ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(УГТУ)
ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Учебное пособие
Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации
по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов
высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки
магистратуры «Нефтегазовое дело» по представлению Ученого совета
Ухтинского государственного технического университета.
Памяти учителей и коллег посвящается: В. Ф. Буслаева, П. Ф. Осипова
УХТА, УГТУ, 2014
УДК 622.24 (075.8)
ББК 33.13 я7
О-74
Авторский коллектив:
С. В. Каменских, Ю. Л. Логачёв, А. В. Нор, Н. М. Уляшева, А. С. Фомин
О-74
Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин
[Текст] : учеб. пособие / С. В. Каменских [и др.]. – Ухта : УГТУ, 2014. –
231 с.: ил.
ISBN 978-5-88179-818-5
Учебное пособие предназначено для подготовки магистров по направлению 131000.68 «Нефтегазовое дело», а также может быть полезно студентам,
аспирантам, преподавателям и инженерно-техническим работникам нефтегазовой промышленности.
В настоящей работе проанализирован и представлен опыт строительства
нефтяных и газовых скважин в осложнённых условиях, средства и методы их
предупреждения и ликвидации.
УДК 622.24 (075.8)
ББК 33.13 я7
Рецензенты: Ф. А. Агзамов, профессор кафедры бурения нефтяных и газовых
скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета, профессор, д.т.н.; С. А. Краснов, технический директор ООО «Геотех-2», к.т.н.
 Ухтинский государственный технический университет, 2014
 Каменских С. В., Логачёв Ю. Л., Нор А. В., Уляшева Н. М., Фомин А. С., 2014
ISBN 978-5-88179-818-5
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. Технология строительства скважин в осложнённых условиях ................................ 7
1.1. Понятие осложнения и аварии,
их виды и основные причины возникновения .................................................. 7
1.2. Горно-геологическая характеристика разреза .................................................. 10
1.2.1. Стратиграфическая характеристика разреза ........................................... 10
1.2.2. Литологическая характеристика горных пород ...................................... 12
1.2.3. Физико-механические свойства горных пород ....................................... 15
1.2.4. Баротермические условия.......................................................................... 18
1.2.5. Характеристика и свойства пластовых флюидов.................................... 19
1.3. Совмещённый график давлений......................................................................... 20
1.4. Характеристика горных пород ТПНГП ............................................................. 25
2. Поглощение буровых и тампонажных растворов .................................................... 28
2.1. Причины, классификация и признаки поглощения.......................................... 28
2.2. Предупреждение поглощений ............................................................................ 33
2.3. Исследование интервалов поглощения ............................................................. 33
2.3.1. Определение местоположения интервала поглощения .......................... 33
2.3.2. Интенсивность поглощения ...................................................................... 34
2.4. Ликвидация поглощений ..................................................................................... 36
2.4.1. Снижение плотности бурового и тампонажного растворов .................. 36
2.4.2. Применение наполнителей ........................................................................ 37
2.4.3. Установка силикатных ванн ...................................................................... 39
2.4.4. Применение специальных способов бурения.......................................... 39
2.4.5. Применение различных тампонажных смесей
для установки мостов ................................................................................ 40
2.4.6. Применение перекрывателей .................................................................... 47
2.4.7. Замораживание зон поглощения ............................................................... 48
2.4.8. Изоляция зон поглощения взрывом ......................................................... 48
2.5. Опыт борьбы с поглощениями на площадях ТПНГП ...................................... 48
3. Газонефтеводопроявления ......................................................................................... 56
3.1. Классификация газонефтеводопроявлений ....................................................... 56
3.2. Причины флюидопроявлений............................................................................. 56
3.3. Признаки флюидопроявлений ............................................................................ 57
3.4. Предупреждение флюидопроявлений ............................................................... 58
3.4.1. Опрессовка обсадных колонн ................................................................... 58
3.4.2. Прогнозирование зон АВПД ..................................................................... 59
3.5. Дегазация буровых растворов ............................................................................ 63
3.6. Противовыбросовое оборудование .................................................................... 67
3.7. Методы глушения проявлений ........................................................................... 75
3.7.1. Определение поступившего в скважину флюида ................................... 75
3.7.2. Метод двухстадийного глушения (метод бурильщика) ......................... 76
3.7.3. Метод непрерывного глушения ................................................................ 78
3.7.4. Метод низкого давления перед дросселем .............................................. 78
4. Нарушение устойчивости стенок скважины ............................................................ 79
4.1. Классификация осложнений, связанных
с неустойчивостью стенок скважины................................................................. 79
4.2. Причины нарушения устойчивости стенок скважины..................................... 81
4.3. Признаки нарушения устойчивости стенок скважины .................................... 81
3
4.4. Предупреждение нарушения устойчивости стенок скважины ....................... 82
4.5. Методы сохранения устойчивости стенок скважины ...................................... 83
4.5.1. Основные принципы выбора типа и параметров
бурового раствора..................................................................................... 84
4.5.2. Специальные способы упрочнения стенок скважины............................ 90
5. Жёлобообразование при строительстве скважин .................................................... 92
5.1. Причины жёлобообразования ............................................................................. 92
5.2. Осложнения и аварии, вызванные жёлобообразованием ................................ 93
5.3. Технико-технологические решения по ликвидации жёлобов ......................... 94
5.3.1. Райбер конструкции МГГА ....................................................................... 94
5.3.2. Эксцентрические забойные устройства (СеверНИПИгаз) ..................... 95
5.3.3. Нейтрализация жёлобных выработок торпедированием ....................... 99
5.3.4. Смазывающие добавки к буровым растворам......................................... 99
5.4. Специальные устройства, включаемые в КНБК с целью
предотвращения затяжек, заклиниваний и прихватов
инструмента в жёлобных выработках .............................................................. 100
5.5. Технико-технологические решения строительства
скважин в условиях возможного жёлобообразования в ТПНГП .................. 102
6. Осложнения при бурении в условиях сероводородной агрессии ........................ 105
6.1. Характеристика сероводорода и его влияние на
оборудование и инструмент .............................................................................. 105
6.2. Антикоррозионное буровое оборудование и инструмент ............................. 107
6.2.1. Марки сталей ............................................................................................ 107
6.2.2. Защитные покрытия ................................................................................. 109
6.2.3. Ингибиторы коррозии стали ................................................................... 111
6.3. Типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации
сероводорода в буровом растворе .................................................................... 111
6.3.1.Типы нейтрализаторов .............................................................................. 111
6.3.2. Рекомендации по обработке буровых растворов
нейтрализаторами сероводорода.............................................................. 115
6.3.3. Технология обработки бурового раствора............................................. 116
6.4. Применение бактерицидов в бурении для предупреждения
последствий от увеличения концентрации сероводорода
в скважине ........................................................................................................... 119
6.5. Рекомендации по креплению скважин в условиях
сероводородной агрессии .................................................................................. 121
6.5.1. Общие положения .................................................................................... 121
6.5.2. Требования к промывочным жидкостям ............................................... 121
6.5.3. Требования к буферным жидкостям ...................................................... 122
6.5.4. Тампонажные композиции ...................................................................... 123
6.5.5. Особые требования к проведению работ ............................................... 124
6.6. Методы контроля содержания сероводорода в
воздухе рабочей зоны......................................................................................... 125
6.7. Мероприятия по защите людей и окружающей среды
при бурении, испытании и освоении скважины.............................................. 125
6.7.1. Требования к строительству скважин .................................................... 125
6.7.2. Освоение и гидродинамические исследования скважин...................... 126
4
6.7.3. Требования к организации труда, подготовке и
аттестации работников............................................................................ 128
6.8. Технология отделения газа от бурового раствора
с последующим отводом на сжигание ............................................................. 130
6.8.1. Очистка отходящих газов от сероводорода ........................................... 130
6.8.2. Сжигание отходящих газов с сероводородом ....................................... 130
6.9. Содержание сероводорода в нефтях ТПНГП.................................................. 130
7. Строительство скважин в многолетнемёрзлых породах ....................................... 135
7.1. Геокриологическое строение нефтегазоносных районов
Северо-Востока Европейской части России .................................................... 135
7.2. Основные виды осложнений при строительстве скважин
в ММП, их предупреждение и ликвидация ..................................................... 139
7.3. Основные требования к строительству скважин в ММП .............................. 140
7.4. Проектирование скважин в ММП .................................................................... 142
8. Осложнения при бурении с продувкой ................................................................... 146
8.1. Причины и виды осложнений при бурении с продувкой .............................. 146
8.2. Мероприятия по предупреждению осложнений при
бурении с продувкой .......................................................................................... 147
8.3. Аварии при бурении скважин с продувкой ..................................................... 151
9. Аварии с бурильной колонной................................................................................. 152
10. Прихваты бурильных колонн ................................................................................. 155
10.1. Причины возникновения прихватов и их виды ............................................ 155
10.2. Предупреждение прихватов............................................................................ 156
10.3. Признаки и определение интервала прихвата .............................................. 157
10.4. Методы ликвидации прихватов ...................................................................... 159
11. Аварии с обсадными колоннами ........................................................................... 173
12. Аварии при цементировании ................................................................................. 176
13. Аварии с долотами .................................................................................................. 178
14. Аварии с забойными двигателями ......................................................................... 180
15. Падение посторонних предметов в скважину ...................................................... 181
16. Прочие аварии ......................................................................................................... 182
16.1. Аварии при геофизических исследованиях .................................................. 182
16.2. Падение и разрушение вышек и элементов талевой системы .................... 183
16.3. Взрывы и пожары на буровых ........................................................................ 183
16.4. Открытые нефтяные и газовые фонтаны ....................................................... 184
17. Ловильный инструмент .......................................................................................... 190
Список использованной литературы ........................................................................... 205
Приложения ................................................................................................................... 211
5
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ
АВПД – аномально высокое пластовое давление;
АКБ – автоматический ключ бурильщика;
АНПД – аномально низкое пластовое давление;
БСС – быстросхватывающиеся смеси;
БУ – буровая установка;
ВИЭР – высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор;
ВОЛ – вулканизированные отходы латексных изделий;
ВУС – вязкоупругая смесь;
ГИВ – гидравлический индикатор веса;
ГНВП – газонефтеводопроявление;
ГПАА – гидролизованный полиакриламид;
ГТН – геолого-технический наряд;
ГЦП – гипано-цементная паста;
ДЗУ – дроссельно-запорное устройство;
ИБР – инвертный буровой раствор;
КМЦ – карбоксиметилцеллюлоза;
КНБК – компоновка низа бурильной колонны;
ММП – многолетнемёрзлые породы;
НГВС – нефтегазоводяная смесь;
НГК – нефтегазовый комплекс;
ННС – наклонно-направленная скважина;
ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;
ОЭЦ – оксиэтилцеллюлоза;
ПАА – полиакриламид;
ПАЦП – полиакриламид-цементная паста;
ПВО – противовыбросовое оборудование;
ПЗП – призабойная зона пласта;
ПКР – пневматические клинья ротора;
ПЛА – план ликвидации аварии;
ПОЭ – полиоксиэтилен;
ППД – поддержание пластового давления;
ПУН – пластинчатый упругий наполнитель;
РУО – раствор на углеводородной основе;
СБС – соляро-бентонитовая смесь;
СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии;
СИЗ – средства индивидуальной защиты;
СЦБС – соляроцементно-бентонитовая смесь;
ТПНГП – Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция;
ТРВВ – тампонажный раствор с высокой водоотдачей;
УБТ – утяжелённые бурильные трубы;
ШМУ – шламометаллоуловитель;
ЦА – цементировочный агрегат;
ЦРТР – цементно-резиновый тампонажный раствор.
6
1. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
В ОСЛОЖНЁННЫХ УСЛОВИЯХ
1.1. Понятие осложнения и аварии,
их виды и основные причины возникновения
Осложнение – это замедление (приостановление) непрерывного цикла буровых работ, вызванное влиянием природных и/или геологических факторов.
Различают следующие основные виды осложнений:
1) поглощение буровых и тампонажных растворов;
2) нефтегазоводопроявления;
3) нарушение устойчивости стенок скважины;
4) жёлобообразование;
5) сероводородная агрессия;
6) растепление ММП и их обратное промерзание;
7) осложнения при бурении с продувкой.
Основными причинами возникновения осложнений являются:
1) горно-геологические факторы (АВПД, АНПД, наличие агрессивных флюидов и др.);
2) технико-технологические факторы (несоответствие проекта реальным
условиям бурения, нарушение технологии бурения и др.);
3) организационные факторы (низкая квалификация буровой бригады, нарушение трудовой дисциплины и др.).
Основными средствами предупреждения осложнений являются:
1) правильный выбор конструкции скважины, режимов и способов бурения,
долот, КНБК;
2) правильный подбор бурового и тампонажного растворов, их свойств и параметров, а также их оперативное регулирование;
3) постоянный технологический и геофизический контроль за состоянием
ствола скважины с использованием методов прогнозирования.
Следует отметить, что несвоевременно или неправильно ликвидированное
осложнение может явиться причиной аварии.
Авария – это нарушение технико-технологического цикла строительства скважины, вызванное потерей поперечной и продольной подвижности бурильного инструмента или его поломкой с оставлением в стволе скважины его элементов, а также
различного инструмента и оборудования, для извлечения которых требуется проведение специальных ловильных работ.
Для разработки наиболее эффективных мер по предупреждению и ликвидации
аварий их подразделяют на виды. Вид аварий – это характерные, часто повторяющиеся и существенно не отличающиеся друг от друга аварии, которые согласно [60]
подразделяются на восемь видов:
1) аварии с бурильной колонной;
2) прихваты бурильных колонн;
3) аварии с обсадной колонной;
4) аварии из-за неудачного цементирования;
5) аварии с долотами;
6) аварии с забойными двигателями;
7) аварии в результате падения в скважину посторонних предметов;
8) прочие аварии.
7
Согласно проведенному анализу аварийности в нефтегазоразведочных экспедициях и буровых предприятиях, работавших на севере Тимано-Печорской провинции в различные периоды, но на одних и тех же или соседних площадях и
месторождениях, установлено, что аварии распределяются следующим образом:
Виды аварий
1. Аварии с бурильной колонной
2. Прихваты колонны бурильных колонн
3. Аварии с обсадными колоннами
4. Аварии с долотами
5. Аварии с забойными двигателями
6. Прочие аварии
Всего аварий за указанный период
1971-1978 гг.
49 (46%)
33 (31%)
10 (9%)
3 (3%)
4 (4%)
7 (7%)
106 (100%)
2000-2001 гг.
22 (42%)
12 (23%)
9 (17%)
7 (13%)
3 (5%)
53 (100%)
2012-2013 гг.
5 (42%)
3 (25%)
2 (17%)
1 (8%)
1 (8%)
12 (100%)
Полученные
данные
подтверждают
исследования,
проведённые
И. П. Пустовойтенко [60], в которых отмечено, что наибольшее число аварий связано
с элементами бурильной колонны (38%).
Аварии с бурильной колонной – слом и оставление в скважине частей или элементов колонны труб (ведущих, бурильных, насосно-компрессорных и утяжелённых
труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов, калибраторов, шламометаллоуловителей).
Прихваты бурильных и обсадных колонн – непредвиденная потеря продольной
и поперечной подвижности колонны труб.
Аварии с обсадной колонной – это аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными обсадными колоннами.
