Проведение разведочной скважины № 405 на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении

http://www..ru/

Министерство образования и науки РФ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт недропользования Кафедра «Нефтегазовое дело»

Ликвидация прихвата бурильной колонны, извлечение пакера ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту по дисциплине

«Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»

Выполнил студент группы НДб-11−1 Никитченко И.А.

Иркутск 2014

Введение

Настоящий курсовой проект разработан на основании задания на проведение разведочной скважины № 405 на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении.

Целью данного курсового проекта является проектирование конструкции скважины, расчёт гидравлической программы и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий при бурении вертикальной скважины глубиной 2640 метров на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении.

Курсовой проект состоит из 3 частей: построение совмещённого графика изменения пластового давления и давления гидроразрыва пород по производственной скважине; расчёт гидравлической программы по действующей скважине; разработка технологии и техники предупреждения и ликвидации осложнений и аварий в соответствии с заданным заданием.

1. Краткая характеристика геологии месторождения Таблица 1.1 — Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 1.2 — Физико-механическая характеристика пород

2. Проектирование конструкции скважины Под конструкцией скважины понимается совокупность данных по количеству и размеру обсадных колон, диаметры долот, которыми бурят под каждую колонну, а так же интервалы цементирования затрубного пространства.

При обосновании конструкции скважины учитываются следующие геологические и технико-экономические факторы:

долговечность скважины;

геологические условия проводки скважины;

интервалы с несовместимыми условиями бурения;

способ бурения;

назначение скважины;

достижение максимальной коммерческой скорости бурения;

обеспечение минимального расхода материалов на 1 м проходки;

накопленный опыт бурения в аналогичных геолого-технических условиях;

требования правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

требования по охране недр и защите окружающей среды.

Таблица 2.1 — Пластовые давления и давления гидроразрыва

При изучении геологического разреза в нем выделяем осложненные интервалы, которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений и давлений гидроразрыва невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.

Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давления и давления гидроразрыва пород, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах «глубина — эквивалент градиента давления».

Рассчитываются значения эквивалентов градиента пластового давления и давления гидравлического разрыва по следующим формулам:

где P_пл — пластовое давление, МПа;

P_гр — давление гидравлического разрыва пласта, МПа;

H — глубина пласта, м.

Расчетные значения эвкgrad P_пл и эквgrad P_гр представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Эквиваленты градиента пластового давления и давления гидравлического разрыва

По рассчитанным данным эквивалентов градиентов давлений построить кривые изменения давления P_пл и P_гр (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 — Совмещённый график пластовых давлений и давлений гидроразрыва для выбора конструкции скважины

На совмещенном графике давлений по характерным точкам эквивалентов градиентов пластового (порового) давления и эквивалентов градиентов давления гидроразрыва выделяют зоны совместимых условий бурения. Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважин обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн.

Для предохранения устья скважины от размыва его промывочной жидкостью, на устье устанавливают шахтное направление длиной 4 — 6 м. Основное направление спускается на глубину 105 м.

С целью изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки ПВО на устье, а также для подвески промежуточной и эксплуатационной колонны спускается кондуктор на глубину 372 м.

Промежуточная колонна спускается на глубину 2231 м.

Для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза, опробования и дальнейшего извлечения газа на дневную поверхность спускается эксплуатационная колонна на проектную глубину 2640 м.

2.1 Расчёт диаметров обсадных колонн и долот После того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступаем к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр самой нижней колонны, в нашем случае эксплуатационной, который задается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита, условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины.

Учитывая назначение скважины, возможный дебит и способ вскрытия, диаметр эксплуатационной колонны принимается 146 мм. Диаметры последующих обсадных колонн определяются по диаметрам предыдущих колонн и рекомендаций зазоров между стенкой скважины и последующими обсадными колоннами.

Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения стволов под каждую колонну находят из следующих соотношений:

диаметр долота для бурения под обсадную колонну с наружным диаметром d_н:

; (2.1)

внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны:

; (2.2)

наружный диаметр предыдущей обсадной колонны:

(2.3)

где d_м — наружный диаметр муфты обсадной колонны;

Д_н — радиальный зазор между муфты обсадной колонны и стенкой скважины;

Д_в — радиальный зазор между долотом и внутренней поверхности той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины,;

д — наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

По формуле (2.1) диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну при наружном диаметре соединительной муфты по ГОСТ 632–80 d_м = 166 мм и Д_н = 10 мм определяется:

.

