Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ


Иркутский национальный исследовательский технический Университет (ИРНИТУ)



В. Г. Заливин, А. Г. Вахромеев





АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ В БУРЕНИИ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Учебное пособие













Инфра-Инженерия Москва-Вологда 2018

УДК 662.276:622.24
ББК 33.131
    3 23



ФЗ №436-Ф3

Издание не подлежит маркировке в соответствии сп. 1ч.4ст. 11

Рецензенты:
Директор Иркутского филиала ООО «PH-Бурение» В. М. Иванишин; Кафедра «Геология нефти и газа» ФГБОУ ВО «ИГУ»





      Заливин В. Г., Вахромеев А. Г.
3 23 Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ: Учебное пособие. /
      В. Г. Заливин, А. Г. Вахромеев. -М.: Инфра-Инженерия, 2018. - 508 с.

ISBN 978-5-9729-0215-6

      Приведена характеристика причин и условии возникновения флюидо-проявлений на различных этапах строительства и освоения скважин, способы их предупреждения и глушения. Квалифицированы причины прихватов при сооружении скважин, рассмотрены мероприятия по их предупреждению и ликвидации.
      Рассмотрены технологии безаварийного бурения горизонтальных скважин с регулируемым давлением. На практических примерах сложнопостроен-ных многофазных месторождений нефти и газа Сибирской платформы раскрыты проблематика и основные технологические подходы бурения и испытания нефтегазовых скважин в условиях аномальных пластовых давлений флюидов, процессы образования гидратов, асфальтосмолопарафиновых отложений, солей, меры по предупреждению этих процессов.
      Предназначено для студентов, обучающихся по направлению подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» и специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», также для инженерно-технических специалистов нефтегазовых предприятий.






© Заливин В. Г., Вахромеев А. Г., авторы ИРНИТУ, 2018
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2018


ISBN 978-5-9729-0215-6

ОГЛАВЛЕНИЕ


Введение.......................................................... 5
ГЛАВА 1. Давления в скважине..................................... 10
   1.1. Горное (геостатическое) давление......................... 10
   1.2. Пластовое (поровое) давление............................. 14
   1.3. Гидростатическоедавление................................. 23
   1.4. Давлениегидроразрыва..................................... 26
   1.5. Давление страгивания (инициирования течения)............. 31
   1.6. Динамическоедавление..................................... 32
   1.7. Гидродинамическое давление............................... 34
   1.8. Дифференциальное давление................................ 38
   1.9. Давлениепоглощения....................................... 39
   1.10. 3абойноедавление........................................ 40
   1.11. Допустимые давления..................................... 48
   1.12. Избыточноедавление...................................... 50
   1.13. Градиентвеличин......................................... 58
ГЛАВА 2. Флюидопроявления........................................ 61
   2.1. Механизмы поступления флюидов пласта в ствол скважины.... 65
   2.2. Свойства пластовых флюидов, обуславливающие характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности................... 71
   2.3. Основныесвойствагазов............................... 75
   2.4. Факторы, определяющие возникновение и развитие газонефте-водопроявлений............................................. 89
   2.5. Категории скважин по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений................................... 98
   2.6. Категории причин возникновения ГНВП...................... 99
   2.7. Признакигазонефтеводопроявлений......................... 101
   2.8. Картаглушения........................................... 116
   2.9. Правила и методы ликвидации ГНВП........................ 122
   2.10. Порядок герметизации устья скважины при ГНВП....... 132
   2.11. Действия буровой бригады при проявлениях........... 135
   2.12. Расчет глушения скважины............................... 144
   2.13. Ликвидация ГНВП в осложненных условиях................. 152
   2.14. Газонефтеводопроявления при капитальном ремонте скважин 158
   2.15. Газонефтеводопроявления прикреплении скважин........... 169
   2.16. Управление скважиной при ГНВП.......................... 173
ГЛАВА 3. Оборудование устья скважины............................ 180
ГЛАВА 4. Прихваты, механизмы образования, предупреждение и ликвидация...................................................... 229