Аварии из-за неудачного цементирования связаны с недоподъёмом в затрубном
пространстве цементного раствора, с негерметичностью труб, с оставлением в обсадной колонне цементного раствора, для удаления которого требуются дополнительные
работы, с прихватом затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб,
на которых спускалась секция обсадных труб или хвостовик.
Аварии с долотами – оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя, а также их элементов и частей.
Аварии с забойными двигателями – оставление в скважине турбобура, электробура, винтового двигателя или их узлов вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной.
Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов происходят в результате падения в скважину различных инструментов, приспособлений и их частей
(вкладыши ротора, роторные клинья, параллели ПКР, челюсти АКБ, ключи и т. д.).
Прочие аварии – это аварии, которые произошли при проведении промысловогеофизических исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, приборов, шаблонов, торпед, перфораторов), при падении и разрушении вышек, оснований, элементов талевой системы, при возникновении взрывов и пожаров на буровых и при
открытом фонтанировании.
Началом аварии считается момент её возникновения, а окончанием – восстановление условий для продолжения бурения.
Основными причинами аварий считаются:
1) несвоевременная или неправильная ликвидация осложнения;
2) технико-технологические факторы (нарушение технологии бурения, требований ГТН и др.);
8
3) организационные факторы (нарушение трудовой дисциплины и др.);
4) брак оборудования и инструмента.
Основными средствами предупреждения аварий являются:
1) строгое соблюдение при бурении ГТН, технологического проекта и режимно-технологической карты;
2) контроль над соответствием параметров бурового раствора технологическому проекту;
3) соблюдение трудовой дисциплины;
4) предупреждение и своевременная ликвидация осложнений.
Согласно опыту бурения установлено, что самое большое число аварий происходит во время передачи вахты и в первый час после её приёма, поэтому при приёме
вахты необходимо:
1) при бурении приподнять бурильную колонну не менее чем на 15 м и с помощью ГИВ и манометра давления убедиться в её целостности и в нормальном состоянии ствола скважины;
2) получить от предыдущей вахты сведения о длине и компоновке бурильной
колонны, технологическом состоянии ствола скважины (интервалы осыпей, сужений,
поглощений, жёлобообразований), распоряжениях мастера;
3) проверить исправность лебёдки, ротора, насосов, ПВО, противозатаскивателя;
4) осмотреть талевый канат, тормозные ленты, элеваторы, состояние клиньев
и челюстей машинных ключей и АКБ;
5) сообщить немедленно об обнаруженных неисправностях бурильщику и мастеру и приступить к их устранению;
6) проверить качество и количество промывочной жидкости.
Любая возникшая авария должна быть расследована в течение 72 часов с момента её возникновения. Расследование аварий осуществляется специальной комиссией, которая назначается буровым предприятием. Комиссия должна:
1) установить причины возникновения аварии и виновников;
2) наметить необходимые мероприятия по предупреждению подобных аварий
в дальнейшем;
3) составить и подписать акт об аварии в трёх экземплярах по установленной
форме (прил. 1).
Кроме этого, техническая служба предприятия под руководством главного инженера осуществляет:
1) составление плана работ по ликвидации аварии с указанием ответственных
исполнителей и сроков;
2) назначение ответственного за выполнение плана работы;
3) контролирование процесса ликвидации аварии.
При возникновении аварии в результате брака оборудования и инструмента
предприятие предъявляет рекламацию заводу-изготовителю.
Авария должна быть зарегистрирована в буровом журнале в течение 24 часов
со времени её возникновения. После ликвидации аварии на скважине в течение 24 часов составляется акт о ликвидации аварии (прил. 1).
Время ликвидации аварии может составлять от нескольких часов до нескольких месяцев и даже вплоть до ликвидации скважины.
Аварийность на буровом предприятии можно оценить с помощью следующих
коэффициентов:
1) коэффициент аварийности (число аварий на 1 000 м проходки):
9
Ka 
где
1000  A
,
Hг
А – число аварий за исследуемый период;
Нг – проходка за исследуемый период, м.
2) коэффициент тяжести аварий:
Ta
,
A
(1.2)
1000  Ta
,
Hг
(1.3)
Kт 
где
(1.1)
Та – потери времени на ликвидацию аварий, ч.
3) потери времени на 1 000 м проходки (ч):
Tп 
4) потери условной проходки из-за аварий (м):
На  Нг 
где
(1.4)
Тк – календарное время бурения скважины, ч.
5) процент аварийного времени (%):
Па 
6) убытки от аварий (руб.):
где
Та
,
Тк
Та
 100% ,
Тк
С  Сч  Т а ,
(1.5)
(1.6)
Сч – стоимость 1 ч работы при ликвидации аварии, руб.
1.2. Горно-геологическая характеристика разреза
Горно-геологическая характеристика включает в себя совокупность следующих
параметров:
1) Стратиграфия разреза скважины с указанием глубин каждого стратиграфического подразделения.
2) Литологическое описание горных пород по стратиграфическим подразделениям.
3) Физико-механические свойства пород.
4) Баротермические условия.
5) Характеристика и свойства пластовых флюидов.
6) Зоны возможных осложнений.
1.2.1. Стратиграфическая характеристика разреза
Для определения положения и характеристик горных пород необходимо установить их возраст. Возраст устанавливается на основании изучения органических
остатков животных и растений, встречающихся в осадочных породах, и сопоставления этих результатов с порядком залегания пород в различных участках земной коры. Изучением последовательности залегания и взаимоотношения слоев горных
пород и их относительного и абсолютного возраста занимается стратиграфия. В результате изучения строения земной коры и истории развития жизни появилась возможность разделить всю геологическую историю на ряд отрезков времени и
составить шкалу геологического времени (геохронологическую шкалу), которая
представлена в таблице 1.1.
10
Таблица 1.1 – Геохронологическая таблица
Эон
Возраст,
млн лет
Эра (группа)
Период (система)
Эпоха (отдел)
Четвертичный Q
Современный Q4
Верхний Q3
Средний Q2
Нижний Q1
Плиоцен N2
Неогеновый N
67 ± 3
Кайнозойская
KZ
Миоцен N1
Олигоцен Р3
Палеогеновый Р
Эоцен Р2
Палеоцен Р1
Фанерозой
Верхний К2
Меловой К
Нижний К1
210 ± 10
Мезозойская
MZ
Верхний J3
Средний J2
Юрский J
Нижний J1
Триасовый Т
11
Верхний Т1
Ярус
Апшеронский
Акчагыльский
Куяльницкий
Киммерийский
Понтический
Мэотический
Сарматский
Тортонский
Гельветский
Бурдикальский
Аквитанский
Хатский
Рупельский
Латторфский
Веммельский
Ледский
Лютетский
Ипрский
Танетский
Монтский
Датский
Маастрихтский
Кампанский
Сантонский
Коньякский
Туронский
Сеноманский
Альбский
Аптский
Барремский
Готеривский
Валанжинский
Титонский
Кимериджский
Оксфордский
Келловейский
Батский
Байосский
Ааленский
Тоарский
Домерский
Плинсбахский
Лотарингский
Синемюрский
Геттангский
Рэтский
Норийский
Карнийский
Эон
Возраст,
млн лет
Эра (группа)
Период (система)
Эпоха (отдел)
Средний Т2
Нижний Т3
Верхний Р2
Пермский Р
Нижний Р1
Верхний С3
Каменноугольный
С
Средний С2
Нижний С1
Верхний D3
510 ± 30
Палеозойская
PZ
Девонский D
Средний D2
Нижний D1
Верхний S2
Силурийский S
Нижний S1
Верхний О3
Ордовикский О
Средний О2
Нижний О1
Ярус
Ладинский
Анизийский
Оленекский
Индский
Татарский
Казанский
Уфимский
Кунгурский
Артинский
Сакмарский
Оренбургский
Гжельский
Касимовский
Московский
Башкирский
Намюрский
Визейский
Турнейский
Фаменский
Франский
Живетский
Эйфельский
Кобленцкий
Жединский
Лудловский
Венлокский
Лландоверский
Ашгильский
Карадокский
Лландельский
Лландвирнский
Аренигский
Тремадокский
Верхний Cm3
Кембрийский Cm
Средний Cm2
Нижний Cm1
Криптозой
2700±100
Протерозойская
PR
4600±200
Архейская AR
Майский
Амгинский
Ленский
Алданский
Верхний PR3
Средний PR2
Нижний PR1
Не имеет общепринятых подразделений
1.2.2. Литологическая характеристика горных пород
Горные породы – это минеральные тела, которые слагают земную кору. Важнейшими характеристиками горных пород являются минералогический состав, строение и неоднородность. Минералы – это природные соединения, которые имеют
определённый химический состав и физические свойства. В земной коре содержится
более 7 000 видов и разновидностей минералов. Различают восемь основных групп породообразующих минералов: алюмосиликаты, железисто-магнезиальные силикаты,
слюды, окисные, сульфатные, карбонатные, хлориды, глинистые. Большая часть пород
состоит из частиц нескольких минералов, то есть они являются полиминеральными.
12
Строение горных пород характеризуется структурой и текстурой. Структура
породы – особенность строения, обусловленная размером, формой, характером и количественным соотношением зёрен, а также разновидностью скрепляющего зерна
цемента. Текстура – особенности строения, обусловленные взаимным пространственным расположением зёрен. Текстурными признаками являются слоистость,
сланцеватость, пористость и трещиноватость горных пород.
По происхождению горные породы делятся на три основные группы: магматические (габбро, базальты, граниты, диориты), метаморфические (филлиты, гнейсы,
кварциты, мрамор) и осадочные. В разрезах нефтяных и газовых скважин наиболее
часто встречаются породы осадочного происхождения. Осадочные породы состоят в
основном из глинистых (монтмориллонит, каолинит, гидрослюды, хлориты), сульфатных (гипс, ангидрит, барит), карбонатных (кальцит, доломит) и окисных (кварц)
минералов. По способу образования осадочные породы делятся на обломочные породы, породы органического происхождения (органогенные), породы химического происхождения и породы смешанного происхождения.
Обломочные породы образуются из продуктов механического разрушения ранее существовавших и разрушенных пород. По размеру и форме они делятся на четыре группы: грубые, песчаные, пылеватые и глинистые (табл. 1.2).
Таблица 1.2 – Классификация обломочных пород (по В. В. Охотину)
Название и размер
обломков, мм
Грубые
> 200
200-40
40-2
Песчаные 2-0,05
Пылеватые 0,05-0,005
Глинистые < 0,005
Рыхлые породы
угловатые
окатанные
Глыбы
Валуны
Щебень
Галька
Дресва
Гравий
Пески
Пылеватые
Глинистые
-
Сцементированные породы
Брекчия
(из
угловатых
обломков) и конгломерат
(из окатанных обломков)
Песчаники
Алевролиты
Аргиллиты
Грубообломочные породы состоят из смеси обломков различных размеров, соотношение между которыми определяется по весу в процентах (гранулометрический
состав).
Песчаные породы (пески) состоят из обломков минералов, которые представлены кварцем (60-90%), полевыми шпатами (10-30%), слюдой (< 1%). Песчаники образуются в результате цементации песков, состоят из зёрен кварца и цемента и имеют
окраску от серых до бурых тонов.
Пылеватые частицы не образуют самостоятельных пород и являются составной
частью песков и глинистых пород. Однако, если в песках их более 5%, то пески уже будут относиться к пылеватым. Алевролиты имеют чаще всего гидрослюдистый состав и
залегают в основном прослоями в толще песчаных и песчано-карбонатных пород.
Глинистые породы состоят из неоднородной смеси глинистых минералов с
примесью кварца, полевого шпата, кальцита и других. Типы глинистых минералов
подразделяются на монтмориллонит, гидрослюды, хлориты и каолиниты. Монтмориллонит имеет подвижную кристаллическую решётку и при контакте с водой значительно набухает, не теряя связности между частицами. В случае присутствия в
монтмориллоните катионов натрия степень набухания резко увеличивается, вызывая
интенсивное кавернообразование, особенно при использовании неингибирующих
растворов. В отличие от монтмориллонита гидрослюды имеют более жёсткую кри13
сталлическую решётку, в результате чего такие глины набухают значительно слабее.
Каолиниты, имея значительные водородные связи между слоями, практически не
набухают. Хлориты занимают промежуточное положение между гидрослюдами и каолинитами. В целом глины характеризуются массивными и слоистыми структурами,
очень редко с чётко выраженной ритмичностью. Аргиллиты – твёрдые глинистые породы, которые возникли в результате уплотнения и цементации пластичных глин.
При обогащении известью аргиллиты переходят в мергели.
Породы органического (органогенные) и химического происхождения образуются путём осаждения из воды веществ биохимическим и химическим путём. Эти породы характеризуются неустойчивыми в воде ионными связями и делятся на
кремнистые (опока), карбонатные (известняк, мел, доломит), сульфатные (гипс, ангидрит) и галоидные (каменная соль).
Опока – тёмно-серого цвета, тонкопористая порода, содержащая в своём составе до 85-90% аморфного опала (SiO2). Является самой распространённой кремнистой
породой.
Известняки состоят в основном из минерала кальцита (СаСО3) и представляют
собой массивные, плотные породы тонкозернистого, реже кристаллического строения. Является самой распространённой карбонатной породой. Известняки могут быть
биохимического (органогенного), химического (хемогенного) или обломочного происхождения. Если известняк целиком состоит из раковин моллюсков, то он называется ракушечником. При замещении части СаСО3 диоксидом кремния известняк
называется окремнелым или кремнистым. Известняк, издающий при нагревании запах нефти, называется битуминозным. Известняк способен растворяться пластовыми
водами с образованием системы пустот (каверн, пещер), которые называются карстовыми или просто карстом. Мел является разновидностью известняка и отличается высокой пористостью (30-55%).
Доломиты (CaCO3  MgCO3) представляют собой породы, которые состоят из
минералов доломита (около 90%) и примесей кальцита, гипса, кремнезёма и других
веществ. Породы серые, розовато-серые, мелко-, средне- и крупнозернистые. Как и
известняки, доломит имеет достаточно широкое распространение. Различают зернистые и кристаллические доломиты. Доломит может образовываться из известняков
путём замещения молекул CaCO3 молекулами MgCO3.
Гипс (CaSO4  2H2O) имеет белую и серую с оттенками окраску. Структура
крупнозернистая, волокнистая. Состоит из минерала гипса с примесями ангидрита и
глинистых минералов.
Ангидрит (CaSO4) – имеет белый или серый цвет. Представляет собой плотную
зернистую породу. Залегает обычно в нижней части осаждённых солей. При поглощении воды может перейти в гипс с увеличением объёма до 33%.
Каменная соль (NaCl) представляет собой галоидное соединение натрия. При
контакте с водой соль способна растворяться, образуя систему пустот (каверн, пещер). При возникновении критических нагрузок способна течь, в результате чего
происходит сужение ствола скважины.
Породы смешанного происхождения состоят частично из обломочного материала и частично из пород органогенного и химического происхождения. К породам смешанного происхождения относятся: мергель, глинистые известняки,
песчаные известняки.
Мергель – уплотнённые и обогащённые углекислым кальцием глины. Состоят из
известняков и доломитов (около 50-80%) и глинисто-песчанистого материала (20-50%).