Выбирается нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20 692–80, D_д = 190,5 мм > 186 мм.

Определяется внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле (2.2):

;

и наружный диаметр промежуточной колонны по формуле (2.3):

.

Выбирается ближайший нормализованный диаметр промежуточной колонны по ГОСТ 632–80 d_н = 219 мм, наружный диаметр муфты d_м = 244,5 мм.

По формуле (2.1) диаметр долота для бурения под промежуточную колонну определяется: .

Выбирается нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20 692–80, D_д = 269,9 мм > 264,5 мм.

Определяется внутренний диаметр кондуктора по формуле (2.2):

;

и наружный диаметр кондуктора по формуле (2.3):

.

Выбирается ближайший нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632–80 d_н = 299 мм, наружный диаметр муфты d_м = 323,9 мм.

По формуле (2.1) диаметр долота для бурения под кондуктора определяется: .

Выбирается нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20 692–80, D_д = 349,2 мм > 343,9 мм.

Определяется внутренний диаметр направления по формуле (2.2):

;

и наружный диаметр направления по формуле (2.3):

.

Выбирается ближайший нормализованный диаметр направления по ГОСТ 632–80 d_н = 377 мм, наружный диаметр муфты d_м = 402,0 мм.

По формуле (2.1) диаметр долота для бурения под направления определяется: .

Выбирается нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20 692–80, D_д = 444,5 мм > 422 мм.

Таблица 2.3 — Конструкция скважины

2.2 Расчет плотностей бурового раствора Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям:

1. Для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое столбом промывочной жидкости, должно на 10−15% превышать пластовое (поровое);

2. Для скважин глубже 1200 м превышение должно составлять 5−10%.

Интервал бурения 0−372 м Плотность бурового раствора определяется по следующей формуле:

(2.1)

где Р_пл — пластовое (поровое) давление, Па; Р_р — превышение гидростатического давления над пластовым (поровым) (суммарная репрессия); g = 9,8 — ускорение свободного падения; Н — глубина.

Принимается превышение гидростатического давления над пластовым (поровым) равным 15%, Р_пл=3,6 МПа.

Принимается полимер-глинистый буровой раствор плотностью г_б.р. = 1135 кг/м³.

Интервал бурения 372−2231 м

Принимается превышение гидростатического давления над пластовым (поровым) равным 10%, Р_пл=20,93 МПа.

При бурении интервала 372−2231 в карбонатно-солевом комплексе пород используется полимер-соленасыщенный буровой раствор с плотностью 1,24 кг/м3.

Интервала бурения 2231−2640 м Принимается превышение гидростатического давления над пластовым 10%, Р_пл=22,6 МПа.

Плотность бурового раствора:

Принимается эмульсионный буровой раствор плотностью г_б.р.=978 кг/м³.

Таблица 2.4 «Плотности бурового раствора»

пласт гидроразрыв бурение скважина

3. Гидравлическая программа бурения Чтобы правильно выбрать технологические характеристики гидравлического оборудования и определить для каждого конкретного случая необходимые параметры циркуляционного потока в скважине для безаварийной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть основы теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамическим процессам в бурящихся скважинах.

Современная технология бурения скважин предполагает систематическое использование циркулирующих промывочных агентов для транспортирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обеспечения необходимого противодавления на проходимые скважиной горные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонтанирующих скважин и т. д.

3.1 Гидравлические потери давления при бурении интервала 105−372 м Таблица 3.1 — Исходные данные для расчета в интервале 105- 372 м

Выбор технологического расхода бурового раствора Расход бурового раствора определится из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре бурильных труб и заданной скорости восходящего потока в затрубном пространстве по формуле:

(3.1)

Подача буровых насосов с учетом коэффициента наполнения определится:

где n — число насосов; m — коэффициент наполнения; Qн — подача насоса при заданном диаметре втулки.