3

   4.1. Дифференциальный прихват (ДП)........................ 235
   4.2. Закупоривание твердыми частицами..................... 261
   4.3. Геометрия ствола скважины............................ 283
   4.4. Установкаванн........................................ 292
   4.5. Качество очистки наклонных скважин................... 298
ГЛАВА 5. Управление реологическими параметрами буровых растворов............................................ 339
   5.1. Витание твердых частиц в потоках жидкости............ 340
   5.2. Расчет перепада давлений............................. 348
   5.3. Гидравлический расчёт циркуляционной системы......... 365
ГЛАВА 6. Практические аспекты бурения и испытания скважин
в сложных горно-геологических условиях Сибирской платформы.   384
   6.1. Геологические особенности сложно построенных залежей, их влияние на процесс бурения............................. 387
   6.2. Технологические подходы в бурении по трещинным коллекторам............................................... 389
   6.3. Первичное вскрытие и бурение на нефть и газ по зонам аномально-гидропроводных коллекторов с АНПД на ЮТ
       НГКМ, Байкитская НГО.................................. 405
   6.4. Первичное вскрытие и бурение по рапопроявляющим зонам аномально-гидропроводных коллекторов с АВПД на юге Лено-Тунгусской НГП................................. 439
   6.5. Формирование техногенных газогидратов, солевых, асфальтосмолопарафиновых, комплексных отложений; методы их предупреждения и способы ликвидации.............. 475
   Заключение................................................ 499
   Библиографический список.................................. 502

4

            Введение



       Основопологающей целью данного учебного пособия является изложение основных вопросов, связанных с аварийными ситуациями в глубоком бурении на нефть и газ, и обеспечение обучающихся сведениями по предмету в объеме действующих учебных программ.
       Сооружение скважины - трудоемкий инженерно-технологический процесс, нередко осложняющийся различного рода авариями, которые снижают производительность труда и повышают себестоимость буровых работ.
       Газонефтеводопроявления (ГНВП) являются одним из наиболее распространенных видов осложнений, возникающих на всех этапах строительства скважин. В некоторых регионах, особенно в разведочном бурении при наличии в разрезе газоносных горизонтов, доля ГНВП от общего числа осложнений составляет более 30 %. Соответственно весьма существенными являются и затраты, расходуемые на ликвидацию ГНВП, что отрицательно сказывается на экономических показателях деятельности буровых предприятий.
       Особую опасность ГНВП, как осложнения технологических процессов строительства и ремонта скважин, представляют из-за возможности их трансформации (перехода) в открытые фонтаны - один из самых тяжелых видов аварий, которые наносят огромный материальный ущерб и создают опасность для жизни людей и окружающей среды, сравнимый с экологическими катастрофами.
       Эффективность мероприятий по предупреждению возникновения ГНВП и их развития в открытые фонтаны во многом зависит от уровня знаний и наличия практических навыков персонала, непосредственно участвующего в процессах строительства, ремонта и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на предприятиях нефтегазового комплекса.
       Характер выполняемых работ (строительство, ремонт или эксплуатация скважин), степень участия в технологических процессах (рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, мастер капитального ремонта, инженер-технолог, супервайзер, руководящий состав и т. п.), уровень ответственности (исполнитель или руководитель), наряду с общими знаниями в области предупреждения, обнаружения и ликвидации ГНВП, предъявляют определенные специфические требования к квалификации работников различных категорий.
       Под физическими условиями возникновения ГНВП и открытых фонтанов понимается наличие в скважине (как правило, в зоне открытого ствола) геологических или технологических факторов, которые потенциально могут вызвать непредусмотренное технологией работ и неуправляемое поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе ее сооружения, эксплуатации или ремонта.
Под ГНВП, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в буровой раствор (БР), заполняющий 5

  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. Поэтому можно, безусловно, констатировать, что горно-геологическим фактором возникновения ГНВП и открытых фонтанов является наличие по разрезу геологических объектов, характеризующихся различного рода проницаемостью, и насыщенных пластовым флюидом.
        Первостепенное значение имеет наличие пластового флюида. Это значит, что насыщенность объекта потенциального проявления жидкостью или газом является необходимой при отнесении его к объекту потенциальной опасности возникновения ГНВП и открытого фонтана, но не достаточной. Только совместное наличие пластовых флюидов и проницаемость пласта позволяют считать этот пласт фактором потенциального возникновения проявлений.
        Каждый конкретный геологический объект, потенциально предрасположенный к возникновению ГНВП и открытого фонтана, по-разному воспринимается технологическими службами с позиций опасности возникновения подобных осложнений и аварий. Это восприятие зависит, во-первых, от способности предотвратить возможное ГНВП, а во-вторых, от степени опасности последствий от ГНВП или открытого фонтана для обслуживающего персонала и окружающей среды. В свою очередь, возможность предотвращения ГНВП и открытого фонтана, а также степень опасности последствий от их возникновения определяется геологофизическими характеристиками флюидосодержащих пластов и свойствами пластовых флюидов.
        Механизм осложнений в бурении основан на закономерностях взаимодействия системы скважина-пласт. Прихваты - самые распространенные аварии. По статистике они составляют 37 % от общего числа аварий, а затраты времени на их ликвидацию составляют практически половину от времени на ликвидацию всех аварий.
        Прихваты бурильных и обсадных колонн - потеря подвижности колонны труб из-за прилипания под действием перепада давления, заклинивания в желобах и местах сужения, из-за осыпей и обвалов стенок скважины, образования сальника в затрубном пространстве. Это самый распространённый и тяжёлый вид аварий. Почти треть прихватов в глубоких скважинах ликвидируется бурением нового ствола.
        Прихватом при сооружении скважины считается непредвиденная ситуация, характеризующаеся потерей колонной труб или скважинными приборами подвижности, которая не восстанавливается даже после приложения максимально допустимых с учетом запаса прочности материала нагрузок.
        На возникновение прихватов больше всего влияют: большие углы падения пластов и стволов, наличие в разрезе глинистых пород, способных