Из пород смешанного происхождения являются наиболее распространёнными. Имеют
14
тонкозернистую структуру и серую, светло-серую окраску. Залегают пластами и имеют
достаточно большую мощность. На воздухе быстро разрушаются и растрескиваются до
грязеобразной массы. При содержании в мергелях СаСО3 менее 50% порода называется
известковистой или мергелистой глиной, более 80% – глинистым известняком.
Наиболее распространёнными осадочными горными породами, слагающими
разрезы нефтяных и газовых месторождений, являются глины, глинистые сланцы,
алевролиты, пески, песчаники, известняки, доломиты, мергели, аргиллиты, каменная
соль, ангидрит, гипс.
1.2.3. Физико-механические свойства горных пород
Каждая горная порода характеризуется определенными физико-механическими
свойствами, основными из которых являются: пористость, проницаемость, плотность,
прочность, абразивность, трещиноватость и другие.
Наличие пустот в горных породах характеризует пористость. Различают общую (Побщ) и эффективную (открытую) (Пэф) пористости. Общая пористость – это
отношение общего объёма всех существующих пор (Vобщ) к объёму всего образца
горной породы (Vгп):
Vобщ
.
Vгп
Побщ 
(1.7)
Значения общей пористости представлены в таблице 1.3. Эффективная пористость – это отношение объёма соединяющихся между собой пор (Vс) ко всему объёму горной породы (Vгп):
П эф 
Vс
.
Vгп
(1.8)
Эффективная пористость подразделяется на сверхкапиллярную с размером пор
0,5 мм и более, капиллярную (0,2 мкм – 0,5 мм), субкапиллярную (менее 0,2 мкм). Эффективная пористость всегда меньше общей из-за наличия в породах замкнутых трещин.
Таблица 1.3 – Значения общей пористости осадочных горных пород
Порода
Кремень
Доломит
Ангидрит
Аргиллит
Известняк
Песчаник
Коэффициент пористости
0,01-0,06
0,02-0,17
0,02-0,17
0,02-0,20
0,02-0,23
0,02-0,35
Порода
Алевролит
Мергель
Глина
Гипс
Мел
Опока
Коэффициент пористости
0,05-0,26
0,05-0,35
0,05-0,38
0,13-0,16
0,25-0,39
0,35-0,50
Пористые горные породы, слагающие разрез скважины, должны не только
иметь поры, но и обладать способностью фильтровать через них жидкости или газы
под действием перепада давления, то есть проницаемостью, которая измеряется в
Дарси. За один Дарси принимается проницаемость, при которой через поперечное сечение площадью 1 см2 и перепаде давления в одну атмосферу (760 мм рт. ст.) на 1 см
длины фильтруется 1 см3 флюида вязкостью 1 спз. Породы с проницаемостью менее
50 мД считаются непроницаемыми, 50-100 мД – проницаемыми, более 100 мД – весьма проницаемыми.
Одной из основных характеристик горных пород является плотность. Различают плотность твёрдых частиц породы и объёмную массу влажной породы. Плот15
ность твёрдых частиц – это отношение массы твёрдых частиц породы (mгп) к их
объёму (Vгп):

mгп
.
Vгп
(1.9)
Объёмная масса влажной породы – это отношение массы породы (mгпв) к её
объёму (Vгпв) при естественной влажности и пористости:

mгпв
.
Vгпв
(1.10)
В таблице 1.4 представлены значения объёмной массы влажных пород (плотность горных пород).
Таблица 1.4 – Плотность горных пород
Плотность, г/см3
2,40-3,04
2,72-2,99
2,63-2,86
2,55-3,19
Порода
Алевролиты
Ангидриты
Аргиллиты
Доломиты
Порода
Известняки
Каменная соль
Мергели
Песчаники
Плотность, г/см3
2,41-2,98
2,10-2,20
2,37-2,92
2,40-3,20
Прочность – способность твёрдого тела оказывать сопротивление разрушению от
внешнего воздействия. Прочностными характеристиками горных пород являются их временное сопротивление элементарным видам напряжений – сжатию, растяжению, сдвигу и
изгибу. Наибольшее сопротивление разрушению горные породы оказывают при их сжатии. При бурении скважин основной составной частью процесса разрушения горных пород является вдавливание. Поэтому наибольшее распространение для определения
прочностных характеристик горных пород нашёл метод вдавливания цилиндрического
пуансона (штампа) с плоским основанием, разработанный Л. А. Шрейнером. Сущность
метода заключается в измерении нагрузки, при которой при вдавливании штампа происходит хрупкое разрушение породы, соответствующее её пределу прочности. На основании
большого числа исследований Л. А. Шрейнером все горные породы разделены на 3 группы, каждая из которых делится на 4 категории (табл. 1.5).
Таблица 1.5 – Прочность горных пород
Группа
твёрдости
1 (мягкие)
2 (средние)
3 (твёрдые)
Категория
твёрдости
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Твёрдость по
штампу, кг/мм2
10
10-25
25-50
50-100
100-150
150-200
200-300
300-400
400-500
500-600
600-700
> 700
Горная порода
Глинистые породы, аргиллиты, пористые
алевролиты, песчаники и известняки
Алевролиты, известняки, ангидриты, доломиты и песчаники
Кремень, кварцит, окремнелые известняки и
доломиты
16
Абразивность – способность горных пород изнашивать при трении о них металлы и твёрдые сплавы. Чем выше абразивность породы, тем интенсивнее изнашивается инструмент в процессе работы, а при достижении предельной величины износа
он выходит из строя и требует замены. Абразивность зависит от размера породообразующих минералов и обломков, слагающих породу, присутствия в ней кремнистых
материалов (кварц, кремень и халцедон), её абсолютной пористости. Чем больше размер минералов и обломков, тем выше абразивность. С увеличением размеров и количества кварца, кремня и халцедона в породе абразивность возрастает. Присутствие в
породе глинистого материала снижает абразивность. С ростом пористости породы её
абразивность увеличивается. Для определения абразивности пород на сегодняшний
день разработано достаточно большое количество методов и методик, но наибольшее
распространение получил метод изнашивания эталонного стержня, разработанный в
институте горного дела им. А. А. Скочинского. В качестве эталона металла принят
стержень из стали У8 «серебрянка» диаметром 8 мм с плоскими торцами. На одном
из концов сверлится отверстие диаметром 4 мм и глубиной 10-12 мм. Стержень устанавливается в патрон сверлильного станка и при частоте вращения 400 об./мин. и
нагрузке 147 Н сверлят испытываемый образец горной породы по 10 минут каждым
концом стержня. Показатель абразивности А определяется по формуле:
1 n
А
(1.11)
 m ,
2n i 1
где n – число испытаний;
Δm – износ по массе обоих торцов за 1 испытание, мг.
Согласно этой методике все породы разделены на 8 классов (табл. 1.6).
Таблица 1.6 – Классы абразивности горных пород
Класс
Абразивность
А,
мг/10
мин.
1
Весьма малоабразивные
<5
2
Малоабразивные
5-10
3
Ниже средней абразивности
10-18
4
Среднеабразивные
18-30
5
Выше средней абразивности
30-45
6
Повышенной абразивности
45-65
7
Высокоабразивные
65-90
8
Весьма абразивные
> 90
17
Горная порода
Гипс без примесей и глинистый
ангидрит
Известняк, мергель, глина мономинеральная, углистый сланец
Доломит, известняк алевритовый,
глина и мергель алевритовые
и песчанистые
Глина кремнистая, опока, трепел,
аргиллит песчанистый и алевритистый
Известняк и доломит кремнистые,
песчанистые, алевролит полимиктовый
Песчаники мелкозернистые
с глинистым и известково-глинистым
цементом
Известняк песчанистый, алевролит,
песчаники мелкозернистые
Средне- и крупнозернистые кварцевые
песчаники
Трещиноватость – это рассеченность массива горных пород трещинами. Основными показателями трещиноватости являются: раскрытие и густота трещин, ориентировка
трещин в пространстве. Обычно с глубиной раскрытость и густота трещин затухает.
1.2.4. Баротермические условия
Горные породы находятся в напряженном состоянии, что обусловлено давлением вышележащих пород и тектоническими процессами. Естественные напряжения
в земной коре называются горным (геостатическим) давлением и определяются по
формуле:
m
Рг   (i  g  h),
(1.12)
i 1
i – средняя плотность горных пород i-го пласта, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
Δh – мощность i-го пласта, м.
Давление флюида в коллекторах, насыщенных флюидом, называется пластовым, а в непроницаемых породах (глины) – поровым. В нормальных условиях пластовое давление приблизительно равно гидростатическому давлению воды и
определяется по формуле:
Рпл  в  g  h,
(1.13)
где в – плотность воды, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
h – глубина залегания пласта, м.
Наиболее точно пластовое давление определяется с помощью глубинных манометров при испытании скважины и геофизическими методами.
Для характеристики геологических условий бурения используются понятия
градиента пластового давления (gradРпл) и коэффициента аномальности (Ка) (эквивалента градиента), которые соответственно определяются по формулам:
где
gradPпл 
Рплh
,
h
(1.14)
Рплh
,
(1.15)
в  g  h
где Рплh – пластовое давление на глубине h, Па;
в – плотность воды, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
h – глубина залегания пласта, м.
Если коэффициент аномальности находится в диапазоне от 1,0 до 1,1, то пластовое давление считается нормальным, если меньше 1,0, то аномально низким
(АНПД), если больше 1,1, то аномально высоким (АВПД). Обычно с увеличением
глубины бурения вероятность встречи пластов с АВПД возрастает.
При увеличении давления в скважине возможен гидроразрыв горных пород,
слагающих стенки, или раскрытие существующих трещин. В результате этого наблюдается резкое увеличение интенсивности поглощения. Давление гидроразрыва горных
пород можно определить по формуле Итона-Андерсона:
Ка 
Ргр 
где

 ( Рг  Рпл )  Рпл ,
1 
 – коэффициент Пуассона (табл. 1.7).
18
(1.16)
Для характеристики геологических условий бурения используются понятия
градиента давления гидроразрыва (gradРгр) и коэффициента гидроразрыва (Кгр) (эквивалента градиента), которые соответственно определяются по формулам:
gradPгр 
К гр 
где
Ргрh
h
Ргрh
в  g  h
,
(1.17)
,
(1.18)
Ргрh – давление гидроразрыва на глубине h, Па;
в – плотность воды, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
h – глубина залегания пласта, м.
Таблица 1.7 – Коэффициент Пуассона для горных пород
Горная порода
Глинистые сланцы
Песчаники
Известняки
Доломиты
Коэффициент Пуассона
0,10-0,20
0,30-0,35
0,15-0,30
0,15-0,30
Горная порода
Граниты
Базальты
Аргиллиты
Алевролиты
Коэффициент Пуассона
0,26-0,29
0,20-0,25
0,10-0,25
0,20-0,30
Термические условия проводки скважины определяются геотермическим градиентом, определяемым по формуле:
Гт 
где
Т
,
Н
(1.19)
Т – температура на глубине Н.
С увеличением глубины скважины температура увеличивается, но для различных
площадей и месторождений она различна. Например, на глубине 12 000 м в Кольской
сверхглубокой скважине температура составила 203°С, на глубине 9 590 м в штате
Оклахома – 232°С, на глубине 7 010 м в Южном Техасе – 290,5°С. При отсутствии данных о геотермическом градиенте можно использовать среднее значение 3°/100 м.
1.2.5. Характеристика и свойства пластовых флюидов
Нефть представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и
ароматического рядов. Кроме углеводородов в нефти содержится в небольшом количестве кислород, сера, азот и микрокомпоненты (хлор, йод, фосфор и др.). Плотность
нефти находится в диапазоне от 750 до 980 кг/м3. По содержанию смолистых веществ
нефти делятся на малосмолистые (до 8%), смолистые (8-28%), высокосмолистые (более 28%). В зависимости от содержания парафина различают беспарафинистые (до
1%), слабопарафинистые (1-2%), парафинистые (более 2%). В большинстве случаев в
пластовых условиях нефть содержит растворённый газ. Давление, при котором растворённый газ при заданной температуре начинает выделяться из нефти, называется
давлением насыщения.
Природный и попутный нефтяной газы – это смесь углеводородов, которая содержит метан (97-99%) и более тяжёлые углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан.
При содержании в газе менее 100 г тяжёлых углеводородов в 1 м3 они относятся к
«сухим», более 100 г – к «жирным». В попутных газах число тяжёлых углеводородов
достигает 50%, в природных – до 6%. Кроме углеводородных газов в пластах совместно могут находиться сероводород, углекислота, азот и другие.
19
Пластовая вода оказывает значительное влияние на характер движения нефти и
газа в пласте. Если вода насыщает пласт, находящийся выше продуктивного, то она
называется верхней; если ниже, то – нижней; если под залежью, то – подошвенной; если
пропласток, то – промежуточной. Пластовая вода содержит в своём составе растворённые соли, ионы и коллоиды. Их суммарное содержание в воде называется минерализацией. По степени минерализации воды делятся на пресные (минерализация менее 1 г/л),
солёные или минерализованные (минерализация 1-50 г/л) и рассолы (минерализация более 50 г/л). По содержанию ионов воды делятся на сульфонатно-натриевые, гидрокарбонатно-натриевые, хлоридно-кальциевые и хлоридно-магниевые.
1.3. Совмещённый график давлений
Совмещённый график давлений строится для определения необходимого количества обсадных колонн и их глубин спуска с целью правильного выбора конструкции скважины и её безаварийной проводки. Конструкция скважины в части
надёжности, технологичности и безопасности должна обеспечивать [59]:
- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в
процессе эксплуатации за счёт выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;
- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов
эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других
методов повышения нефтеотдачи пластов;
- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах
строительства и эксплуатации скважины;
- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому
разрезу;
- условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и
охраны окружающей среды, в первую очередь за счёт прочности и долговечности
крепления скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а
также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг устья скважины.
График совмещённых давлений представляет собой зависимость градиентов
(эквивалентов) пластовых давлений и давлений гидроразрыва горных пород от глубины скважины (рис. 1.1). При этом оптимальное число обсадных колонн и глубины
установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и
устойчивости пород. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные
к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.
До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового
раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины. Для определения необходимой глубины спуска
кондуктора или промежуточной колонны для исключения гидроразрыва пород при
полном замещении бурового раствора флюидом необходимо построить график зависимости давлений от глубины скважины (рис. 1.2). При этом необходимо рассчитать
возникающие устьевые давления для каждой колонны из-под которой вскрывается
20
продуктивный пласт. При замене бурового раствора в скважине газожидкостной смесью или смесью воды, конденсата, нефти с буровым раствором устьевое давление
рассчитывается по формуле:
Ру  Рпл  см  g  Н ,
(1.20)
где Рпл – пластовое давление в проявляющем пласте на глубине Н, который вскрывается из-под данной обсадной колонны, Па;
ρсм – плотность смеси в скважине, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
Н – глубина проявляющего пласта, м.
При замене раствора в скважине газом устьевое давление определяется по
формуле:
Ру  Рпл  е S ,
(1.21)
S
0,03415  o  H
или S  104  о  Н ,
m  Tср
(1.22)
ρо – относительная плотность газа по воздуху;
m – коэффициент сжимаемости газа;
Тср – средняя температура в скважине:
(Тср = (Ту + Тз)/2 = 0,8 · Тз, т. к. Ту ≈ (0,55 ÷ 0,60) · Тз,
где Ту и Тз – температуры на устье и забое скважины соответственно), °С.