Подача буровых насосов приемлема, так как она не меньше подачи, рассчитанной по формуле (3.1).

Минимальная скорость жидкости в кольцевом пространстве определится:

Скорость течения в участках циркуляционной системы определяется по формуле:

Где Q — расход бурового раствора, м³/с;

D_с — диаметр скважины, м;

;

d_н — наружный диаметр бурильных труб, м;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−273:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−229:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−178:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

при значении внутреннего диаметра направления d_в = 359 мм;

в бурильных трубах: ;

в УБТС2−273: ;

в УБТС2−229: ;

в УБТС2−178: .

Число Хедстрема определяется по формулам:

для трубного пространства;

для кольцевого пространства, где ф₀ — динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па;

з — пластическая вязкость бурового раствора, Па? с;

в бурильных трубах: ;

в УБТС2−273: ;

в УБТС2−229: ;

в УБТС2−178: ;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−273:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−229:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−178:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

.

Критическое число Рейнольдса определяется по формуле:

;

для бурильных труб: ;

для УБТС2−273: ;

для УБТС2−229: ;

для УБТС2−178: ;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−273:

;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−229:

;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−178:

;

для кольцевого пространства между скважиной и бурильными трубами:

;

для кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами: .

Критическая скорость определяется по формулам:

для трубного пространства;

для кольцевого пространства;

для бурильных труб: ;

для УБТС2−273: ;

для УБТС2−229: ;

для УБТС2−178: ;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−273:

;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−229:

;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−178:

;

для кольцевого пространства между скважиной и бурильными трубами:

;

для кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами: .

Поскольку v_в > v_кр, режим течения в бурильной колонне турбулентный, а в кольцевом пространстве, где v_в < (v_к)_кр — ламинарный.

Гидравлические потери в бурильных трубах и УБТ определяются по формуле:

где l — длина трубы;

— средняя скорость течения бурового раствора;

d_в — внутренний диаметр труб;

л_m — коэффициент гидравлических сопротивлений труб,

; ;

в бурильных трубах:

;

;

;

в УБТС2−273:

;

;

;

в УБТС2−229:

;

;

;

в УБТС2−178:

;

;

;

Гидравлические потери в кольцевых пространствах определяются по формуле:

где в_к — безразмерный коэффициент, определяется по кривым рис. 3.1 в зависимости от числа Сен-Венана — Ильюшина (Sen),

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−273:

Рисунок 3.1 — Зависимость безразмерного коэффициента в_к от числа Сен-Венана — Ильюшина

;

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−229:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−178:

;

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

;

.

Потери давления в бурильных замках определяются по формуле:

где ж — коэффициент местных сопротивлений бурильного замка,

для бурильного замка ЗН;

для бурильного замка ЗШ,

d_min — минимальный диаметр проходного канала высаженного внутрь конца трубы, м;

d_б.з.н — наименьший диаметр проходного канала бурильного замка, м;

i_б.з — число бурильных замков в рассматриваемом участке;

; ;

.

Потери давления в сужениях кольцевого пространства бурильными замками определяются по формуле:

где ж_к определяется по формуле: ;

;

;

Потери давления в элементах наземной обвязки определяются по формуле:

где a_i — коэффициент сопротивлений элемента циркуляционной системы, м^-4, значения которого можно найти в рис. 3.2;

Рисунок 3.2 — Значения коэффициента сопротивлений элемента циркуляционной системы

.

Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трупопровода Находим по формуле:

Где Lдлина горизонталной части нагнетательного трубопровода,

d_вн-внутренний диаметр нагнетательного трубопровода,

— коэффициент гидравлического сопротивления, принимаем 0,02

Поскольку, гидравлическая мощность на забое согласно графику рис. 3.3 должна быть .

Рисунок 3.3 — Зависимость между минимально необходимой гидравлической мощностью на забое и удельной осевой нагрузкой, частотой вращения при роторном бурении гидромониторными шарошечными долотами с симметричной схемой промывки Перепад давления в насадках определяется по формуле:

где p_н.м — наибольшее давление, которое может создавать насос при подаче Q, Па;

— гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины, Па;

N_г — гидравлическая мощность; - гидравлические потери в бурильных трубах, УБТ и бурильных замках;

Максимальное давление насоса с учётом коэффициента наполнения определится:

С учетом ориентировочно принимаем .

