Бурение газовых и нефтяных скважин

ВВЕДЕНИЕ
При освоении и эксплуатации нефтегазопромысловых месторождений существенной трансформации подвергаются все компоненты окружающей природной среды (атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, рельеф, почвенно-растительный покров, животный мир).В связи с этим при проектировании нефтегазопромысловых объектов должны быть использованы современные технологии и технические средства, наиболее экологически приемлемые для конкретных природных условий территории размещения проектируемых объектов, направленные на повышение эксплуатационной надежности проектируемых объектов, предотвращение и уменьшение негативного воздействия на окружающую среду. Так же при планировании следует учитывать экономические оценки наносимых ущербов при предупреждении и ликвидации аварийных разливов нефти.Бурение газовых и нефтяных скважин является сложным, иногда опасным процессом. Бурение может быть успешно осуществлено только пpи обязательном соблюдении ряда правил и положений [3].1 Основные понятияГазонефтеводопроявление (ГНВП) – это поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве.Излив бурового раствора или пластового флюида различной интенсивности (переливы, выбросы, фонтаны) происходит через устье скважины, по кольцевому пространству, колонне бурильных труб, межколонному пространству и за пределами устья скважины (грифоны).Переливы – излив жидкости через устье скважины.Выбросы – апериодическое выбрасывание жидкости или газожидкостной смеси на значительную высоту за счет энергии расширяющегося газа.Грифон – истечение газа, нефти, воды или их сочетания в результате миграции по трещинам и каналам из продуктивных горизонтов на поверхность земли, на некотором расстоянии от устья скважины.Открытый фонтан – неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины, являющееся следствием нарушения нормального технологического процесса, вызванного прорывом пластовых флюидов на поверхность по стволу скважины или по заколонному пространству, когда обслуживающему персоналу невозможно регулировать поток.Поскольку ликвидация аварий сопряжена с возможным возгоранием и травмированием работающих на устье скважины, каждый открытый фонтан следует рассматривать как потенциальную возможность группового несчастного случая.В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины -- возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень больших пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции буровой раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа. При этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Масса столба бурового раствора уже не может противостоять давлению газа и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникнуть и в случае понижения уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.Механизмы миграции нефти и газа всецело зависят от физико-химического состояния флюидов, сил, вызывающих перемещение УВ в пространстве, наличия путей миграции и термобарических условий среды. Нефть и газ могут мигрировать благодаря явлениям всплывания, фильтрации, прорыва через покрышки. Огромную роль играет диффузия. Ее значение в том, что она происходит постоянно и непрерывно в течение всего времени существования какого-либо скопления.Самым распространенным процессом миграции является перемещение нефти и газа с водой. Количества, перемещающихся в пористых и трещиноватых породах подземных вод велики, поэтому даже при небольшой растворимости в них нефти и газа обеспечивается перенос существенных объемов УВ в короткие сроки.Проявления подразделяются на три вида по состоянию вещества флюида: газопроявление, нефтеводопроявление и газонефтеводопроявлепие.Нефтеводопроявления возникают медленнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.Газонефтеводопроявления включают в себя признаки и газопроявления и жидкостного проявления, поэтому их ликвидация наиболее трудна [1,4].2 Признаки нефтегазоводопроявленийПризнаки начала газопроявлений:выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек бурового раствора, насыщенного газом;кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора;слабый перелив раствора из скважины;повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);появление газа по показаниям газокаротажной станции.При бурении и других работах, проводимых с промывкой, прямыми признаками являются:Увеличение уровня промывочной жидкости в приемной емкости. Усиление потока выходящей из скважины промывочной жидкости. Увеличение газосодержания в промывочной жидкости.При появлении первых двух признаков работа останавливается и устье герметизируется.При увеличении газосодержания свыше 5% необходимо включать вакуумный дегазатор, определять и ликвидировать причину. Косвенные признаки следующие:Снижение давления на насосе.Изменение параметров промывочной жидкости.Увеличение механической скорости проходки (при бурении).Увеличение крутящего момента на роторе (при бурении).Поглощение промывочной жидкости до потери ее циркуляции.При появлении косвенных признаков работа не останавливается, а усиливается контроль над возможным появлением прямых признаков.При подъеме труб из скважины прямым признаком является уменьшение объема доливаемой в скважину жидкости по сравнению с расчетным объемом. При появлении этого признака и отсутствии перелива на устье скважины подъем труб останавливается и производится их спуск. При проведении спуска ведется контроль над тем, не появится ли перелив на устье после остановки движения труб: если появится, то устье герметизируется, если нет, то трубы спускают до забоя и производят промывку скважины. После вымыва забойной «пачки» определяются причины возникновения ГНВП, после ликвидации которого производится подъемтруб. При спуске труб в скважину Прямой признак – увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости по сравнению с расчетным объемом. При появлении этого признака и отсутствия перелива на устье спуск продолжается.При остановках без промывкиПрямой признак – наличие перелива на устье скважины или, если устье загерметизировано, появление давления под плашками превентора. При появлении перелива устье скважины должно быть загерметизировано. При росте давления на устье до допустимой величины производится стравливание с контролем забойного давления объемным методом [2,3]. 3 Причины возникновения и категории опасностиОсновными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:Недостаточная плотность раствора «следствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.