Для наших условий, представленных на рисунке 1.1, если принять, что плотность нефти равна 755 кг/м3, то устьевое давление будет равно:
Ру  22500000  755  9,8  1800  9, 2 МПа .
где
Как видно из графика 1.2 при замещении бурового раствора нефтью плотностью 755 кг/м3 на устье возникнет устьевое давление 9,2 МПа. При этом гидроразрыв
пласта произойдёт на глубине 1 300 м. В нашем случае перед вскрытием напорного
пласта спускается промежуточная колонна на глубину 1 500 м, предупреждая гидроразрыв пласта при проявлении.
Далее для правильного выбора конструкции скважины необходимо правильно
выбрать диаметры долот и обсадных колонн. Необходимая разность диаметров скважины и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин,
установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование [59].
Выбор диаметров обсадных колонн начинается с определения диаметра эксплуатационной колонны, который задается геологической службой предприятия исходя из ожидаемого вида скважинной продукции и её дебита (табл. 1.8).
Таблица 1.8 – Рекомендуемые диаметры эксплуатационной
в зависимости от ожидаемого вида флюида и его дебита
Нефтяные скважины
Суммарный дебит, м³/сут.
< 40
40-100
Диаметр эксплуатационной колонны, мм
114
127-140
Газовые скважины
Суммарный дебит жидкости, тыс. м³/сут. < 75
< 250
Диаметр эксплуатационной колонны, мм
114
21
114-146
колонны
100-150
140-146
150-300
168-178
> 300
178-194
< 500
< 1 000
< 5 000
146-168
168-219
219-273
Глубина,
м
100
200
300
400
500
600
СтратиЛитология
Осложнения
графия …………..
…………..
…………..
ММП
…………..
Q+K
---------------------------------- - - - - - -J3
- - - - - - - - Кавернообразование
-------------- - - - - - -…………..
J2
…………..
…………..
Частичные
…………..
…………..
поглощения
…………..
…………..
…………..
J1
Т3
700
800
22
900
…………..
…………..
…………..
…………..
Эквиваленты градиентов давлений
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
Конструкция
скважины
20
1,00
4,0
4,4
100
1,30
5,2
5,4
Частичные
поглощения
Р2
Р1
Кавернообразование
1,35
1,10
9,9
10,1
12,2
12,3
С3
1 300
С2
1 400
1 500
С1
1,12
…………..
…………..
…………..
…………..
…………..
…………..
…………..
…………..
D3
1,37
Частичные
поглощения
16,8
20,6
18,8
24,8
Интенсивное
кавернообразование
Нефтепроявления
1 500
1,25
1 700
1 800
1,1
Кавернообразование
- - - - - - - - Кавернообразование
-------------------…………..
…………..
…………..
…………..
Прихваты
…………..
…………..
…………..
Т1
1 100
1 600
1,0
Т2
1 000
1 200
Давление, МПа
пластовое гидроразрыва
22,5
29,7
Рисунок 1.1 – График совмещённых эквивалентов градиентов давлений
1,65
1 800
0
Пластовое давление, давление гидроразрыва, устьевое давление при нефтепроявлении, МПа
2
4
6
8 9,2 10
12
14
16
18
20
22
24
26
23
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1 000
1 100
1 200
1 300
1 400
1 500
1 600
1 700
1 800
28
30
28
30
Пластовое давление
Давление гидроразрыва
Устьевое давление
1 300
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
Пластовое давление, давление гидроразрыва, устьевое давление при нефтепроявлении, МПа
Рисунок 1.2 – График зависимости давлений от глубины скважины для определения минимально необходимой глубины спуска
промежуточной колонны
После выбора диаметра эксплуатационной колонны рассчитывают необходимый диаметр долота по формуле:
Dд  Dм  н ,
(1.23)
где Dм – наружный диаметр муфт обсадной колонны, мм;
δн – минимально допустимая разность диаметров между стенками скважины и
муфтами обсадной колонны, мм.
Затем рассчитывается диаметр предыдущей обсадной колонны по формуле:
(1.24)
Dок  Dд  2  в  2  t ,
где δв – радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью колонны,
через которую оно должно проходить при бурении скважины (δв = 3 ÷ 5 мм).
Минимально допустимая разность диаметров между стенками скважины и
муфтами обсадной колонны (δн) представлена в таблице 1.9. Отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте.
Расчёты продолжаются до выбора диаметров направления и долота. Для
наглядности рассчитаем диаметры обсадных колонн и долот для нашего случая.
Пусть ожидаемый дебит скважины составляет 250 м3/сут., тогда согласно таблице 1.8
выбираем диаметр эксплуатационной колонны 168 мм. Для принятого диаметра эксплуатационной колонны рассчитаем по формуле (1.23) диаметр долота:
Dэд  188  25  213 (мм) .
Выбираем по справочнику [3] ближайший диаметр долота, равный 215,9 мм.
Таблица 1.9 – Минимально допустимая разность диаметров между стенками
скважины и муфтами обсадной колонны
Номинальный диаметр обсадных
колонн, мм
Разность диаметров (δн), мм
114-127
140-146
168-245
273-299
324-426
15
20
25
35
39-45
Рассчитываем диаметр промежуточной колонны по формуле (1.24):
Dпк  215,9  2  4  2  10  243,9 (мм) .
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр обсадной колонны, равный 244,5 мм.
Для принятого диаметра промежуточной колонны рассчитаем по формуле
(1.23) диаметр долота:
Dпд  270  25  295 (мм) .
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр долота, равный 295,3 мм.
Рассчитываем диаметр кондуктора по формуле (1.24):
Dк  295,3  2  4  2  10  323,3 (мм) .
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр обсадной колонны, равный 323,9 мм.
Для принятого диаметра кондуктора рассчитаем по формуле (1.23) диаметр долота:
Dкд  351  39  390 (мм) .
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр долота, равный
393,7 мм.
Рассчитываем диаметр направления по формуле (1.24):
Dн  393,7  2  4  2  10  421,7 (мм) .
24
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр обсадной колонны, равный 426 мм.
Для принятого диаметра направления рассчитаем по формуле (1.23) диаметр
долота:
Dнд  451  39  490 (мм) .
Выбираем по справочнику [36] ближайший диаметр долота, равный 490 мм.
Результаты расчётов диаметров долот и обсадных колонн, а также глубины их
спуска, то есть конструкция скважины для нашего случая представлена в таблице 1.10.
Таблица 1.10 – Конструкция скважины
Глубина
спуска, м
Диаметр
колонны, мм
Диаметр
долота, мм
Направление
20
426
490
Кондуктор
100
323,9
393,7
Промежуточная
1 500
244,5
295,3
Эксплуатационная
1 800
168
215,9
Название колонны
Назначение колонны
Для предотвращения размыва устья
и обвязки ствола скважины с циркуляционной системой БУ.
Для перекрытия ММП, залегающих
в интервале 0-50 м.
Для перекрытия всех зон поглощения
в отложениях юры, триаса и перми,
прихватоопасной зоны в перми
и неустойчивых пород. Для перекрытия зоны возможного гидроразрыва
на глубине 1 300 м при проявлении и
установки ПВО.
Для обеспечения условий эксплуатации продуктивного горизонта.
1.4. Характеристика горных пород
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПНГП) расположена на северо-востоке Европейской части России. В разрезе осадочных пород ТПНГП выделяется 7 нефтегазовых комплексов (НГК) [73]: среднекембрийско-нижнеордовикский,
среднеордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-нижнефранский, среднефранскотурнейский, нижне-средневизейский, верхневизейско-нижнепермский, нижнепермско-триасовый.
Среднекембрийско-нижнеордовикский НГК представлен песчаниками серыми,
мелко-среднезернистыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями гравелитов и тёмносерых и красноцветных аргиллитов. Мощность комплекса составляет около 400 м.
Пористость песчано-алевритовых коллекторов комплекса составляет 7-9%, проницаемость – до 10 мД. Признаки газоносности установлены на Западно-Вуктыльском месторождении.
Среднеордовикско-нижнедевонский НГК имеет повсеместное распространение в
провинции и представлен шельфовыми, преимущественно органогенными карбонатными отложениями. Разрезы с мощностью более 3 500 м располагаются на северо-востоке
ТПНГП. Карбонатные коллектора комплекса приурочены к нижнесилурийским и нижнедевонским отложениям и имеют пористость 8-12% и проницаемость 40-70 мД. Признаки газонефтеносности установлены на Вуктыльском, Верхнелайском и Лайском
газоконденсатных месторождениях, Командиршорской, Южно-Степковожеской, Хоседаю-Неруюской и Усино-Кушшорской площадях.
25
Среднедевонско-нижнефранский НГК представлен чередующимися тёмносерыми аргиллитами и светло-серыми песчано-алевритовыми породами кварцевополевошпатового состава. Промышленный приток конденсатного углеводородного
газа зафиксирован в старооскольских песчаниках среднего девона на Вуктыльском
месторождении. Кроме этого, выявлены многочисленные залежи нефти и газа на
Верхнелайском, Печорогородском, Печорокожвинском, Усинском и Кыртаельском
месторождениях.
Среднефранско-турнейский НГК сложен преимущественно карбонатными органогенными породами. В разрезе доминируют рифогенные природные резервуары и ловушки общей мощностью от 50 до 400 м. Средняя пористость рифогенных известняков
составляет от 12 до 25% при проницаемости от 100 до 400 мД, в отдельных случаях до
1 Дарси. Признаки газонефтеносности установлены на Западно-Тэбукском, ЮжноТэбукском, Низевом, Верхнегрубешорском и Баганском месторождениях.
Нижне-средневизейский НГК представлен терригенными породами. Общая
мощность комплекса составляет от 50 до 400 м. Пористость пород составляет до 22%
при проницаемости до 350-400 мД. Промышленные скопления углеводородов выявлены на Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении.
Верхневизейско-нижнепермский НГК сложен преимущественно карбонатными
породами (известняк и доломит). Мощность комплекса колеблется от 1 000 до
2 000 м. Пористость карбонатных коллекторов составляет в среднем 15-20% при проницаемости от 40 до 800 мД. Крупные залежи нефти и газа комплекса выявлены на
Лаявожском, Шапкинском, Южно-Шапкинском и Коровинском месторождениях,
Козлаюсской, Интинской, Романьельской и Падимейской площадях.
Нижнепермско-триасовый
НГК
сложен
терригенными
карбонатнотерригенными породами общей мощностью до 2 500 м. Наибольшее распространение
имеют песчано-алевритовые коллектора с пористостью 10-25% и проницаемостью
100-500 мД. Интенсивные проявления нефти и газа отмечены на Лаявожском, Варандейском, Василковском, Кумжинском и Коровинском месторождениях.
Разрезы площадей и месторождений ТПНГП по условиям бурения и залегаемым породам можно разделить на 7 пачек равной буримости [42]:
1. Четвертичные, юрские и триасовые отложения, представленные не сцементированными, рыхлыми, мягкими породами (песок, глина).
2. Пермские, верхне- и среднекаменноугольные отложения, представленные мягко-средними и средними по твёрдости породами (глина, песчаник, алевролиты).
3. Нижнекаменноугольные и верхнедевонские отложения, представленные
средне-твёрдыми карбонатными и сульфатными породами с редкими прослоями
терригенных.
4. Доманиковый горизонт верхнедевонских отложений, представленный твёрдыми карбонатными породами.
5. Кыновский и саргаевский горизонты верхнедевонских отложений, представленные средними по твёрдости глинистыми породами с прослоями известняков.
6. Среднедевонские отложения, представленные средне-твёрдыми и твёрдыми
песчаниками.
7. Нижнедевонские и силурийские отложения, представленные среднетвёрдыми карбонатными породами.
26
В расчленении разреза на пачки равной буримости использовались результаты
бурения 16 площадей ТПНГП (Рогозинская, Сандивейская, Чедтыйская, Мастеръельская, Возейская, Верхне-Возейская, Восточно-Возейская, Харьягинская, СреднеХарьягинская,
Восточно-Харьягинская,
Ошская,
Леккерская,
СевероКомандиршорская, Северо-Усинская, Северо-Хаяхинская, Северо-Мастеръельская),
т. е. более 50 скважин Усинского района и Ненецкого автономного округа. Бурение
осуществляло АООТ «Усинскгеонефть» (ранее Усинская НГРЭ) в период с 1980 по
1997 гг. Расчленение разреза на пачки равной буримости осуществлялось с использованием стандартных методов математической статистики. Во всех статистических
расчётах уровень значимости выбран 0,05.
27
2. ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
2.1. Причины, классификация и признаки поглощения
Поглощение – это потеря некоторого объёма бурового или тампонажного растворов вследствие их фильтрации из ствола скважины в пласт. Поглощение является
одним из наиболее распространённых видов осложнений.
Поглощающие пласты обычно представлены несвязными, мелкопористыми,
пористыми (песчаными и крупнообломочными), закарстованными и трещиноватыми
породами. Наиболее интенсивные поглощения отмечаются чаще всего в крупнообломочных, закарстованных и трещиноватых горных породах. Глубина залегания несвязных и кавернозных пород обычно не превышает 300 м, трещиноватые же породы
встречаются на любой глубине. С ростом глубины залегания пород раскрытие и густота трещин обычно снижается. С увеличением мощности пласта расстояние между
трещинами растёт. При увеличении прочности пород густота трещин уменьшается.
В районах с растворимыми породами (карбонатные, сульфатные, хлориды)
возможно вскрытие каверн, пещер, а также провалы бурильного инструмента, что
связано с карстами. Закарстованность пород обычно затухает с глубиной. Очень часто
поглощения встречаются в зонах с АНПД.
Таким образом, поглощение и его интенсивность зависят от пористости и
проницаемости пласта. При этом различают открытую (естественную) и закрытую
пористость.
Открытая пористость обусловлена естественными горно-геологическими условиями. При этом поглощение жидкости происходит при следующем условии:
Рпл. < Рг.ст. + Рг.д. < Рг.р.,
(2.1)
где Рпл. – пластовое давление, Па;
Рг.ст. – гидростатическое давление, Па;
Рг.д. – гидродинамическое давление, Па;
Рг.р. – давление гидроразрыва, Па.
Горное давление можно определить по формуле (1.12), пластовое – (1.13), гидроразрыва – (1.16).
Закрытая пористость обусловлена гидроразрывом пласта и формированием
трещин искусственным способом в результате увеличения гидродинамического давления в скважине, то есть по причинам, обусловленным деятельностью человека. При
этом поглощение происходит при следующем условии:
Рг.ст. + Рг.д. > Рг.р..
(2.2)
Гидродинамическое давление зависит от вида выполняемых технологических
операций:
1) при запуске бурового насоса без применения дроссельно-запорного устройства:
Рг.д. = Рпуск. =
4 Н
.
D  dт
(2.3)
2) при спуске бурильной или обсадной колонны:
Рг .д.  РСПО 
4    Н V
.
1


2
r  1  R   ln  1  R  
R


28
(2.4)
3) при течении жидкости по затрубному пространству:
Рг.д. = Рк.п.,
(2.5)
где θ – статическое напряжение сдвига, Па;
Н – глубина поглощающего пласта, м;
D – диаметр скважины, м;
dт – наружный диаметр труб, м;
μ – динамическая вязкость, Па · с;
V – скорость спуска колонны, м/с;
r – радиус скважины, м;
R – отношение диаметра труб к диаметру скважины в зоне поглощения (R = dт/D);
Рпуск. – пусковое давление бурового насоса, МПа;
Рспо – давление, возникающее при спуске инструмента в скважину, МПа;
Рк.п. – потери давления в кольцевом пространстве, определяемые по известным
формулам гидравлики, МПа.