Суммарная площадь выходных сечений насадок долот определяется по формуле:

где м_н — коэффициент расхода, зависящий от конфигурации насадки, отношения длины проходного канала к диаметру и числа Рейнольдса;

для обычных долот ;

для гидромониторных долот с более совершенной конфигурацией входного участка ;

при перепаде p_д = 8 МПа, Q = 64,8 л/с и Q_y = 0:

.

Зная f_н, можно подобрать число и диаметр насадок, суммарная площадь которых близка расчетной f_н = 606 мм². Выбираем сочетание диаметров насадок

15−15−18 мм.

Средняя скорость истечения бурового раствора из долотных насадок:

.

Потери давления на всех участках циркуляционной системы:

3.2 Гидравлические потери давления при бурении интервала 372−2231м Таблица 3.2 — Исходные данные для расчета в интервале 372- 2231 м

Выбор технологического расхода бурового раствора Подача бурового насоса с учетом коэффициента наполнения определится:

где n — число насосов; m — коэффициент наполнения; Qн — подача насоса при заданном диаметре втулки.

Подача буровых насосов приемлема, так как она не меньше подачи, рассчитанной по формуле (3.1). Минимальная скорость жидкости в кольцевом пространстве определится:

Скорость течения в участках циркуляционной системы:

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−203:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−146:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

при значении внутреннего диаметра кондуктора d_в = 280 мм;

в бурильных трубах: ;

в УБТС2−203: ;

в УБТС2−146: .

Число Хедстрема в бурильных трубах: ;

в УБТС2−203: ;

в УБТС2−146: ;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−203:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−146:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

.

Критическое число Рейнольдса для бурильных труб:

;

для УБТС2−203: ;

для УБТС2−146: ;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−203:

;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−146:

;

для кольцевого пространства между скважиной и бурильными трубами:

;

для кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами: .

Критическая скорость:

для бурильных труб: ;

для УБТС2−203: ;

для УБТС2−146: ;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−203:

;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−146:

;

для кольцевого пространства между скважиной и бурильными трубами:

;

для кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами: .

Поскольку v_в > v_кр, режим течения в бурильной колонне турбулентный, а в кольцевом пространстве, где v_в < (v_к)_кр — ламинарный.

Гидравлические потери в бурильных трубах и УБТ определяются по формуле:

где l — длина трубы;

— средняя скорость течения бурового раствора;

d_в — внутренний диаметр труб;

л_m — коэффициент гидравлических сопротивлений труб,

; ;

в бурильных трубах:

; ;

;

в УБТС2−203:

; ;

;

в УБТС2−146:

; ;

;

Гидравлические потери в кольцевых пространствах определяются по формуле:

где ;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−203:

;

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−146:

;

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

;

;

Так как гидравлические потери в кольцевых пространствах малы, можно не учитывать при расчёте потерь давления.

Потери давления в бурильных замках:

; ;

.

Потери давления в сужениях кольцевого пространства бурильными замками:

;

.

Потери давления в элементах наземной обвязки:

.

Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трупопровода:

Поскольку, гидравлическая мощность на забое согласно графику рис. 3.3 должна быть .

Максимальное давление насоса с учётом коэффициента наполнения определится:

Перепад давления в насадках

С учетом ориентировочно принимаем .

Суммарная площадь выходных сечений насадок долот при перепаде p_д = 10 МПа, Q = 31 л/с и Q_y = 0:

.

Зная f_н, можно подобрать число и диаметр насадок, суммарная площадь которых близка расчетной f_н = 345 мм². Выбираем сочетание насадок с диаметрами каналов 10−12−14 мм.

Средняя скорость истечения бурового раствора из долотных насадок:

.

Потери давления на всех участках циркуляционной системы:

3.3 Гидравлические потери давления при бурении интервала 2231−2640м Таблица 3.3 — Исходные данные для расчета в интервале 2231- 2640 м

Выбор технологического расхода бурового раствора Подача бурового насоса с учетом коэффициента наполнения определится:

где n — число насосов; m — коэффициент наполнения; Qн — подача насоса при заданном диаметре втулки.