6

  к текучести, осыпанию и обвалам, а также проницаемых пород; наличие зон с АВПД и высокими температурами. Решающий фактор возникновения прихватов - тип БР. Чаще всего прихваты происходят при бурении скважин на глинистом растворе, в результате чего часто происходит образование сальников и прилипание колонны труб.
       В учебном пособии приведены приемы определения типа прихвата, рассмотрены причины его образования, даны схемы предупреждения образования и методы ликвидации; на примерах произведены расчеты технологических операций по освобождению прихваченного инструмента.
       Умение правильно определить тип прихвата позволит рассчитать наиболее рациональный алгоритм действий по его освобождению и сократить время на ликвидацию.
       Использование качественных БР при бурении скважин в различных гидрогеологических условиях обеспечивает первоначальный контроль над давлением в скважине при прохождении флюидопроявляющих пластов. Наиболее определяющими параметрами, отвечающими за изменение давления в скважине, степень ее очистки от выбуренного шлама, устойчивость стенок, гидроразрыв пласта и вызов притока являются реологические показатели БР. Умение регулировать реологические характеристики БР позволит применить для конкретных условий бурения (особенно в горизонтальном стволе) наиболее оптимальный тип и состав раствора для снижения гидродинамических сопротивлений при прокачивании, обеспечения выноса шлама и повышения производительности бурения.
       В учебном пособии приведена методика управления реологическими параметрами БР, произведен расчет гидравлической системы, даны примеры решения практических задач.
       Сегодня Россия активно вводит в эксплуатацию месторождения нефти и газа в Восточной Сибири и на Арктическом шельфе. Этому вопросу посвящена глава «Практические аспекты бурения и испытания скважин в сложных горно-геологических условиях Сибирской платформы». Экстремальные географические и климатические условия северных территорий дополняют крайне сложные геологические и мерзлотно-геологические условия размещения месторождений и УВ-залежей в геологическом разрезе. Эти разноплановые факторы и обстановки, осложняющие бурение, формируют проблематику разведочного и эксплуатационного бурения в республике САХА (Якутия), Иркутской области и Красноярском крае.
       Рассмотрены геологические особенности сложно-построенных залежей нефти и газа в трещинных природных резервуарах Лено-Тунгусской НГП. Впервые в мировой практике поисков нефти и газа российские геологи-нефтяники открыли гигантские месторождения УВ в массивных трещинных резервуарах верхнего протерозоя-рифея на территории западной части Сибирской платформы. Сегодня здесь, в Красноярском крае, открыты 16 месторождений с суммарными запасами (С₁+С₂) нефти более