По интенсивности поглощения разделяются на частичные (без потери циркуляции), полные (циркуляция отсутствует, но уровень бурового раствора находится у
устья скважины) и катастрофические (со значительным падением уровня бурового
раствора в скважине ниже устья).
В настоящее время нет единой и общепризнанной классификации интервалов поглощений, которая могла бы стать общей базой для выбора рациональных способов и
средств ликвидации поглощений. Существующие же на сегодняшний день классификации поглощений основываются на опыте проводки скважин на площадях и месторождениях, расположенных в различных районах бурения. Например, в таблицах 2.1-2.3
представлены некоторые из существующих классификаций поглощений и рекомендуемые мероприятия по их профилактике и ликвидации.
Таблица 2.1 – Классификация поглощающих горизонтов по УфНИИ
Коэффициент удельной
установившейся продуктивности (удельное
поглощение) q1, л/(с·м2)
при Δр – 1 кгс/см2
≤ 0,3
0,3-1,0
1-5
5-10
> 10
Объём
смеси на 1 м2
начальной
Способ ликвидации поглощения
поверхности
фильтрации,
л/м2
Переход на глинистый раствор.
Заливка зоны поглощения цементным, гипсовым
50-100
раствором.
Заливка зоны поглощения гипсовым, цементным
100-500
раствором максимально возможной консистенции.
Заливка зоны поглощения густыми облегчённы100-1 000
ми перлит-гипсовыми, перлит-цементными смесями с волокнистыми наполнителями типа
кордного волокна.
То же
> 1 000
29
Группа
поглощения
Таблица 2.2 – Классификация поглощений, методы профилактики и ликвидации
поглощений промывочной жидкости (Б. Б. Кудряшов, А. М. Яковлев)
Поглощение
удельные
потери
% от подачи
раствора,
насоса
м3/ч
1
< 0,1
Умеренное < 5
2
0,1-0,2
Частичное 5-30
3
0,2-0,3
Среднее 30-60
4
0,3-0,4
Полное 60-100
> 0,4
Полное
и катастрофическое > 100
5
Мероприятия
Замена воды глинистым раствором, закачивание воды
(раствора) в скважину до восстановления циркуляции.
Регулирование свойств раствора (снижение плотности,
повышение динамической вязкости, увеличение водоотдачи); ограничение скорости спуска бурового инструмента, плавное восстановление циркуляции после
остановки промывки; ограничение предельного СНС;
применение растворов с недиспергированной твёрдой
фазой, отверждаемых растворов; аэрация растворов,
применение сжатого воздуха, пен.
Применение растворов с повышенными структурными
свойствами, высокой водоотдачей, недиспергированной твёрдой фазой, аэрированных с наполнителями;
задавливание СБС; применение сжатого воздуха, пен,
эжекторных и эрлифтных снарядов.
Применение растворов с наполнителями, закачивание
гипсовых и цементно-гипсовых растворов, использование различных паст, БСС, затирка БСС в стенки
скважины.
Задавливание различных паст, БСС с наполнителями и
без них; тампонирование, задавливание и затирка смесей различных вяжущих материалов, доставляемых в
зону поглощения в разрушаемых капсулах; смолизация; битумизация, торпедирование; замораживание;
намывание песка; установка в скважине специальных
эластичных оболочек (сетчатых или тканевых) с последующим цементированием; установка труб «впотай», обход осложнённой зоны новым стволом
скважины; бурение скважины без выхода промывочной жидкости на поверхность и др.
Основными признаками поглощения являются:
1. Уменьшение объёма бурового раствора в приёмных ёмкостях при бурении.
2. Расход вытекающего на устье бурового раствора меньше закачиваемого в
скважину.
3. Увеличение скорости бурения (обусловлено снижением Рг.ст в скважине при
падении уровня раствора).
4. Провалы инструмента при бурении (обусловлено закарстованностью пород,
наличием трещин и пещер).
5. Снижение уровня бурового раствора в скважине в «покое».
6. Снижение давления в скважине за счёт снижения гидравлических сопротивлений в затрубье.
30
Таблица 2.3 – Классификация зон поглощения по ТатНИИ
Категория
скважин
Удельное
поглощение,
м3 / ч
м
1
≤1
2
1-3
3
4
3-6
7-10
5
> 10
Расход
тампониРекомендации
Количество
рующего
по ликвидации поглощения
тампонажей
материала,
кг/м
Возможна замена промывки забоя
6-8
1
естественными суспензиями на про10-12
1-2
мывку буровым раствором удельного
28-35
Если после 3-4 завеса 1,12 ÷ 1,28 г/см3 без проведения
ливок
интенсивизоляционных работ.
ность поглощения
не снижается, то
Применять
быстросхватывающиеся
рекомендуется погипсоцементные,
полимергипсовые
глощающие пласты
смеси или раствор тампонажного цеперекрывать
обмента с добавлением 5 ÷ 8% хлористосадной колонной.
го кальция от веса цемента или другие
ускорители.
6-8
1
То же.
10-12
1-2
Снизить удельное поглощение до 3 ÷ 5
28-35
Если после 3-4 занамывом наполнителей в зону поглоливок
интенсивщения. Изоляция производится с устаность поглощения
новкой пакера над зоной поглощения
не снижается, то
на 30 ÷ 50 м. Применяются гипсоцерекомендуется поментные смеси (50% цемента и 50%
глощающие пласты
гипса с замедлителем сроков схватыперекрывать
обвания); полимергипсовые смеси; на
садной
колонной.
основе
полимерных
материалов;
смесь, состоящая из равных объёмов
гипана и минерализованного глинистого раствора (10 ÷ 15% СаСl2) с добавлением наполнителей; смеси на
основе тампонажного цемента с добавлением 6-8% хлористого кальция, а
также соляроцементобенто-нитовые и
солярогипсобентонитовые смеси.
Снизить интенсивность поглощения
до 5 ÷ 6 намывом наполнителей слюда-чешуйка, ветошь, кордное волокно,
опилки, песок и др. Целесообразно
применять при намыве одновременно
волокнистые, хлопьевидные и гранулярные наполнители, БСС.
В случае обнаружения поглощения необходимо определить его причину и место.
Буровой раствор может перетекать в трещины, образующиеся вследствие чрезмерных
давлений, создаваемых промывочной жидкостью, в естественные открытые трещины или
в большие полости, обладающие структурной прочностью. Значительный объём информации часто может дать анализ ситуации. Например, если поглощение происходит при
бурении в зоне с нормальным пластовым давлением без изменения плотности раствора,
наиболее вероятной его причиной является полость, которую только что вскрыло долото.
Если поглощение возникает во время спуска колонны, вполне можно допустить, что переходной импульс давления вызвал образование трещины.
31
Полезную информацию можно также получить в ходе наблюдения за уровнем
жидкости после остановки насоса. При перетоке раствора в каверны, пласты с высокой пористостью, расклиненные трещины и другие пустоты, уровень раствора в
кольцевом пространстве снижается до тех пор, пока гидростатическое давление не
станет равным пластовому. Представление о размере пустот можно получить путём
измерения скорости, с которой снижается уровень раствора. Эта скорость может быть
очень высокой (10 и более м/мин.). В этом случае определяют установившийся статический уровень и через бурильные трубы, спущенные к зоне поглощения, производят
кратковременные закачки раствора и замеряют динамический уровень. Если динамический уровень в скважине остается в пределах статического или превышение состаляет не более 5 м, поглощение сразу может быть отнесено к разряду
катастрофических. Если после отключения насоса уровень раствора в скважине не
снижается, то это означает, что поглощение вызвано незначительным повышением
забойного давления из-за гидродинамических потерь давления в кольцевом пространстве. Когда насосы останавливают, трещина смыкается и твёрдая фаза раствора перекрывает отверстия. Временные поглощения такого рода лучше всего устранять
регулированием свойств буровых растворов и режима промывки, а не применением
материалов для борьбы с поглощением.
При любой интенсивности поглощения, если уровень в скважине падает после
остановки насоса, в первую очередь необходимо определить плотность бурового раствора, при которой можно поддерживать циркуляцию.
Уменьшение плотности бурового раствора производят по следующей методике.
1. С низкой скоростью, регистрируя объём жидкости, закачать в кольцевое
пространство воду до заполнения скважины до устья.
2. Рассчитать высоту добавленного столба воды по формуле:
Нв 
Vв
,
Са
(2.6)
где
Нв – высота столба воды, м;
Vв – объём закачанной воды, м3;
Са – удельная вместимость затрубного пространства, м3/м.
3. Расчётная плотность бурового раствора, при которой может поддерживаться
циркуляция:
 Н в  1  1  
  1  
 2 ,
Нс
(2.7)
ρ – требуемая плотность бурового раствора, г/см3;
ρ1 – плотность используемого раствора, г/см3;
ρ2 – компенсирующая плотность, учитывающая дополнительный перепад давления на поглощающий пласт за счёт потерь давления в кольцевом пространстве при
циркуляции (0,02 ÷ 0,03), г/см3;
Нс – глубина скважины, м.
4. Приподнять долото до башмака обсадной колонны. Заполнить скважину раствором требуемой для циркуляции плотностью, удаляя из выходящего потока закачанную в затрубье воду.
5. После достижения циркуляции постепенно с промежуточными промывками
опустить колонну до забоя, выровнять параметры раствора и продолжить углубление
скважины. Если, несмотря на снижение плотности раствора, поглощение сохраняется,
то необходимо использовать наполнители и тампонажные смеси.
где
32
2.2. Предупреждение поглощений
Для предупреждения поглощения главным является правильный выбор плотности раствора, который осуществляется в соответствии с «Правилами безопасности
в нефтяной и газовой промышленности» [59]. При этом необходим тщательный контроль за плотностью, вязкостью и другими параметрами бурового раствора. К другим
важным средствам предупреждения поглощения относятся:
1) Контроль за фактической величиной пластового давления прямыми (испытатель пластов) и косвенными (геофизическими методами и по данным механического каротажа) методами.
2) Снижение скорости спуска инструмента до 0,6-0,8 м/c (1 свеча за 30-45 с.) и
проработки ствола скважины, особенно при подходе к поглощающему пласту.
3) Плавное восстановление циркуляции раствора, обязательное использование
при пуске насоса ДЗУ (Рпуск < Р г.р.).
4) Уменьшение подачи бурового раствора примерно до 8-10 л/с и переход на
роторный способ бурения для снижения гидравлических сопротивлений в скважине.
5) Недопущение образования сальников.
6) Использование БТ и КНБК минимально возможного диаметра и длины, исключение из КНБК центраторов, калибраторов, ШМУ.
7) Добавление в буровой раствор кольмататоров пласта и смазочных добавок перед вскрытием поглощающих пластов (наполнитель 2-3%, нефть, графит, Т-80 и др.).
8) Регулирование параметров буровых растворов и приведение их в соответствии с регламентом.
Таким образом, все средства по предупреждению поглощения направлены на
снижение гидродинамических давлений в скважине.
2.3. Исследование интервалов поглощения
Для качественной и полной изоляции или ликвидации зоны поглощения необходимо определить:
1) Местоположение пласта;
2) Интенсивность поглощения;
3) Размеры сечения каналов в пласте.
2.3.1. Определение местоположения интервала поглощения
Различают промыслово-геофизические и гидродинамические методы определения местоположения поглощающих пластов.
Промыслово-геофизические исследования
1) Электротермический: бурильную колонну без долота спускают выше интервала поглощения, закачивают раствор, прекращают закачку, через трубы спускают
электротермометр и делают запись температуры по стволу скважины. На верхней
границе интервала поглощения должен быть скачок температуры. Метод наиболее
эффективен, когда имеются значительный температурный градиент и большая интенсивность поглощения. Однако, данный метод не всегда позволяет определить чёткие
границы поглощающего пласта.
2) Резистивиметрический: измеряют удельное электрическое сопротивление
(УЭС) бурового раствора, затем спускают колонну БТ, закачивают порцию засоленной
воды (с минерализацией выше пластовой), снова замеряют удельное электрическое сопротивление через 15 мин. В интервале поглощения произойдёт изменение УЭС. Отличается простотой исполнения и даёт довольно чёткие границы интервала поглощения.
33
3) Стандартный электрический каротаж: замеряется кажущееся удельное сопротивление пород (КС) и естественный потенциал скважины (ПС). При обнаружении поглощающего пласта отмечается резкое изменение КС и ПС. Достаточно
простой метод и позволяет достаточно точно определить границы.
4) Радиоактивный каротаж: включает гаммо-каротаж (ГК) и нейтронный гаммо-каротаж (НГК). Поглощающий горизонт характеризуется пониженной гаммоактивностью. В целом надёжность ГК и НГК невелика.
5) Фотокаротаж: позволяет дополнительно определить форму и размер поглощающих каналов. Фотографирование осуществляется в сухих или заполненных чистой прозрачной водой скважинах, что является основным недостатком этого метода.
Кроме этого, очень дорогой метод.
6) Кавернометрия: используется как составная часть других методов исследований поглощающих горизонтов. Позволяет определить зону разрушенности зоны поглощающего пласта.
Гидродинамические методы исследования
Сущность заключается в измерении расхода потока жидкости, движущейся по
скважине. Прибор спускается в скважину, на верхней границе интервала поглощения
и вниз скорость уменьшается, а на нижней границе равна нулю. Расходомеры позволяют определить глубину залегания и мощность поглощающего горизонта, число поглощающих зон, характер их взаимодействия.
Технология расходометрии несложна, а затраты времени на её проведение невелики. На сегодняшний день разработан целый ряд расходомеров:
1) Расходомеры конструкции УфНИИ серии РГД (расходомеры глубинные дистанционные): РГД-3, РГД-4, РГД-5, РГД-6. Имеют сложную конструкцию, значительные диаметры и не приспособлены для работы в загрязнённых жидкостях.
2) Расходомер конструкции Тат НИИ РГД-36 с управляемым пакером. Малогабаритен, имеет достаточно высокую точность измерения. Однако, имеет сложную
конструкцию и не приспособлен для работы в загрязнённых средах.
3) Расходомеры конструкции ВНИИнефтепромгеофизика серий ДГД и РГТ-М.
Малогабаритны и удобны в эксплуатации.
4) Расходомер конструкции Западно-Сибирского геологического управления
РСТ-3СГУ. Используется в основном в разведочном бурении.
5) Расходомер конструкции Уральского геологического управления ТСР 34/70-ЭМ.
Используется в основном в разведочном бурении.
6) Расходомер конструкции Донбассантрацитовского управления ДАУ-3М. Используется в основном в разведочном бурении.
7) Зарубежные конструкции расходомеров выпускаются фирмами: «Хамбл»,
«Шлюмберже», «Нобель Ойл».
2.3.2. Интенсивность поглощения
Под интенсивностью поглощения понимается расход жидкости в пласт при
установившемся давлении (Q при Р).
Существует несколько способов исследования:
1. Способ прослеживания за изменением уровня жидкости (применяется при
Нст > 30м), где Нст – расстояние от устья до глубины статического уровня.
2. Способ исследования скважин способом установившихся нагнетаний.