Подача буровых насосов приемлема, так как она не меньше подачи, рассчитанной по формуле (3.1). Минимальная скорость жидкости в кольцевом пространстве определится:

Скорость течения в участках циркуляционной системы:

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−146:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

при значении внутреннего диаметра промежуточной колонны d_в = 201 мм;

в бурильных трубах: ;

в УБТС2−146: .

Число Хедстрема в бурильных трубах: ;

в УБТС2−146: ;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−146:

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

.

Критическое число Рейнольдса для бурильных труб:

;

для УБТС2−146: ;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−146:

;

для кольцевого пространства между скважиной и бурильными трубами:

;

для кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами: .

Критическая скорость:

для бурильных труб: ;

для УБТС2−146: ;

для кольцевого пространства между скважиной и УБТС2−146:

;

для кольцевого пространства между скважиной и бурильными трубами:

;

для кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами: .

Поскольку v_в > v_кр, режим течения в бурильной колонне турбулентный, а в кольцевом пространстве, где v_в < (v_к)_кр — ламинарный.

Гидравлические потери в УБТС2−146 :

; ;

.

Гидравлические потери в бурильных трубах:

; ;

.

Гидравлические потери в кольцевых пространствах определяются по формуле:

где в_к — безразмерный коэффициент, определяется по кривым рис. 3.1 в зависимости от числа Сен-Венана — Ильюшина (Sen),

;

в кольцевом пространстве между скважиной и УБТС2−146:

;

;

в кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами:

;

;

в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами:

;

.

Потери давления в бурильных замках определяются по формуле:

где ж — коэффициент местных сопротивлений бурильного замка,

для бурильного замка ЗН;

для бурильного замка ЗШ,

d_min — минимальный диаметр проходного канала высаженного внутрь конца трубы, м;

d_б.з.н — наименьший диаметр проходного канала бурильного замка, м;

i_б.з — число бурильных замков в рассматриваемом участке;

; ;

.

Потери давления в сужениях кольцевого пространства бурильными замками:

;

.

Потери давления в элементах наземной обвязки:

.

Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трупопровода:

Поскольку, гидравлическая мощность на забое согласно графику рис. 3.3 должна быть .

Максимальное давление насоса с учётом коэффициента наполнения определится:

Перепад давления в насадках:

С учетом ориентировочно принимаем .

Суммарная площадь выходных сечений насадок долот при перепаде p_д = 10,5 МПа, Q = 12 л/с и Q_y = 0:

.

Зная f_н, можно подобрать число и диаметр насадок, суммарная площадь которых близка расчетной f_н = 91 мм². Выбираем одну насадку диаметром 11 мм.

Средняя скорость истечения бурового раствора из долотных насадок:

.

Потери давления на всех участках циркуляционной системы:

Таблица 3.4 — Гидравлическая программа бурения

4. Предупреждение и ликвидация осложнений Таблица 1.5 «Интервалы возможных поглощений бурового раствора»

Таблица 1.6 «Интервалы возможных осыпей и обвалов»

Таблица 1.7 «Интервалы прихватоопасных зон»

Таблица 1.9 «Интервалы прочих возможных осложнений»

Таблица 1.10

4.1 Бурение в интервале хемогенных пород Хемогенные горные породы— группа пород, образовавшихся непосредственно путём химического осаждения из вод или растворов без участия биологических процессов.

В зависимости от способа и места осаждения, а также происхождения вод и растворов хемогенные горные породы могут быть осадочными, гидротермально-осадочными и гидротермальными. Способы осаждения: постепенное концентрирование вод и растворов в результате солнечного испарения, смешивание растворов двух или более растворимых солей и понижение температуры растворов. По происхождению минералообразующие воды и растворы могут быть морскими, континентальными гидротермальными (слабоминерализованными и рассольными).

Место осаждения; поверхность (морские и континентальные водоёмы) или недра Земли. В первом случае образуются протяжённые пластовые тела, во втором — трещинно-жильные линзовидные тела.