7

млн. т и 1трлн. м³ газа. Дебиты нефти из скважин с горизонтальным окончанием большой протяженности достигают 530-560 м³/сут на депрессиях около 1 % от Р„л. Ярким примером трещинных коллекторов венда (по Филипцову Ю.А., 2016 г.) являются терригенные коллекторы Абаканского месторождения, при испытании которых специалисты ООО «Газпром геологоразведка» получили из нескольких пластов притоки газа дебитом более 1 млн. м³/сут.
       При бурении скважин всех назначений именно в трещинно-жильных и карстово-жильных коллекторах, вмещающих флюидодинамические системы (залежи) с АНПД и АВПД, возникают наибольшие сложности и риск ГНВП. На примере природных карбонатных резервуаров трещинного типа и флюидных систем с АНПД показана геологическая обусловленность проблематики первичного вскрытия, которая является основой, базой обоснования технологических решений и выбора технологических подходов бурения. Такие объекты крайне проблемны для цикла первичного вскрытия бурением (гл. 6.2) и требуют проработанных детально технологических подходов в бурении горизонтальных стволов 1000 м (гл. 6.3). Третий раздел раскрывает особенности первичного вскрытия трещинных коллекторов с двухфазной АНПД-залежью горизонтальными стволами большой протяженности.
       Проблемы первичного вскрытия и проводки ствола по рапогазопро-являющим зонам трещинных коллекторов с АВПД, сопоставимым по величине с горным давлением, отражены в разделе 6.4. Высоконапорные межсолевые пласты-коллекторы юга Сибирской платформы содержат предельно насыщенные рассолы с концентрацией солей более 600 г/л и плотностью до 1,45 г/см³, нередко с газом, что существенно осложняет процесс их вскрытия. При поступлении рассола из пласта в ствол скважины полное замещение бурового раствора на рапу происходит в первые 30-40 минут; двухвалентные катионы (Са, Mg) провоцируют коагуляцию бурового раствора; начинается процесс обвального выпадения солей. Зарастание внутреннего сечения скважины может привести к полной потере подвижности бурильного инструмента, а в дальнейшем к потере скважины. Устьевые давления скважины при закрытом ПВО достигают 16,5-18,5 МПа. Гигантское Ковыктинское газоконденсатное месторождение - один из ярких объектов такого типа. Большое количество скважин, вскрывших высоконапорные рапопроявляющие пласты (зоны), не добурено до целевых газоносных отложений терригенного венда вследствие недоучета горногеологических условий. Основными причинами ликвидации скважин являются открытые высокодебитные фонтаны, прихваты бурильного инструмента, смятие обсадных колонн в процессе испытания и т. д. В учебном пособии рассмотрены практические решения для двух случаев: когда рапопроявляющий пласт осложняет строительство скважины на нижние, нефтегазоносные этажи разреза осадочного чехла, и когда 8

  рапопроявляющая зона является целевым объектом бурения - месторождением «жидкой» руды на бром, литий, магний и другие компоненты.
       Продуктивным горизонтам месторождений Восточной Сибири и Арктического шельфа присущи регионально прослеженные низкие пластовые температуры (10-20 ОС) и давления, а также высокая степень минерализации хлоридных пластовых вод, до 400 г/л. Смена термобарических условий при вскрытии скважиной продуктивных флюидонасыщенных нефтью, газом или концентрированными рассолами пластов нарушает природное равновесное состояние флюидных систем. Следствием этих процессов, выражающихся в сдвиге фазовых равновесий многокомпонентных смесей, является выпадение из природных пластовых флюидных систем твердых соединений - газовых гидратов, асфальтосмоло-пара-финистых образований (АСПО) и солей, а в некоторых случаях - в комплексе всех перечисленных осадков твердой фазы. Образование таких соединений ведет к формированию отложений солей, АСПО и (или) гидратов на стенках лифтовых труб в трубном и затрубном пространствах, и устьевом оборудовании, далее к запечатыванию проходного сечения труб и потере связи с пластом, к потере циркуляции в скважине. Это оборачивается тяжелыми последствиями, убытками - от многосуточных затрат времени и реагентов на восстановление проходных сечений обсадных и дифтовых труб до полной потери скважины в результате прихватов.
       Сложное строение месторождений УВ севера России обуславливает повышенные требования к разработке и применению технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов, качеству заканчивания скважин и методам освоения нефтегазонасыщенных пластов, к комплексу мероприятий по предупреждению процессов гидра-тообразования, отложения солей и АСПО при заканчивании, испытании и эксплуатации скважин.
       Главы 1-5 подготовлены В.Г. Заливиным, глава 6-А.Г. Вахромеевым. Введение и Заключение подготовлены совместно.
       Критические замечания и пожелания просьба отправлять по адресу: 664074, Иркутск, Лермонтова 83, ИрНИТУ, кафедра нефтегазового дела.