Различают и другие методы исследования пластов (например с пакером):
34
1. Способ прослеживания за изменением уровня жидкости, который применяется при Нст  30 м (Нст. – расстояние от устья до глубины статического уровня раствора в скважине). Порядок проведения операций:
1) Поднимается бурильный инструмент и по истечении некоторого времени
дважды (с разрывом 15-20 мин.) определяют уровнемером положение Нст.
2) Спускают бурильные трубы на 5-10 м ниже Нст.
3) Через затрубное пространство с помощью бурового насоса скважина заполняется жидкостью.
4) В момент прекращения подачи жидкости включается секундомер и датчик
уровнемера спускается в трубы.
5) Замеры производятся через 5-10 м, причём фиксируется момент прохождения уровня через датчик, о чём сигнализирует в зависимости от конструкции
уровнемера либо лампочка, либо стрелка амперметра, либо снижение веса поплавка.
Замеры прекращаются при подходе уровня к Нст.
6) Результаты замеров записываются в таблицу 2.4.
Графы 1, 2 и 4 таблицы 2.4 заполняются в процессе проведения исследований.
Для построения индикаторной линии Q = f(P) определяются избыточное давление на пласт и соответствующий ему расход жидкости.
Избыточное давление на пласт определяется по формуле:
(2.8)
P =  · g · (Нст. – Но),
3
где  – плотность бурового раствора, кг/м ;
Но – расстояние от устья до середины замеряемого интервала падения уровня, м.
Расход жидкости определяется по формуле:
(2.9)
Q = 0,785 · Dскв.2 · hi/ti ,
где Dскв. – диаметр скважины в интервале нахождения уровня, м;
hi – снижение уровня за время ti, м.
В общем виде зависимость Q = f(P) представляется в следующем виде:
(2.10)
Q = k1 · P1/2 + k2 · P + k3 · P2,
где k1, k2, k3 – эмпирические коэффициенты.
Первое слагаемое уравнения (2.10) соответствует мелкопористым породам,
второе – среднепористым, третье – трещиновато-кавернозным.
Полученные значения заносятся в таблицу 2.4, на основании которой строится
индикаторная диаграмма Q = f(P) (рис. 2.1).
Таблица 2.4 – Данные к построению индикаторной диаграммы
Нст. = 120 м; Dскв. = 0,406 м;  = 1 200 кг/м3
Интервал
замера, м
от
до
50
60
60
70
70
80
80
90
90
100
100
110
110
120
Расстояние
от устья до середины
интервала Но, м
55
65
75
85
95
105
115
Время падения
уровня ti
мин-с
ч
15-30 0,258
17-45 0,296
19-00 0,317
21-00 0,350
25-30 0,425
35-00 0,583
50-30 0,842
35
Величина
снижения
уровня hi, м
10
10
10
10
10
10
10
Расход
жидкости
Q, м3/ч
5,02
4,37
4,08
3,70
3,04
2,22
1,54
Избыточное
давление
на пласт P, МПа
0,77
0,65
0,53
0,41
0,29
0,18
0,06
По форме кривой индикаторной диаграммы можно судить о типе пластов. Область 1 соответствует мелкопористым породам, 2 – среднепористым, 3 –трещиноватокавернозным (рис. 2.1).
Расход, куб.м/ч
8
3
6
2
4
1
2
0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
Избыточное давление, МПа
Рисунок 2.1 – Индикаторная диаграмма
2. Исследование скважин способом установившихся нагнетаний (Нст  30 м).
1) Определяется статический уровень.
2) Скважина доливается до устья и закрывается превентор.
3) В затрубное пространство закачивается буровой раствор с постоянной производительностью до получения установившегося давления.
4) Меняют производительность таким образом, чтобы давление изменилось в
1,5-2,0 раза.
5) Закачки повторяются не менее чем при 3-4 расходах насоса.
6) Результаты исследований заносятся в таблицу 2.5.
Таблица 2.5 – Результаты исследований
№ режима
Расход
жидкости, л/с
Давление
нагнетания Рн, МПа
Расход
жидкости, м3/ч
Избыточное
давление Р, МПа
Избыточное давление определяется по формуле:
Р = Рн –  · g · Нст.
(2.11)
2.4. Ликвидация поглощений
2.4.1. Снижение плотности бурового и тампонажного растворов
Снижение плотности бурового и тампонажного растворов способствует снижению гидростатического и гидродинамического давлений, а следовательно интенсивности поглощения. Однако, следует отметить, что к уменьшению плотности
промывочной жидкости следует относиться с особой осторожностью, особенно при
наличии в необсаженном стволе напорных пластов и неустойчивых пород. Снижение
плотности бурового раствора достигается насыщением его воздухом (аэрацией) или
разбавлением водой.
Аэрация раствора возможна двумя способами: компрессорный и бескомпрессорный. Первый способ предопределяет использование сжатого воздуха и его закачку
от компрессора через специальные устройства в нагнетательную линию насоса. Второй способ предопределяет необходимость обработки бурового раствора поверхностно-активными веществами (сульфонол, диталан), лигносульфонатами (ФХЛС, КССБ)
и другими вспенивающими реагентами.
36
Следует отметить, что к разбавлению раствора водой следует подходить с особой осторожностью, т. к. можно необратимо ухудшить качество раствора.
2.4.2. Применение наполнителей
Наполнители предназначены для закупоривания пор и трещин, по которым в
пласт перетекает жидкость. Действие наполнителя сводится к образованию в трещинах и порах пласта за счёт заклинивающего действия пробок (тампонов), которые с
течением времени разрастаются и в процессе фильтрации раствора под действием перепада давления уплотняются. В качестве наполнителей используют отходы промышленного производства: опилки, слюду, целлофан, резину, древесину, асфальт и
др. Наполнители разделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые (гранулированные), характеристика которых представлена в таблице 2.6.
Таблица 2.6 – Характеристика наполнителей
Наполнитель
Характеристика
закупоривающего
материала
Бумажные
волокна
Волокнистые
Целлофан
Пластинчатый
Сено
Волокнистые
Речной песок
Зернистый
Слюдачешуйка
Пластинчатый
Фракционный состав
Размер закупориваемых трещин,
мм
мм
%
Концентрация,
кг/м3
-
-
2
< 1,5
0,5-1
1-1,5
1,5-3
3-5
5-7
7-10
< 10
10-13
0,1-1
0,5-1
1-1,5
1,5-3
3-5
5-7
7-10
0,5-1
1-1,5
1,5-3
3-5
5-7
7-10
> 10
8
8
21
43
16
4
3,4
6
1
35
21
7
27
8
2
1
5
7
28
21
33
5
2,5
1,3
3,4
2,3
20-50
1,3
3
1,5-2
2,5-3
2,5
0,5
1-1,5
2
2
2
2
2
2,3
0,25
0,5
2
4
6
6
6
6
6
3
2,5-3
4
Опилки
древесные
Волокнистый
Перлит
Зернистый
0,5
6
Зернистый
0,5-1
1-1,5
1,5-3
3-5
5-7
1
27
25
45
1
2,5
3
Зернистый
3
10
3-5
<6
Зернистый
0,2
2
11-12
3-3,2
Резиновая
крошка
Губчатая
резина
Зернистый
известняк
37
Наполнитель
Характеристика
закупоривающего
материала
Зернистая
пластмасса
Кордовое
волокно
Шлам
буровой
Пакля
строительная
Керамзит
Фракционный состав
Размер закупориваемых трещин,
мм
мм
%
Концентрация,
кг/м3
Зернистый
0,2
2
5,5-6
5
Волокнистые
0,5-1
1-1,5
1,5-3
3-5
5-7
7-10
> 10
14
16
8
18
14
24
6
>6
5-6
Зернистый
0,2-1,0
2-5
-
6-8
Волокнистые
< 50
-
2
8-10
Зернистый
0,5
25
< 30
< 20-25
Считается, что максимальные размеры частиц наполнителя должны быть в два раза меньше раскрытия трещин. Однако, из-за разнообразия форм частиц наполнителя и
трещин такие рекомендации носят общий характер. Поэтому рекомендуется применять
сразу несколько типов наполнителей с различными размерами, так как это оказывает
наибольший эффект. Например, рекомендуется применять смесь гранулярных, волокнистых и чешуйчато-пластинчатых наполнителей в соотношении 1 : 1 : 1. Объёмная концентрация наполнителей в жидкости рекомендуется 15-20%. В качестве жидкости
намыва применяют глинистые растворы с фильтрацией более 40 см3/30 мин.
Технология намыва наполнителя в пласт осуществляется следующим образом.
Ввод наполнителей в буровой раствор осуществляется с помощью гидромешалки. Намыв
наполнителей производят через открытый конец бурильных труб или через бурильные
трубы с пакером (под давлением). Колонну бурильных труб спускают на 10-15 м выше
кровли поглощающего пласта и с помощью буровых насосов или цементировочных агрегатов начинают закачку наполнителя, который вымывают до появления циркуляции. После появления циркуляции намыв прекращается и бурильные трубы спускают на 10-15 м
ниже подошвы поглощающего пласта с восстановлением циркуляции для определения
результатов намыва. Если ликвидировать поглощение не удалось, то операции по намыву
повторяют с другими наполнителями. Если поглощение удалось ликвидировать, то целесообразно после закачки в пласт пачки раствора, приподнять инструмент и оставить скважину в покое на 4-8 часов. При промывке скважины раствором с наполнителем
оборудование очистки бурового раствора необходимо отключить.
При намыве наполнителей через бурильные трубы с пакером, последний устанавливается на 20-30 м выше кровли поглощающего пласта. После намыва пакер освобождается и производится его спуск с промывкой ниже подошвы поглощающего пласта на
10-15 м с целью определения возможного образования пробки из наполнителей. Затем
трубы поднимают и пакер устанавливают на прежнее место с последующим определением приемистости пласта (эффективности намыва наполнителей). Если приёмистость
пласта осталась без изменения, то намывают наполнитель большего размера.
При отсутствии сведений о размерах поглощающих каналов используют способ последовательного намыва отдельных фракций наполнителей. Если после закачки
3-5 т наполнителя снизить интенсивность поглощения не удалось, то дальнейшее
применение данного наполнителя нецелесообразно.
38
При полном поглощении применяют контейнерную доставку наполнителей или
тампоны типа «мягких пробок». Тампон представляет собой концентрированную тестообразную массу различных наполнителей, смешанных с глинистым или цементным раствором. Объём тампона должен быть не менее 20 м3.
Довольно эффективен способ намыва наполнителей на глинистом растворе с
флокулянтами и коагулянтами. В качестве коагулянта чаще всего используют хлорное железо, сернокислый алюминий, флокулянта – ПАА и другие акрилаты. Оптимальная добавка флокулянта составляет, как правило, 0,01-0,05% от общего объёма
раствора.
Рекомендуемые концентрации наполнителей в растворе должны составлять не
более 30 кг/м3 при роторном способе и не более 5 кг/м3 при турбинном.
Ввод наполнителей в тампонажные растворы осуществляется в сухой цемент в
цементировочно-смесительную машину через цементировочную воронку при затарке
или непосредственно в приёмный чан ЦА. Обычно концентрация составляет 3-6%,
иногда до 7-15%.
Намыв наполнителей обычно применяется при интенсивности поглощения менее 100 м3/ч перед закачкой цементных растворов. При этом удаётся перекрыть
наиболее крупные каналы поглощающего пласта. Поэтому очень часто в качестве
наполнителя используют песок.
Общая и товарная характеристика отдельных наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений представлена в приложении 2.
2.4.3. Установка силикатных ванн
Силикатные ванны применяются при поглощении с интенсивнистью до 40 м3/ч
и при наличии в поглощающих пластах вод, содержащих соли поливалентных металлов. Силикатная ванна готовится из товарного водорастворимого силиката (жидкое
стекло) или его водного раствора. Для борьбы с поглощениями в трещиноватых коллекторах добавляют ещё и глину, массовая доля которой составляет 5-10%.
2.4.4. Применение специальных методов бурения
а) бурение без выхода циркуляции на поверхность;
б) бурение на равновесии;
в) бурение с продувкой;
г) бурение с плавающим столбом бурового раствора;
д) бурение с применением двух растворов;
е) бурение с использованием полимеров;
ж) бурение с последовательной промывкой скважины нефтью и водой;
з) бурение с использованием буровых растворов с неконтролируемой фильтрацией.
Бурение без выхода циркуляции на поверхность – эффективно при достаточном
количестве воды на буровой для замены бурового раствора, поглощенного пластом.
Гидравлический режим промывки подбирается так, чтобы кусочки выбуренной породы достигали зоны поглощения и кольматировали её.
Бурение с плавающим столбом бурового раствора осуществляется водой с закачиванием в скважину через затрубье глинистого раствора. Применяется при достаточном запасе воды для приготовления раствора и отсутствии в разрезе напорных
пластов.
Бурение с применением двух растворов осуществляется на облегчённом растворе (на равновесии), а при СПО переходим на более утяжелённый раствор, чтобы
давление в скважине равнялось пластовому.
39
Неконтролируемая фильтрация обеспечивается коагуляционно-флокуляционными процессами, что приводит к снижению проницаемости фильтрационных
каналов за счёт осадконакопления. Например, при добавлении в буровой раствор гипана и его контакте с минерализованной пластовой водой, содержащей хлорид кальция, получается целлофан, а при контакте ГПАА – каучук. Полученные компоненты
рекомендуется использовать при малоинтенсивных поглощениях.
2.4.5. Применение различных тампонажных смесей
для установки мостов
Тампонажные смеси должны обладать рядом свойств:
а) удовлетворительной подвижностью на период транспортирования от дневной поверхности до зоны поглощения;
б) возможно меньшей плотностью;
в) способностью при растекании по трещинам зоны поглощения быстро загустевать и превращаться в практически непроницаемое твёрдое тело;
г) не растекаться далеко от скважины по кавернам и не разжижаться пластовой
водой.
В качестве тампонажных смесей применяются растворы на основе неорганических вяжущих, полимеров и на глинистой основе. Состав тампонажных смесей и расход реагентов и материалов на одну операцию представлен в таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Расход материалов при различных изоляционных работах
Вариант
ликвидации
поглощений
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Расход материалов на одну операцию
Наименование материала
Цемент
CaCl2
Цемент
ВОЛ
Цемент
ПАА (8%-ной концентрации)
Na2CO3
CaCl2
Цемент
Гипан (10%-ной концентрации)
CaCl2
Цемент
Глинопорошок
CaCl2
Цементный раствор (ρ = 1,35 – 1,45 г/см3)
Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3)
Дизтопливо
Глинопорошок
Цемент
Жидкое стекло (30%-ной концентрации)
Дизтопливо
Глинопорошок
ПАА (8%-ной концентрации)
NaOН или
Na2CO3
Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3)
40
Количество
20 т
0,75 т
17 т
0,85 т
20 т
0,5 т
0,12 т
1,0 т
20 т
0,2 т
1,0 т
15 т
5т
1т
10 м3
10 м3
3 м3
3,6 т
1,5 т
0,3 м3
3,5 м3
4,5 т
0,5 т
0,05 т
0,12 т
4,0 м3
Вариант
ликвидации
поглощений
10
11
12
13
14
Расход материалов на одну операцию
Наименование материала
КМЦ или
ОЭЦ
Т-80
NaOH
CuSO4
Вода
Гипан (10%-ной концентрации)
Глинистый раствор
CaCl2
Глинопорошок
Гипан (10%-ной концентрации)
Al2(SO4)3
CaCl2
Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3)
ПОЭ (1%-ной концентрации)
Глинистый раствор (ρ = 1,18 – 1,20 г/см3)
ПАА марки DMP (0,5%-ной концентрации)
Количество
0,2 т
0,1 т
0,2 м3
0,1 т
0,05 т
5 м3
4 м3
5 м3
1т
2т
6 м3
0,2 т
0,32 т
20 м3
2 м3
20 м3
4 м3
Тампонажные смеси на основе неорганических вяжущих (твердеющие)
1. Быстросхватывающие смеси (БСС). Для их приготовления применяют стандартный портландцемент и ускорители сроков схватывания (хлористый кальций,
кальцинированная сода, хлористый натрий, каустическая сода, жидкое стекло) в количестве 1-5%, что позволяет получать БСС с началом схватывания 1-2 часа. При
приготовлении БСС ускорители схватывания вводят в жидкость затворения.