К хемогенным горным породам относятся доломиты, известняки, соли, гипсы, ангидриты, боксит, латерит.

После перебуривания соленосных отложений под воздействием нескомпенсированных напряжений горная порода стремится занять устойчивое положение, вследствие чего в приствольной зоне под воздействием горного давления наблюдаются пластические деформации (течение солей), а при наличии хрупких непрочных пород возможны обрушения, обвалы, образование каверн. Наряду с естественными процессами дестабилизации стенок скважин наблюдается и искусственная дестабилизация под воздействием промывочных жидкостей: растворение и размывание стенок скважин. Растворение соли ухудшает качество БР, требуются дополнительные затраты труда и средств на его стабилизацию. Осложнения при разбуривании хемогенных пород проявляются в виде каверн, образованных в результате растворения и размыва солей, или сужений ствола, обусловленных их течением.

4.2 Осложнения и аварии в интервале бурения 105−372 м.

Возможные осложнения и аварии:

Осыпи и обвалы:

Осыпи — это медленно текущий процесс нарушения ствола скважины из-за взаимодействия с буровым раствором (происходит набухание некоторых пород), перепада давления или механического взаимодействия с бурильным инструментом.

Обвалы — это те же самые осыпи, только при этом больше материала горной породы вываливается, разрушатся.

В результате увлажнения циркуляционной жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности породы (глины, аргиллиты, глинистая слюда) и ведет к ее разрушению. Так же этому процессу может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в большом количестве в буровом растворе, в пласт, затем набухание (глины, аргиллиты, глинистая слюда) и последует обрушение. Осыпи могут происходить в результате механического воздействия бурильным инструментом. Так же могут привести тектонические силы, обуславливающих сжатие пород.

Осыпи и обвалы во времени приводят к образованию на стенке скважины каверн. Т. е. в процессе бурения неустойчивые породы вследствие набухания, трения могут вываливаться и на стенках скважины, образуются каверны, они могут достигать по диаметру 2−3 стволов скважины и по мощности несколько десятков и сотен метров. Наличие каверн увеличивает объем ствола скважины, при циркуляции бурового раствора в кавернах образуются застойные зоны, где может скапливаться шлам. В наклонных скважинах каверна может стать причиной поломки инструмента, вследствие вставания в нее долота. При цементировании обсадных колонн в кавернах происходит смешение бурового и тампонажного раствора, что снижает качество цементирования.

Признаки осыпей и обвалов:

1)резкое повышение давления на выкиде буровых насосов;

2)обильный вынос кусков породы;

3)интенсивное кернообразование;

4)недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки;

5)затяжки и прихват бурильной колонны.

Предупреждение осыпей и обвалов:

1)Качественный раствор — минимальная водоотдача, соответствующий удельный вес, т.к. помогает давить на стенки скважины и не дает вываливаться нашей породе;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

3)спуск буровой колонны производится плавно, без резких торможений;

4)не допущение значительных колебаний плотности бурового раствора;

Поглощения:

Поглощение бурового раствораэто потеря некоторого количества бурового или тампонажного растворов в следствии их перетока из скважины в пласт. Обычно наблюдаются при бурении в кавернозных, трещиноватых и пористых породах.

Признаки:

1)уменьшение объема бурового раствора в приемных емкостях;

2) увеличение механической скорости бурения;

3)снижение давления на буровом насосе за счет снижения гидравлического сопротивления в скважине.

Ликвидация и предупреждение поглощений:

1) снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость;

2)изменением параметров промывочной жидкости;

3) изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами (кальматантом), цементными растворами и пастами;

Таблица 18.1 «Рекомендуемые параметры раствора»

Таблица 19.1 «Рекомендуемая рецептура»

4.3 Осложнения и аварии в интервале бурения 372−2231 м.

4.3.1 Характер осложнений и возможных аварий Проводка ствола скважины в карбонатно-солевом комплексе характеризуется повышенным кавернообразованием, вследсвии размывания стенок скважины, а также прихватами и затяжками бурильной колонны по причине суженим ствола.

