Осложнения в процессе бурения скважин. Осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины

• Название: Осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины
• Дата: 13.12.2021
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: Осложнения в процессе бурения скважин.docx
• Тип: Документы; #302358
• страница: 3 из 3

1.5. Особенности проводки скважин в условиях сероводородной агрессии.

Во многих нефтегазовых районах (Прикаспийская впадина, Волго-Уральский регион, Днепрово-Донецкая впадина, Тимано- Печорский регион и др.) в составе нефти и газа содержится серо­водород (H₂S). Скопления газов, нефтей и вод, содержащих боль­шое количество сероводорода, часто приурочены к залежам с ано­мально высоким пластовым давлением (АВПД), что в значитель­ной мере усложняет процесс бурения. В этих условиях для избежа­ния серьезных осложнений недостаточно реализовать мероприя­тия, указанные в подразд. 1.4.

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 даже теми, кто привык к нему. 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 объему).

Сероводород тяжелее воздуха, относительная плотность его 1,17. Способность сероводорода образовывать скопления 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, при бурении скважин, которые могут вскрыть пласты с H₂S, предъявляются очень жесткие требования к техни­ке безопасности. Этим обусловливаются мероприятия по выбору и размещению оборудования, обучение и тренировка 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; резкое ухудшение свойств буровых растворов — загустевание, рост показателя фильтрации, интенсивное образо­вание высокопроницаемой фильтрационной корки и др. Особенно сложно 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 за 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.

Одним из видов разрушения бурильного инструмента и бурово­го оборудования является коррозионное растрескивание, которое значительно более опасно, чем общая коррозия. Коррозионное растрескивание происходит, как правило, внезапно при относи­тельно неповрежденных стальных металлических частях оборудо­вания. Вследствие этого, очень сложно заранее предугадать воз­можность и место разрушения такого вида и принять соответству­ющие меры по его предотвращению.

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 С0₂.

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.

Главное, что надо всегда иметь в виду при проводке скважин в условиях сероводородной агрессии, это то, что все работы по строительству скважин в этих условиях должны быть подчинены следующим основным задачам: охране труда, технике безопаснос­ти и охране окружающей среды.

1.6. Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах.

Согласно принятой терминологии мерзлыми породами называ­ются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру, и в которых хотя бы часть воды замерзла.

Суммарная льдистость мерзлой породы Л_с — отношение содер­жащегося в объеме породы льда к объему мерзлой породы — оп­ределяется из следующего выражения, %:

Л_с = Л_в + Л_ц,

где Л_в — льдистость породы, избыточная за счет ледяных включе­ний, %; Л_ц — льдистость породы за счет порового льда (льда-це­мента), %.

По льдистости мерзлые породы делятся на малольдистые (со­держание льда менее 10%), слабольдистые (менее 25%), льдис­тые (25...40%) и сильнольдистые (более 40%).

Многолетнемерзлые (вечномерзлые) породы (ММП) — это породы, находящиеся в мерзлом состоянии в течение многих лет (от трех и более).

В верхней части геологического разреза многих северных райо­нов (Коми, Западная Сибирь, Аляска, Канада и др.) 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 лёд.

При бурении в толще многолетнемерзлых пород возникают сле­дующие осложнения:

интенсивное кавернообразование (К_к > 1,5) в интервалах за­легания ММП и низкотемпературных талых пород (НТП), осыпи и обвалы пород, приводящие к прихвату, слому бурильного ин­струмента; размыв, провалы фундамента под буровой установ­кой в результате протаивания мерзлых пород, прилегающих к по­верхности;

протаивание, размыв ММП и НТП за направлением, кондук­тором, проникновение бурового раствора в затрубное простран­ство, в том числе соседних близкорасположенных скважин при бурении с поглощением бурового раствора с частичной или пол­ной потерей его циркуляции в стволе, грифонообразование;

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;

примерзание спускаемых обсадных колонн к стенке скважины в интервале залегания ММП в зимний период;

выбросы бурового раствора, воды, газа из-за наличия зажатых между мерзлых вод и пропластков гидратов.