2. Цементно-резиновый тампонажный раствор (ЦРТР). Обладает повышенной закупоривающей способностью за счёт расширяющихся свойств и повышенной адгезии к
породе. Приготавливается ЦРТР из тампонажного цемента и пенорезины путём смешивания сухих компонентов в смесителе в соотношении 95 : 5. В зависимости от водоцементного соотношения (0,6-0,8) получают тампонажный раствор плотностью 1 400-1 600 кг/м3.
Тампонажный камень обладает повышенной деформационной устойчивостью.
3. Полиакриламид-цементная паста (ПАЦП). Паста получается путём смешивания цементной суспензии, приготовленной на водном растворе ГПАА, и цементной
суспензии на основе водного раствора хлорида кальция. Начало загустевания пасты
1-3 часа, начало схватывания 2,5-3,5 часа. Для повышения закупоривающих свойств
состава рекомендуется добавлять в него до 1-2% бентонита или пенорезины (по весу
сухого цемента).
4. Гипано-цементная паста (ГЦП). Получается путём впрыскивания раствора гипана 10%-ной концентрации в цементную суспензию, приготовленную на чистой воде,
и смешиванием полученной смеси с цементной суспензией, приготовленной на водном
растворе хлорида кальция. Начало загустевания пасты 0,5-1,5 часа, начало схватывания
2,5-3,5 часа. Следует учитывать, что при введении гипана в цементную суспензию, содержащую более 2% хлорида кальция, могут возникнуть затруднения из-за образования в растворе резиноподобных полимерных сгустков полиакрилата кальция.
5. Гельцементные растворы приготавливаются из тампонажного цемента и
глинопорошка путём смешивания сухих компонентов в соотношении 4 : 1 или 3 : 1 с
последующим их затворением на воде, затворением цемента на глинистом растворе
или затворением цемента на воде с последующим смешением с глинистым раствором.
41
Для снижения сроков схватывания добавляют ускорители. Гельцементные растворы
имеют пониженную плотность и высокую скорость структурообразования.
6. Тампонажный раствор с высокой водоотдачей (ТРВВ). Обладает повышенной закупоривающей способностью за счёт увеличения степени дегидратации раствора при поступлении его в зону поглощения. ТРВВ приготавливается смешением
цементного раствора плотностью 1,35-1,45 г/см3 и бентонитового раствора плотностью 1,18-1,20 г/см3 в соотношении 1 : 2 или 1 : 1. ТРВВ имеет большую вязкость и
высокую водоотдачу, благодаря чему фильтрат перетекает в пласт, а проницаемая
прискважинная зона закупоривается цементными и глинистыми материалами и
наполнителями (пенорезина, целлофан). При приготовлении глинистого и цементного
растворов добавляются наполнители и хлористый кальций. Следом за ТРВВ с целью
получения прочного тампонажного камня приготавливают БСС, затворённую на водном растворе хлорида кальция.
7. Соляро-цементо-бентонитовая смесь (СЦБС). Приготавливается на основе дизельного топлива и имеет следующий состав: 1 000-1 200 кг глинопорошка,
300-500 кг цемента на 1 м3 дизельного топлива. При смешивании на забое СЦБС с
водой или глинистым раствором в соотношении от 1 : 0,5 до 1 : 1 образуется нерастекаемая тампонажная паста, имеющая высокую пластическую прочность. Для
сокращения сроков схватывания в СЦБС рекомендуется добавлять жидкое стекло
не менее 30%-ной концентрации в количестве до 10%. При прокачивании смесь
должна быть изолирована от продавочной жидкости буферными порциями (сверху и снизу) дизельного топлива не менее 1 м3 каждая.
Тампонажные пасты на глинистой и полимерной основе
Пасты на полимерной и глинистой основе представляют собой высоковязкие
тампоны (с растекаемостью менее 10 см), которые применяются для проведения
предварительных операций по изоляции зон интенсивных поглощений с последующей закачкой БСС или как самостоятельные изолирующие смеси при низкой интенсивности поглощения.
8. Соляро-бентонитовая смесь (СБС). Приготавливается следующим образом:
3
на 1 м дизтоплива (нефти) 1,2-1,5 т глинопорошка. При прокачивании смесь должна
быть изолирована от продавочной жидкости буферными порциями дизтоплива. При
вытеснении СБС из труб в заколонное пространство прокачивают глинистый раствор
в количестве 0,5-1,0 объёма смеси, в результате чего смесь быстро загустевает и через
15 минут приобретает пластическую прочность 40-60 кПа.
9. Вязкоупругая смесь (ВУС) на основе ПАА. Получается путём смешивания
2%-ного водного раствора ПАА предварительно гидролизованного каустической или
кальцинированной содой и глинистого раствора в соотношении 1 : 2. Перемешивание
компонентов осуществляется в течение 10-30 минут до получения однородной смеси.
10. ВУС на основе эфиров целлюлозы. Приготавливается следующим образом:
в мерник ЦА заливают расчётное количество воды и Т-80, а затем засыпают КМЦ или
ОЭЦ. Далее с помощью работы насоса ЦА «на себя» перемешивают смесь до полного
растворения КМЦ (ОЭЦ). Затем в приготовленный раствор добавляют водный раствор каустической соды и сульфата меди и опять перемешивают. Перемешивание
прекращается до момента резкого увеличения вязкости смеси.
11. Глинистая паста с гипаном. Паста получается путём смешивания глинистого раствора, приготовленного на 15-20% водном растворе хлорида кальция, с раствором гипана 10%-ной концентрации. На буровой приготовление осуществляется с
42
использованием двух ЦА. В ёмкости 1-го готовят 5-6 м3 глинистого раствора с наполнителями, в ёмкости 2-го заливают 4-6 м3 гипана. Компоненты смеси в равных объёмах одновременно закачивают в скважину через тройник.
12. ВУС на основе гипана. Получается путём смешивания солей геля алюминия
и товарного гипана в соотношении от 1 : 1 до 1 : 2. Смешивание компонентов осуществляется в нагнетательной линии при одновременной работе двух агрегатов.
13. ВУС на основе полиоксиэтилена (ПОЭ). Представляет собой пластиноподобную массу с пластической прочностью до 10 кПа. Приготовление ВУС осуществляется в одновременном закачивании в трубы через «стояк» буровым насосом
глинистого раствора с наполнителем и агрегатом 1%-ного водного раствора ПОЭ в
соотношении 10 : 1.
14. ВУС на основе японского ПАА марки DMP или DK-drill. Получается при
одновременной подаче в трубы буровым насосом глинистого раствора через «стояк»
и ЦА 0,5-1,0%-ного раствора ПАА в соотношении 5 : 1 или 10 : 1 в зависимости от
качества глинистого раствора и ПАА.
Эффективность изоляции улучшается, если в тампонажный раствор вводить
некоторое количество наполнителей (опилки, скорлупа, резина и др.).
Общая и товарная характеристика наполнителей и тампонажных смесей представлена в приложении 2.
Изоляция поглощающих пластов
При планировании изоляционных работ рассчитывается объём смеси, определяют её состав и свойства, определяют способ доставки смеси к зоне поглощения,
глубину спуска бурильных труб, место установки пакера, проводят расчёт параметров
процесса изоляции и намечают мероприятия по безаварийному проведению изоляционных работ. Изоляционные работы в поглощающей скважине целесообразно начинать по мере вскрытия поглощающего пласта и углубления скважины ниже интервала
поглощения на 5-10 м.
В случае вскрытия нескольких зон поглощения и при наличии межпластовых
перетоков или газоводонефтепроявлений во избежание осложнения изоляционных
работ тампонирование рекомендуется производить снизу с разобщением изолируемой
зоны с помощью пакера.
Перед проведением изоляционных работ выбранная рецептура тампонажной
смеси испытывается в лаборатории при соответствующей температуре. При этом
определяется прочность смеси, растекаемость, сроки схватывания и загустевание по
консистометру в течение заданного времени. До начала работ уточняют пластовое
давление изолируемого пласта.
Буровой раствор, используемый для продавливания, должен быть стабилизирован и перемешан. Плотность его должна равняться плотности бурового раствора в
скважине или не превышать её на 0,02 г/см3.
Перед тампонажной смесью и после неё закачивают буферную жидкость (2-3 м3).
В случае необходимости, перед задавливанием в пласт тампонажную смесь выдерживают в стволе скважины или в бурильных трубах. Одновременно на поверхности контролируют пластическую прочность пробы смеси.
Количество тампонажной смеси, необходимой для изоляции зоны поглощения,
зависит от диаметра скважины, интенсивности поглощения, мощности поглощающего пласта. Обычно количество смеси принимается равным пятикратному объёму
ствола скважины в интервале поглощающего пласта.
43
В случае, если цементный мост отсутствует или оказался ниже кровли поглощающего горизонта, то заливку повторяют с увеличением объёма тампонажной смеси
на 30-50%.
При продавливании тампонажной смеси регистрируется давление по показаниям манометра цементировочного агрегата. По значению давления в конце продавливания оценивают результат изоляционных работ. Если давление в конце
продавливания смеси не выше 1,5-2,0 МПа, то интенсивность поглощения, как правило, сохраняется в тех же пределах, что и до проведения изоляционных работ, если
давление составляет 2,5-3,0 МПа, то после разбуривания цементного моста интенсивность поглощения уменьшается на 20-40%, а при давлении 3,5-4,0 МПа – на 80-90%.
В тех случаях, когда давление в конце продавливания смеси выше 5 МПа, поглощение после разбуривания цементного моста, как правило, не наблюдается.
Способы закачки тампонажных смесей
Доставка тампонажной смеси по бурильным трубам
При доставке тампонажной смеси до зоны поглощения по бурильным трубам
наименьшее разбавление её жидкостью в скважине достигается при установке бурильных
труб ниже зоны поглощения. В этом случае расчёт продавочной жидкости сводится к
уравновешиванию затрубного давления с давлением в трубах. Если в процессе цементирования наблюдается выход бурового раствора, то это свидетельствует о том, что часть
смеси поднялась в заколонное пространство. Тогда количество продавочной жидкости
определяют с учётом равенства уровней смеси в бурильных трубах и в заколонном пространстве. Количество поступившей в заколонное пространство смеси определяют по объёму бурового раствора, вышедшего в период циркуляции.
Тампонажную смесь закачивают в скважину и задавливают в пласт в несколько
приемов. Объём первой порции продавочной жидкости рассчитывается из условия,
чтобы 1/3 тампонажной смеси вошла в поглощающий пласт.
После закачивания первой порции продавочной жидкости определяют установившийся уровень.
Наличие избыточного давления после задавливания 1/3 части тампонажной
смеси показывает, что смесь подобрана правильно.
Если избыточное давление (∆Р) отсутствует, то необходимо выдержать тампонажную смесь в стволе или бурильных трубах, в зависимости от места нахождения
инструмента. Продолжительность остановки зависит от скорости изменения пластической прочности смеси, контролируемой по пробе. Если ∆Р = 0,1 – 0,5 МПа, то в зависимости от типа смеси её выдерживают в стволе от 5 до 30 мин., а затем
задавливают в пласт, оставляя мост высотой 20-30 м над кровлей зоны поглощения.
Если ∆Р = 0,5 МПа, то остановку делать не рекомендуется и смесь сразу же задавливают в пласт из расчета получения 20-30 м цементного моста.
Изоляция зон поглощения с сохранением равенства давления
в системе «скважина-пласт» (РДСП)
При выполнении изоляционных работ по способу РДСП перемешивание тампонирующей смеси с жидкостью затрубного пространства не происходит, а столб
смеси в скважине и в пласте остаётся в состоянии равновесия. Достигается это предварительным снижением давления столба жидкости в затрубном пространстве ниже
пластового на величину (∆Ру), равной разности давлений столба тампонирующей
смеси и бурового раствора от открытого конца бурильных труб до подошвы зоны поглощения (в интервале замещения бурового раствора тампонирующей смесью).
44
Весь процесс изоляционных работ делится на пять этапов:
1. Закачка в затрубное пространство облегчённой жидкости (вода, нефть или
нефтепродукты) до появления статического уровня на устье и после закрытия превентора – до появления на устье расчётного давления (∆Ру).
2. Закачка в скважину тампонирующей смеси через бурильные трубы при закрытых выкидах превенторов до подхода её к открытому концу бурильных труб.
3. Заполнение тампонирующей смесью ствола скважины от открытого конца
бурильных труб до подошвы зоны поглощения.
4. Закачка тампонирующей смеси в поглощающий пласт до выдавливания из
бурильных труб всего объёма смеси.
5. Восстановление пластового давления после окончания продавки, подготовка к подъёму бурильных труб.
После окончания продавки тампонирующей смеси и восстановления пластового давления открывают превентор и поднимают бурильные трубы с непрерывным доливом скважины буровым раствором.
Изоляция зон поглощения вихревыми устройствами
Вихревые устройства позволяют качественно изолировать зоны поглощения с
использование эффектов закрученных потоков. Закрутка потока тампонажной смеси
осуществляется благодаря тангенциальным каналам, имеющимся в корпусе устройства, по которым жидкая смесь поступает в кольцевое пространство. При интенсивном вращении под воздействием центробежной силы происходит сгущение
(снижение водоцементного отношения) тампонажной смеси в периферийной области
кольцевого пространства. Устройство, формируя вращающий поток жидкости, создаёт дополнительное избыточное давление на стенки скважины, что способствует
фронтальному и более равномерному поступлению смеси в поглощающий пласт, а
также более эффективному замещению бурового раствора цементом.
Технология установки мостов с помощью вихревых устройств следующая:
1. Наворачивают устройство к бурильной трубе с закреплением его машинными ключами.
2. Опускают устройство на 1 м ниже подошвы поглощающего пласта.
3. Обвязывают устье скважины с цементировочными агрегатами и смесителями.
4. Производят закачку тампонирующей смеси до подхода её к устройству на
1-2 скорости. Далее закачку ведут на максимально возможной скорости (4-5) с расходом 10-15 л/с.
5. Тампонажную смесь закачивают в пласт в несколько приёмов. Если после
закачки 1/3-1/4 части тампонажной смеси избыточное давление 0,5 МПа и больше,
дальнейшую продавку тампонажной смеси ведут с одновременным расхаживанием
бурильного инструмента в зоне поглощения на 1 скорости.
6. В случае появления циркуляции инструмент приподнимают выше зоны поглощения на максимально возможную высоту (определяемую ходом инструмента),
закрывают превентор и задавливают тампонажную смесь в пласт под давлением.