4.3.2 Причины осложнений и их предупреждение Прихват — это технологическое нарушение, характеризующееся частичным или полным прекращением поступательного или вращательного движения колонны бурильных труб и инструмента в скважине.

Заклинивание — это технологическое нарушение, связанное с невозможностью подъёма бурильного инструмента из скважины.

Осложнения в виде прихватов верхней части колонны и заклиниваний КНБК при бурении соленосных отложений глубоких скважин возникают по причине возникновения «кристаллизационной шубы» в следствии повышенной текучести солей под действием горного давления.

Известно, что одним из способов предотвращения прихватов является применение буровых растворов на водной основе для ликвидации последствий кристаллизации соли (смыва «кристаллизационной шубы») производят прокачку пачки пресной технической воды или пресного раствора /2/. Недостатком этого способа является ухудшение технологических свойств бурового раствора и увеличение материальных затрат, вызванных дополнительными обработками химическими реагентами для поддержания необходимых значений параметров. Кроме того, это мероприятие, несмотря на определенную эффективность, влечет за собой цепочку других не менее опасных осложнений (кавернообразование, обвалы и осыпи) Параметры бурового раствора должны соответствовать геолого-техническому наряду (ГТН). Отклонения фактической плотности раствора от проектной не должны быть более ± 20 кг/м³ — при плотности в целом до 1450 кг/м³ и более чем ± 30 кг/м³ для растворов с большей плотностью.

При разбурении соляных пластов регулировать плотность бурового раствора в пределах 1,20 — 1,25 г/см³. При насыщении бурового раствор солями необходимо разбавлять его водой с целью удаления «кристаллизационной шубы»

Объем воды, добавляемый для уменьшения плотности 1 м³ бурового раствора, определяется по формуле:

где с_исх.б.р — плотность исходного бурового раствора, кг/м³;

с_пон.б.р — плотность пониженного бурового раствора, кг/м³;

с_в — плотность воды, кг/м³.

Рассчитаем требуемый объём воды для разбавления полимер-соленасыщенного бурового раствора плотностью 1240 кг/м³ при полном его насыщении солью.

При бурении должен быть организован контроль за следующими параметрами раствора: плотность, водоотдача, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, толщина фильтрационной корки, показатель рН, содержание песка и смазочных добавок. Регистрация показателей свойств производится в специальном журнале, где указываются также объем и время ввода в буровой раствор химических реагентов, утяжелителя, смазочных добавок.

С целью контроля показателей свойств раствора буровая должна быть оснащена комплексом приборов и устройств КЛР-1 и снабжена набором химических реагентов, указанных в карте по интервальной обработке бурового раствора.

Так же рекомендуется обрабатывать соленасыщенный буровой раствор ингибитором кристаллизации — авантексом, представляющим собой раствор неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) и эмульгаторов в минеральном масле /2/. Недостатком авантекса является его сравнительно повышенная пенообразующая и невысокая ингибирующая процесс кристаллизации способности.

Ликвидация прихватов:

1) Взрыв торпеды из детонирующего шнура (ТДШ) в зоне прихвата,

2) Применение ударных механизмов.

Если вышеуказанные методы не позволили ликвидировать прихват, определяется верхняя граница прихвата и принимается решение о развенчивании труб выше места прихвата или их обрезки.

Ликвидация заклинивания ВЗД .

При подъёме бурильного инструмента возможно заклинивание компоновки низа бурильной колонны в интервалах залегания пластов соли в следствии сужения ствола скважины.

Для ликвидации данной аварии необходимо:

1)произвести спуск буровой колонны и включить циркуляция с целью размыва «кристаллизационной шубы»;

2)Если не удалось произвести спуск буровой колонны, то следует произвести рассаживание инструмента или включить ротор на допустимое число оборотов;

3)Если положительный эффект не был получен следует применить ясс или торпеду ТДШ.

4) Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развенчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать «кристаллизационную шубу»; образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.

Проведение работ по освобождению бурильного инструмента могут привести к обрыву бурильной колонны. Для ликвидации данной аварии производятся лощильные работы.

Торпеда ТДШ.

Шнурковая торпеда предназначена для одновременного полного освобождения прихваченного инструмента методом «встряхивания» и освобождения инструмента по частям развенчиванием.