Бурение скважины в ММП должно осуществляться в строгом соответствии с Регламентом технологии строительства скважин в условиях многолетнемерзлых пород с контролем качества в про­цессе бурения и крепления (РД 39-009-90 Миннефтегазпрома). Согласно этому регламенту, скважина считается качественно по­строенной в интервале залегания ММП, если в результате при­менения выбранной конструкции и технологии бурения пре­дотвращаются осложнения, перечисленные выше; обеспечива­ется К_к< 1,3 в интервале криолитовой зоны и спуска кондуктора; качество цементирования 40 % длины колонны в интервале крио­литовой зоны отмечается как хорошее и удовлетворительное, при­чем ниже криолитовой зоны, над башмаком кондуктора, на высо­ту не менее чем 60 м, как хорошее.

Конструкция скважин в зоне залегания ММП должна обеспе­чивать надежную сохранность ее устья, предотвращать промыв бу­ровым раствором затрубного пространства за направлением и кон­дуктором, а также образование воронок, провалов пород в приус­тьевой зоне в процессе всего цикла строительства скважины, а также при ее испытании и дальнейшей эксплуатации.

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 многолетнемерзлых породах является сохранение отрица­тельной температуры стенок скважины. Для этой цели применя­ют различные буровые среды: от охлажденного воздуха и буровых растворов до устойчивой пены. При использовании буровых ра­створов на водной основе приходится также решать проблему пре­дупреждения замерзания раствора при длительном прекращении промывки.

После разбуривания всей толщи многолетнемерзлых пород ствол скважины закрепляют обсадной колонной, башмак которой уста­навливают на 100... 150 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 (для ус­ловий Западной Сибири) не более 1 ...2 сут. За это время при при­менении качественного глинистого раствора с температурой не выше 5 °С осложнений, как правило, не бывает, и спуск колонны происходит нормально. Если же продолжительность бурения по каким-либо причинам увеличивается до 4...5 сут. и более, то воз­никают обвалы и необходимость в многократных проработках.

Технология строительства и конструкция скважин должны от­вечать требованиям охраны окружающей среды в зонах залегания ММП в условиях Крайнего Севера.

Список использованной литературы:

1. 
   Вадецкий Ю. В. «Бурение нефтяных и газовых скважин» М.: Академия, 2003
   
2. 
   Ильский А. «Оборудование для бурения нефтяных скважин.» М.: Машиностроение, 1980.
   
3. 
   Кудряшов Б. Б., Чистяков В. К., Литвиненко B. C. «Бурение скважин в условиях изменения агрегатного состояния горных пород.» Л.: Недра, 1991.
   
4. 
   Мельничук И. П. Бурение направленных и многоствольных скважин. М.: Недра, 1991.
   

Введение:

Практика бурения показывает, что при прохождении разного вида толщ наиболее распространенными и труднопреодолимыми являются осложнения, связанные с потерей устойчивости ствола - осыпи, обвалы, ползучесть, влияющие на успешность проводки скважин и предотвращения осложнений.

Как показывает анализ литературных данных, несмотря на различие мнений на природу обвалообразований, методы борьбы с данным осложнением за прошедшие 70 лет существенных изменений не претерпели. Учёные предлагали для предупреждения и ликвидации обвалов проводить утяжеление промывочной жидкости или применять растворы с минимальной водоотдачей, либо то и другое вместе. Однако на практике эти рекомендации учёных не всегда давали положительный результат.

В последние годы значение проблемы обеспечения устойчивости ствола при прохождении глинистых отложений еще более возросло в связи с поиском нефти и газа в глубоко залегающих продуктивных пластах и увеличением объемов бурения на новых малоизученных, в геологическом отношении площадях, осложненных наличием больших толщ неустойчивых отложений с нарушенной структурой с большими углами залегания и высокой забойной температурой.

Несмотря на достигнутый прогресс в разработке новых более совершенных систем буровых растворов, многие из предложенных технических решений из-за недостаточного ингибирующего действия не позволяли обеспечить успешную проводку скважин в неустойчивых отложениях.