уже при концентрации 0,0014-0,0024 мг/л, значительный запах – при концентрации 0,004 мг/л, а при концентрации 0,007-0,010 мг/л запах трудно переносится. При более высокой концентрации сероводорода запах менее сильный, поэтому можно отравиться, не заметив опасного увеличения концентрации сероводорода. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе 0,01 мг/л, а в смеси с углеводородами – 0,003 мг/л. Сероводород легко воспламеняется, а в смеси с воздухом взрывается. Температура его самовоспламенения 290 °С. Нижний и верхний пределы взрывоопасной концентрации сероводорода в воздухе составляют соответственно 4,0 и 45,5 % (по объёму). Сероводород тяжелее воздуха, относительная плотность его 1,17. Способность сероводорода образовывать скопления в нижней части рельефа местности приводит к его взрывоопасной концентрации. Вследствие этого при проявлениях сероводорода возможны взрывы и пожары, которые могут распространяться на огромной территории и стать причиной многочисленных жертв и больших убытков. Исходя из этого к скважинам, которые могут вскрыть пласты с H2S, предъявляются очень жесткие требования к выполнению норм по технике безопасности. Этим обусловливаются мероприятия по выбору и размещению оборудования, обучению и тренировке буровой бригады. В условиях сероводородной агрессии имеет место ряд специфических осложнений: сильное коррозионное воздействие сероводорода на стали и их сульфидное растрескивание, в результате чего разрушаются бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы, устьевое, буровое и нефтепромысловое оборудование, цементный камень; происходит резкое ухудшение свойств буровых растворов – загустевание, рост показателя фильтрации, интенсивное образование высокопроницаемой фильтрационной корки и др. Особенно трудно бороться с этими осложнениями при бурении глубоких скважин (более 4000 м) на месторождениях нефти и газа с содержанием сероводорода до 25-30 %, углекислого газа до 25 % и наличием 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, устьевое буровое и нефтепромысловое оборудование, изготовленные из специальных сталей, стойких к наличию в среде H2S и СО2. 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: 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 реагентов-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 буровой раствор на известково-битумной основе. 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 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. К профилактическим мероприятиям по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений при наличии сероводорода более 6 % относятся: использование станции геотехнического контроля; наличие запаса материалов и химических реагентов, нейтрализаторов сероводорода, достаточного для приготовления и обработки бурового раствора в количестве не менее двух объёмов скважины; наличие цементного агрегата, способного развивать давление не менее 80 МПа; привлечение к работе рабочих и специалистов, обученных работе в условиях сероводородной агрессии. К работе 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. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Задача № 1 Исходные данные: Pпл = 22,4 МПа – пластовое давление; H = 2150 м – глубина скважины. Определить: 1) Относительное давление в скважине; 2) Пояснить смысл относительного давления Решение: Под относительным давлением Pо (коэффициентом аномальности) понимается отношение давления в пласте Pпл к гидростатическому давлению столба пресной воды в скважине:  где Pст = ρв · H · g тогда: Pст = 1000 · 2150 · 9,8 = 21070000 Па = 21,07 МПа  Если в системе скважина-пласт плотность бурового раствора превышает относительное давление, т.е. ρбр > Pо, то может произойти поглощение бурового раствора в пласт, а при значительном превышении ρбр над Pо – полная потеря циркуляции. При условии ρбр < Pо может происходить перелив флюида, а при значительном превышении Pо, над ρбр – газовые, нефтяные, водяные выбросы и фонтаны. Если существует равенство ρбр = Pо, то условия бурения скважины в большинстве случаев нормальные. Задача № 2 Исходные данные: hст = 32 м – статический уровень бурового раствора; ρр = 1332 кг/м3 – плотность бурового раствора; Hпг = 680 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта. Определить: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта. Решение: Относительное давление в поглощающем горизонте:  где ρб.р – плотность бурового раствора ρв – плотность воды тогда:  В системе скважина – пласт величина плотности бурового раствора превышает значение относительного давления, т.е. ρр > Pо, следовательно, может произойти поглощение бурового раствора. Ответ: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта равно Pо = 1,27 Задача № 3 Исходные данные: Hпг = 920 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта; ρр = 1200 кг/м3 – исходная плотность бурового раствора; ρр1 = 1112 кг/м3 – плотность бурового раствора для замены в скважине; hст = 58 м – исходное положение статического уровня. Определить: Положение статического уровня hст.1 при переходе на раствор большей или меньшей плотности. Решение: 1. Определим высоту столба раствора в скважине: hб.р = Hпг – hст = 920 – 58 = 862 м 2. Определим высоту столба раствора при замене:  3. Определим положение статического уровня при переходе на раствор меньшей плотности: hст.1 = Hпг – hб.р.1 = 920 – 930,22 = – 10,22 м ответ получился с минусом, т.е. плотность бурового раствора для замены в скважине выбрана неправильно. Для того чтобы статический уровень был на устье скважины, плотность бурового раствора должна составлять:  Задача № 4 Исходные данные: Hпг = 1724 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта; ρр = 1190 кг/м3 – исходная плотность бурового раствора; hст = 97 м – исходный статический уровень жидкости в скважине. Определить: Плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье скважины. Решение: Плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье скважины, вычисляется из уравнения:   Ответ: Плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье скважины равна ρ1 = 1123,0 кг/м3. Задача № 5 Исходные данные: S = 10 м2 – площадь дна ёмкости; hу = 0,6 м – величина снижения уровня жидкости; t = 16 мин. – время, за которое снизился уровень жидкости. Определить: Интенсивность поглощения бурового раствора. Решение: 1) Определяем объём бурового раствора, который поглотила скважина: V = S · hу = 10 · 0,6 = 6,0 м3 2) Тогда интенсивность поглощения бурового раствора будет равна:  Ответ: Интенсивность поглощения бурового раствора скважиной (поглощающим пластом) составляет Q = 22,5 м3/ч. Задача № 6 Исходные данные: Q = 18 м3/час – интенсивность поглощения; hст = 127 м – величина статического уровня жидкости; hд = 96 м – величина динамического уровня жидкости. Определить: Коэффициент поглощающей способности и как с его помощью выбрать рациональный способ изоляции поглощающего горизонта. Решение: Коэффициент поглощающей способности определяется по формуле:   Зная коэффициент поглощающей способности, можно классифицировать зону поглощения (табл.1). Таблица 1. Классификация зон поглощения в зависимости от величины Kпс
Классификация зоны поглощения по Kпс и мероприятия по её ликвидации
Ответ: Коэффициент поглощающей способности Kпс = 3,23 Задача № 7 Исходные данные: Dд = 190,5 мм = 0,1905 м – диаметр долота; dн = 114 мм = 0,114 м – наружный диаметр колонны; Pпл = 20,7 МПа – пластовое давление; ρр = 1180 кг/м3 – плотность бурового раствора; μ = 0,02 Н·с/м2 – вязкость бурового раствора; H = 1945 м – глубина скважины. Определить: Максимально допустимую скорость спуска бурильной колонны. Решение: Максимальная скорость спуска БК с целью предупреждения поглощения бурового раствора определяется по формуле:  Определяем гидростатическое давление бурового раствора в стволе скважины: Pст = ρб.р · g · H = 1180 · 9,8 · 1945 = 22491980 Па = 22,492 МПа  Ответ: Максимально допустимая скорость спуска бурильной колонны составляет max = 0,325 м/с | ||||||||||||||||||||||||||||||