Недолив скважины при спуско-подьемных операциях.Поглощение жидкости, находящейся в скважине.Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или не выдержка рекомендуемого времени отстоя между циклами.Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.Длительные простои скважины без промывки (Более 36 часов).Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения ГНВП даже если пластовое давление ниже гидростатического.Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны:Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".Некачественное цементирование обсадных колонн.Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.Категория скважин по опасности возникновения ГНВППо степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.Первая категория:газовые скважины, независимо от величины пластового давления;нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м'/м3;нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %;нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %;нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.Вторая категория :нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м^м3, но менее 200 м'/м3;нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.Третья категория :нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м^м3;нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины [1,5].4 Предупреждение газо-, нефте и водопроявленияДля предотвращения уже начавшегося выброса необходимо незамедлительно закрыть (герметизировать) скважину, это легко сделать, если ее устье оснащено специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из колонных головок, превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек и другой специальной арматуры.Превенторы изготовляются нескольких типов. В случае применения плашечных превенторов скважина перекрывается сдвигающимися к центру плашками, изготовленными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются в превенторе при необходимости перекрытия всего сечения скважины. Плашки можно закрывать как ручным способом, при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему их уплотнению.В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Число устанавливаемых превенторов и их расположение изменяются в зависимости от конкретных условий.Для каждого района бурения составляют типовые схемы оборудования устья скважин для предотвращения выбросов. Обвязка превенторов должна обеспечивать возможность промывки скважины буровыми насосами под избыточным давлением на устье с пропуском циркулирующей жидкости через желобную систему и через устройство для удаления газа из раствора. Должна быть также предусмотрена возможность закачки жидкости в кольцевое пространство между обсадной и бурильными колоннами буровыми насосами и цементировочным агрегатом и обратной промывки через специальную линию. После монтажа обязательно должна быть произведена опрессовка превенторной установки водой на давление, соответствующее прочностной характеристике обсадной колонны (но не выше пробного давления превентора). Практикой установлено, что большинство газо-, нефте- и водопроявлений приурочено к моменту проведения подъема колонны бурильных труб или к периоду промывки скважины сразу после спуска бурильной колонны.Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3 (0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газонефте-проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.При угрозе выбросов буровая бригада должна немедленно принять надлежащие меры:В процессе бурения или промывки скважины:не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны;бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;верховой рабочий немедленно спускается с вышки;закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины так, как это было сказано в пункте 1.Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:верховой рабочий немедленно спускается с вышки;бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с п. 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование - механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.Иногда при открытом фонтанировании нефти или газа могут возникнуть пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т. п. Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам [1,3,6].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основную (катастрофическую) опасность при строительстве, ремонте и реконструкции нефтяных и газовых скважин представляет возможный выброс технологического раствора из скважины с переходом в открытый (неуправляемый) фонтан нефти, газа или нефтегазовый смеси. Вероятность возникновения газонефтепроявлений с переходом в открытый фонтан при ремонте скважин очень мала, но она существует, поэтому еще на стадии проектирования строительства, ремонта или реконструкции нефтяных и газовых скважин необходимо проведение анализа риска катастрофической аварии, а так же критических (некритических) аварий.Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением, но и в случае проникновения газа в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой.Нефтеводопроявления возникают медленнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, ПВО и ствола скважины, а также от характера и интенсивности самого проявления.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Дмитриев, А. Ю. Ремонт нефтяных и газовых скважин : учебное пособие / А. Ю. Дмитриев, В. С. Хорев. — Томск : ТПУ, 2016. — 272 с.Карпов, К. А. Строительство нефтяных и газовых скважин :учебное пособие для вузов / К. А. Карпов. — 4-е стер. — Санкт-Петербург : Лань, 2021. — 188 с.Карпов, К. А. Строительство нефтяных и газовых скважин :учебное пособие / К. А. Карпов. — 2-е изд., стер. — Санкт-Петербург : Лань, 2018. — 188 с.Овчинников, В. П. Буровые промывочные жидкости : учебное пособие / В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова, Ф. А. Агзамов. — Тюмень : ТюмГНГУ, 2011. — 354 с.Предеин, А. П. Осложнения и аварии при строительственефтяных и газовых скважин : учебное пособие / А. П. Предеин. — Пермь : ПНИПУ, 2014. — 381 с.Савенок, О. В. Анализ базовых научно-технических и научно- методических решений, применяемых в осложнённых условиях добычи. Разработка систем классификации методов и технологий : учебно-методическое пособие / О. В. Савенок. — Москва : Горная книга, 2017. — 58 с.