Прихваченный инструмент освобождают взрывом ТДШ следующим образом.

1. Определяют длину свободной части инструмента тензометром или электромагнитным локатором.

2. Закрепляют верхние резьбовые соединения инструмента ротором.

3. Разгружают намеченное к отвинчиванию соединение от веса вышележащих труб путем создания талевым механизмом нагрузки, равной весу свободной части труб.

4. Осуществляют посадку натянутого инструмента на клинья с изменением величины натяжения в пределах ± 1 т.

5. Прилагают левый крутящий момент поворотом инструмента ротором влево на расчетное число оборотов и быстро застопоривают ротор.

6. Спускают шнурковую торпеду на заданную глубину и взрывают ее.

7. Поднимают отвинченный ротором инструмент на одну свечу, включают насосы и промывают с вращением до головы обрыва со скоростью не более 30 м/час. Если циркуляция легко восстановлена после разворота, промывку можно производить без подъема инструмента.

8. Соединяют отвинченную часть инструмента с оставшейся прихваченной и расхаживают инструмент.

9. Вторично определяют место прихвата и повторяют все операции по отвинчиванию на большей глубине.

Операцию по отвинчиванию, промывке и соединению повторяют до полного освобождения прихваченного инструмента.

4.4 Интервал 2231−2640

На глубине 2614 м. вскрывается первый продуктивный пласт с пластовым давлением 22,5 Мпа Под ГНВП, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в БР, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан — это последняя стадия развития ГНВП, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет БР из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом.

Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

ГНВП возникает, когда пластовое давление превышает гидростатическое давление жидкости в скважине.

Основные причины:

1)Недостаточная плотность раствора «следствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора,

2)Недолив скважины при спуско-подьемных операциях,

3)Поглощение жидкости, находящейся в скважине,

4)Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или не выдержка рекомендуемого времени отстоя между циклами,

5)Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта,

6)Нарушение технологии вскрытия,

7)Длительные простои скважины без промывки (Более 36 часов),

8)Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Условием фонтанирования является превышение гидростатического давления столба флюида над пластовым.

Где: С_фл — плотность флюида,

g-ускорение свободного падения, Н-глубина скважины.

Р_пл=22,5Мпа>Р_грст=21Мпа, следовательно скважина будет фонтанировать.

Рассчитаем при какой высоте столба бурового раствора, плотностью 978 кг/м³, начнётся ГНВП:

— условие возникновения ГНВП где: P_пл — пластовое давление, С_бр — плотность бурового раствора,

g-ускорение свободного падения,

H-высота столба бурового раствора Получаем, что если высота бурового раствора будет меньше 2347 м начнётся проникновение флюида в ствол скважины.

При вероятности проявлений принимают следующие меры:

1) повышают контроль за состоянием скважины — учащают измерение параметров БР и уровня его в приемных емкостях;

2) изучают изменение состава шлама, раствора и его фильтрата;

3) проверяют готовность резервного бурового и подпорных шламовых насосов, противовыбросовое и другое оборудование, количество и параметры БР в запасных емкостях;

4) оценивают состояние буровой обваловки и целесообразность ее укрепления и расширения;

5) проводят дополнительный инструктаж буровой бригады, механиков, слесарей, электриков.

6) В целях исключения движения газа по бурильным трубам в них устанавливают обратный клапан, рассчитанный на ожидаемое давление.

Раннее обнаружение ГНВП:

1)Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

2)Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

3)Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

4)Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

5)Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб, по сравнению с расчетным.

6)Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простое.

7)Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

8)Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригады. В случае появления признаков газонефтеводопроявления бригада должна действовать в соответствии с «Планом практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

Необходимо помнить, что любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Рассчитаем ожидаемое устьевое давление.

Основные мероприятия по предупреждению ГНВП:

1) установка противовыбросового оборудования (ПВО);

2) проверка работоспособности ПВО раз в сутки;

3) установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);

4) установка в КНБК клапана-отсекателя, а под ведущей трубой — шарового крана;

5) проведение учебной тревоги раз в месяц;

6) обеспечение на скважине запаса жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее двух объемов скважины;