9

            Глава 1. Давление в скважине



       Давления в скважине являются определяющим фактором устойчивости ствола скважины и флюидопроявления. Практически все осложнения и большинство аварий возникают в результате того, что давление в скважине не соответствует нормативным показателям. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях. Единицей давления в международной системе является Паскаль: Па = Н/м²
       Бар также является величиной, кратной Паскалю:1 бар = 10⁵ Па;
       1 МПа=10бар.
       Внесистемная единица 1 кг/см² = 0,981 бар.
       Единица psi: 1PSI (pound per square inch) = 1 lbf/in² (фунт-сила на квадратный дюйм) используется в англоязычных странах:
       1 psi = 0,06897 бар (1psi « 0,07 бар); 1 psi = 6,8897 кПа (1 psi « 7 кПа);
       1 psi = 0,006897 МПа; 1 бар = 14,4988 psi; 1 кПа = 0,144988 psi;
       1 Mm= 144,988psi.
       Давления, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:
       •  гидростатическое давление - Рг;
       •  гидравлические потери - Ргс;
       •  избыточное давление - Риз.
       Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений: Робщ=Рг+Ргс ' Риз.
1.1. Горное (геостатическое) давление
       Горное давление (иногда употребляется термин литостатическое давление), Ргор, - это давление, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть определено из выражения:
РгоР = 0,01у„орН МПа,
  где Н- глубина залегания пласта, м;
       Упор — средневзвешенный удельный вес горных пород вышележащих горизонтов, г/см³.
       Плотность отложений зависит от плотности их матрицы, содержащегося в их порах флюида и пористости. Плотность пород, встречающихся при бурении, колеблется в пределах 1,8—3,1 кг/м³.
       В нормальных условиях пористость отложений уменьшается вместе с глубиной, а их плотность повышается. В случае глинистых пород пористость уменьшается по экспоненте. Для других типов отложений она уменьшается почти линейно.


10

        В осадочных горных породах величина геостатического давления линейно растет с глубиной и соответствует равновесному значению напряжений, рассчитываемых по данным о средней плотности располо
  женных выше горных пород.
       Горное давление формируется давлением вышележащих пород, тектоническим давлением, давлением пластовых вод и термическими напряжениями, возникающими под влиянием тепла земных недр.
       Вышележащая толща породы оказывает вертикальное давление на пласт. Результирующее значение горизонтального давления зависит от жесткости скелета породы (с возрастанием жесткости горизонтальное давление уменьшается). Тектоническое напряжение очень высоко в гористой мест
Рис. 1.1. Напряжения в горной породе

ности, в глинах оно формирует обычно овальный ствол. На площадях с не
  значительной тектонической активностью градиент горного давления, т. е. величина его повышения с углублением на единицу длины, составляет примерно 22620 Па/м, а в тектонически активных зонах 18100 Па/м.
       Основные положения:

       •  Главные напряжения выстроены перпендикулярно и параллельно к свободным поверхностям.
       •  Поверхность Земли является свободной, поэтому, как правило, одно главное напряжением является вертикальным, два других - горизонтальными.
       •  Наибольшее напряжение не всегда является вертикальным.
       Напряжения (рис. 1.1), возникающие в массиве горных пород под действием горного давления (рис. 1.2), в процессе бурения скважины существенно изменяются, это приводит к деформации стенок ствола и, как след

ствие, к осложнениям.

Рис. 1.2. Напряжения в горной породе

     Горизонтальное напряжение, создаваемое покрывающей породой, равно 1/3 вертикального напряжения.

Типичные механизмы разрушений

      Разрушение при растяжении происходит, когда НАПРЯЖЕНИЕ, вызываемое растяжением (рис. 1.3), превышает предел ПРОЧНОСТИ пласта на растяжение.

11

Рис. 1.3. Напряжения в стволе скважины при растяжении

Рис. 1.4. Напряжения в стволе скважины при сжатии

     Разрушение при сжатии происходит, когда НАПРЯЖЕНИЕ, вызываемое сжатием (рис. 1.4), превышает предел прочности пласта на сжатие.
     Разрушение при сдвиге происходит, когда напряжение сдвига превышает предел прочности пласта на сдвиг.
Напряжение сдвига равно разнице между максимальным и

минимальным напряжением в ство
ле скважины.

Пример вертикальной скважины
      Наиболее распространенное разрушение при сдвиге - обширный вывал породы. Разрушение при сдвиге происходит, когда напряжение сдвига превышает предел прочности на сдвиг. Оно происходит из-за нарушения баланса напряжений.

       Типичный пример гидроразрыва с растяжением стенок скважины происходит, если какое-либо напряжение работает на растяжение и при

  этом по своей силе превышает предел прочности пласта на растяжение. В этом случает касательные напряжения, переводят стенки скважины

  в растяжение, что приводит к их разрыву.


Пробуренная горизонтальная скважина

Рис. 1.5. Образец отобранного керна

      Вывал породы - образец отобранного керна (рис. 1.5).
      Во всех примерах стенки ствола скважины повреждены, но только в одном из них ствол скважины разрушен.
      Часто при расчете устойчивости ствола скважины делается допущение о том, что в горной породе от

сутствует трещиноватость,

12