7. После окончания продавки устройство оставляют в скважине без движения
на 10-15 мин. В последующем устье скважины разгерметизируется, а инструмент
поднимают на 200-300 м с последующей промывкой.
8. Степень изоляции поглощающего горизонта проверяют путём опрессовки
ствола скважины давлением 1-3 МПа. Если давление в течение 3-5 минут не изменяется, то изоляция прошла успешно. В противном случае, устройство спускается до
кровли поглощающего пласта и заливку повторяют.
45
На сегодняшний день разработано достаточно большое количество разнообразных конструкций вихревых устройств (разработки специалистов ВНИИБТ, Уфимского университета и др.). Для примера, на рисунке 2.2 представлен вихревой
переводник, разработанный на кафедре бурения УГТУ А. С. Фоминым, который позволяет улучшить качество установки цементного моста. Вихревой переводник используется для достижения высокого замещения гелеобразной смеси промывочной
жидкости и шлама цементным раствором, а также равномерного проникновения в
пласт (каверны) тампонажной смеси и сцепления цементного камня с породой. Вихревой переводник представляет собой устройство с тангенциально выходящими отверстиями (рис. 2.2) прямоугольного сечения, создающее вращательно-вихревое
движение.
Рисунок 2.2 – Устройство вихревого переводника
Установка мостов
В случае установки моста без опоры на забой успех операции снижается по понятным причинам, кроме того необходимо обеспечить не только герметичность, но и
его несущую способность, которая зависит от его высоты, состояния стенок скважины. Высота цементного моста определяется с учётом удельной несущей способности
[м] и градиента давления прорыва флюида [Рм]. Ориентировочные значения м и
Рм даны в таблице 2.8.
Определение расчётных параметров:
Минимальная высота моста Нм  Р/Рм,
где Р – максимальное давление на мост.
Для обеспечения сопротивления сдвигу моста, не имеющего опоры:
Нм 
где
Qм
,
  Dс   м
Qм – осевая нагрузка на мост или сила от перепада давления, кН;
Dс – диаметр скважины, м.
46
(2.12)
Скорость подъёма и спуска бурильной колонны:

Нм Q
,
Vзак
(2.13)
Q – производительность цементировочных агрегатов, м3/с;
Vзак – необходимый объём продавки продавочной жидкости в процессе перемещения колонны, м3.
Необходимый объём цементного раствора: Vц = Vскв + Vкп + 0,025·Vт.
Необходимый объём буферной жидкости: Vбж = Vскв + 2·Vкп + 0,02·Vт.
Объём буферной жидкости:
Vпр = 0,98·Vт,
где Vкп – объём кольцевого пространства в интервале установки моста;
Vскв – объём скважины в интервале установки моста, м3;
Vт – внутренний объём бурильных труб, м3.
Для предупреждения перетока жидкости в период наращивания в компоновку
бурильной колонны включается обратный клапан.
где
Таблица 2.8 – Ориентировочные значения м и Рм
Условия и способ установки моста
Рм, МПа/м
В обсаженной скважине:
с применением буферных жидкостей
2,0
без скребков и буферных жидкостей
1,0
В необсаженной скважине:
с применением буферных жидкостей
1,0
без скребков и буферных жидкостей
0,5
м, МПа
0,5
0,05
0,05
0,01
Для лучшего удержания тампонажных растворов в крупных трещинах и кавернах, используют специальные перекрыватели или оболочки, которые также можно
использовать самостоятельно.
Устройство с сеткой (капроновой, нейлоновой, металлической) разработано во
ВНИИБТ. Бурильные трубы с башмаком, к которому крепится сетка спускают в
скважину на забой. Промывают скважину, бросают шар в трубы, который срезает
шпильки и разъединяет башмак и БТ. БТ поднимают с одновременной закачкой цементного раствора, который прижимает сетку к стенкам скважины и качество перекрытия интервала поглощения повышается.
Основными недостатками установки цементных мостов являются:
1) Сроки (приготовление раствора, закачка, ОЗЦ).
2) Растекаемость тампонажной смеси в пласте под действием сил гравитации.
2.4.6. Применение перекрывателей
Перекрыватель – гофрированные обсадные трубы. Спускаются в скважину и расширяются или давлением, или взрывом до плотного прилегания к стенкам скважины. Разгрузкой инструмента на 150-200 кН проверяют надёжность закрепления перекрывателя на
стенках скважины. После отсоединения и подъёма БТ спускают развальцеватель, с помощью которого расширяют трубы в резьбовых соединениях. Поперечное сечение в виде
«восьмёрки» наиболее рациональное. Разработчик – ТатНИПИнефть.
47
2.4.7. Замораживание зон поглощения
Сущность метода заключается в подаче в скважину хладагента, например жидкого азота, который замораживает стенки скважины на определённую глубину, образуя вокруг ствола непроницаемый водогрунтовый цилиндр. Если время оттаивания
ледогрунтового цилиндра окажется недостаточным для углубления или крепления
скважины, то можно многократно замораживать одну и ту же зону поглощения.
Транспортировать хладагент до зоны поглощения можно с помощью специальных
устройств.
2.4.8. Изоляция поглощения взрывом
Для борьбы с поглощениями в кавернозных и трещиноватых пластах взрывают
торпеды. Величина заряда взрывчатого вещества и размер торпеды определяются интенсивностью поглощения и мощностью пласта. При взрыве происходит смыкание
трещин вследствие бокового скола, уплотнения пород и закупоривания трещин разрушенной породой. Взрыв в тампонирующей среде в зоне поглощения приводит к
ещё большей эффективности изоляционных работ и повышает закупоривающие свойства смесей.
2.5. Опыт борьбы с поглощениями на площадях ТПНГП
Воргамусюрская и Войская площади
Воргамусюрская площадь находится на территории Интинского района. В тектоническом отношении Воргамусюрская приразломная структура расположена в пределах Тальбейского блока гряды Чернышева. Интервал поглощений представлен
карбонатными породами каменноугольно-девонского возрастов. По шламовому материалу эти отложения представлены трещиноватыми известняками от слабосцементированных до крепких. Интервалы катастрофических поглощений сложены, в
основном, тёмно-серыми, серыми, сильно-трещиноватыми, кавернозными, участками
мелоподобными известняками.
Войская площадь расположена в пределах Печоро-Кожвинского мегавала. Осложнения, связанные с поглощениями бурового раствора разной интенсивности, приурочены
к зонам повышенной трещиноватости и кавернозности карбонатов турнейского яруса передовой части Войского надвига, подвергшегося интенсивному гипергенезу.
Воргамусюрская и Войская площади расположены в зоне развития рифогенных
отложений. Для этих площадей характерно наличие трещиноватых и кавернозных известняков и, частично, доломитов каменноугольного возраста, вскрытие которых сопровождалось катастрофическими поглощениями. Не смотря на то, что площади
расположены в пределах различных структур Тимано-Печорской нефтегазоносной
провинции, обе они могут быть объединены интенсивностью поглощений, возрастом,
составом и свойствами проницаемых горизонтов, практическим отсутствием терригенных отложений в верхней части разреза. Скважиной №200 – Войской каменноугольные отложения были вскрыты уже на глубине 14 м; в разрезе скважины №1 –
Воргамусюрская четвертичные отложения практически отсутствуют.
Как показал анализ бурения скважины №200 – Войская, зона поглощений в кавернозных и трещиноватых отложениях была вскрыта на глубине 27 м. Осложнения
начались с частичных поглощений интенсивностью 3,5 м3/час, а с глубины 35 м открылось полное поглощение. Статический уровень жидкости в скважине составил
22 м. Бурение под удлинённое направление в интервале 35-52 м сопровождалось по48
стоянными поглощениями различной интенсивности. Однако, снижение интенсивности на короткий период связано, по-видимому, не с изменением коллекторских
свойств пород, а с использованием «тампонов» из различных материалов (табл. 2.9).
Поглощения вызвали обвал вышележащих неустойчивых четвертичных отложений,
что, в свою очередь, привело к образованию вокруг устья «воронки проседания» глубиной 2,5 м и диаметром 5,5-6 м. Для ликвидации осложнения спущено направление
на глубину 49 м с последующим цементированием, а устье закреплено путем выкладки клетки из круглого леса, забутовки и заливки песчано-цементной смесью.
Таблица 2.9 – Сведения по поглощениям при бурении скважины №200 на Войской
площади
Интервал
(глубина) Интенсивность
Мероприятия по предупреждению
поглощения, поглощения
и ликвидации поглощений
м
Поглощение –
27,0
3
3,5 м /ч
Полное
35,0-52,0
Бурение без выхода или с частичным
поглощение
выходом циркуляции. Продавка в
скважину «тампонов» из пенорезины,
торфа, мха и резиновой крошки. Спуск
удлинённого направления на глубину
49 м.
53,0-306,0 Полное
Бурение на технической воде без выхопоглощение
да циркуляции. Доставка на забой
«тампонов» из пенорезины, торфа, мха.
Закачка перед подъёмом инструмента
высоковязкого раствора.
Закачка в интервале 49-66 м соляробентонитовой смеси с предварительной
доставкой «тампона». Установки цементных мостов в интервалах 49-66 и 49-70 м
с помощью вихревого переводника,
49-57, 52-83, 180-220, 200-235 м в башмаке направления. Перед установкой мостов спускались «тампоны» из мха,
торфа, целлофановых стружек, ветоши.
Аэрация бурового раствора
Примечание
(сопутствующие
осложнения)
Обвалы, образование на устье «воронки проседания».
Длительные проработки ствола
скважины при
спуске. В интервале 194-304 м
диаметр скважины
составляет более
700 мм при диаметре долота
295,3 мм.
Затрачено
1533 ч/63,87 сут.
При бурении долотом 295,3 мм с глубины 53 м вновь открылось полное поглощение, которое сопровождало углубление скважины до 306 м. В соответствие с планом работ по ликвидации геологического осложнения использовалась техническая
вода. Для снижения интенсивности поглощения на забой периодически доставлялись
«тампоны», перед подъёмом бурильного инструмента проводилась закачка высоковязкой жидкости для очистки ствола скважины от шлама. В связи с низкой скоростью
бурения и простоями для накопления воды происходило увлажнение глинистого известняка, что сопровождалось длительными проработками. Особенно длительные
проработки начались при вскрытии девонских отложений, сложенных глинистыми
известняками повышенной трещиноватости. В связи с отсутствием исследований поглощающих пластов (кроме определения статического уровня) невозможно опреде49
лить истинные интервалы поглощений и приемистость пластов. Однако, судя по актам на ликвидацию геологического осложнения, наиболее кавернозным участком является интервал 35-83 м. Для ликвидации поглощений в этом интервале была сделана
попытка установки 4-х цементных мостов, в том числе с вихревым переводником. Все
эти попытки были безрезультатны. Не дали результатов и закачка соляро-бентонитовой смеси (возможно, из-за недостаточного объёма закачиваемой смеси) и доставка
«тампонов» из грубодисперсных наполнителей.
Установка цементных мостов (двух) в интервале залегания девонских отложений
с предварительной доставкой «тампонов» не позволила ликвидировать поглощение. Однако, интенсивность его в целом уменьшилась и при бурении в интервале 220-280 м достигала 0,8 м3/час при подаче насосов 26-28 л/с и с использованием глинистой
суспензии плотностью 1 050-1 060 кг/м3 и вязкостью 28-58 с.
Геологическое осложнение ликвидировано спуском кондуктора на глубину
400 м с последующим цементированием.
При бурении скважины №1 – Воргамусюрская зона поглощения была вскрыта
на глубине 20 м. Интервал 20-114 м был пройден долотом 490 мм со скоростью до
1 м/ч с частичными поглощениями (табл. 2.10). Исследования в рассматриваемом
интервале не проводились. На глубине 119 м наблюдался провал инструмента на
0,5 м и полное поглощение бурового раствора. В дальнейшем до глубины 203 м бурение велось на технической воде без выхода циркуляции, с регулярной подачей на
забой наполнителей, периодическим прокачиванием вязкого раствора для очистки
ствола скважины от шлама и установкой цементных мостов. Провалы инструмента в
дальнейшем отмечены на глубине 137, 216,5, 455 м. В интервале 119-685 м было
установлено 14 цементных мостов, половина из которых после ОЗЦ не была обнаружена. Тем не менее в некоторых интервалах после установки моста интенсивность
поглощения снижалась. Например, в интервале 150-176 (бурение без выхода циркуляции) была восстановлена частичная циркуляция. Однако, всё это имело временный характер и связано с частичной кольматацией коллектора и низкой прочностью
кольматационного барьера.
Вследствие сужения ствола и использования технологии бурения с промывкой
технической водой без выхода циркуляции наблюдалось зашламование ствола скважины, что требовало неоднократных и длительных проработок.
Таблица 2.10 – Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений
на Воргамусюрской площади
Интервал, ИнтенсивМероприятия по предупреждению
м
ность
и ликвидации поглощений
20-114
Частичное Удельное поглощение не зафиксировано.
119-126 90 м3/ч
Бурение на технической воде без выхода
(119)
циркуляции. Установка цементного моста
в интервале 112-126 м.
134-137 Полное
Бурение на технической воде с подачей
10-12 л/с. Добавление наполнителей:
целлофан, резиновая крошка. Установка
цементного моста.
50
Примечание
«Провал» инструмента
на 0,5 м.
Для установки моста используется БСС с кальцинированной содой.
Интервал, ИнтенсивМероприятия по предупреждению
м
ность
и ликвидации поглощений
Полное Установка цементного моста в интервале
141-144
126-144 м.
155-160 < 10 м3/ч
160-168
Полное Установка моста в интервале 161-168 м.
168-171,4
Полное Цементный мост в интервале 140-171,4 м.
171,4-196,7 Полное Цементный мост в интервале 173-196,7 м.
190-203
Полное
203-250
Полное
250-273
Полное
202-392
Полное
398-468
Полное
468-685
685-1 235
Полное
Полное
Затирка наполнителя. Установка моста в
интервале 150-176 м.
Бурение без выхода циркуляции. Цементный мост с добавками слюды: 190-220 м.
Продавка ВУРа.
Цементные мосты с резиновой крошкой:
200-245; 180-218 м. Закачка полиэтиленовой стружки.
Закачка наполнителя: мех, мешкотара,
стружка, крошка. Цементный мост в интервале 180-220 м.
Бурение без выхода циркуляции.
Примечание
Для очистки ствола от
шлама – высоковязкие
растворы.
По данным термометрии поглощение на
глубине 176 м.
«Провал» инструмента
на 1,5 м. Расход воды
2 270 м3.
Расход воды 3 194 м3.
Расход воды 3 910 м3.
«Провал» 455-457 м.
Бурение без выхода циркуляции.
Расход воды 6 993 м3.
Бурение на технической воде без выхода Сужение ствола, проциркуляции. Спуск обсадной колонны работки. Слом инструмента
на
глубине
диаметром 324 мм на глубину 1 212 м.
774 м.
Анализ результатов бурения показал, что применение традиционных методов
предупреждения и ликвидации поглощений в зонах повышенной трещиноватости и
кавернозности, с высоким гипсометрическим положением выхода карбонатов по отношению к базису эррозии, не принесло положительных результатов.
Харьягинское и Южно-Харьягинское месторождения
Поглощения на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях приурочены к рифогенным массивам позднедевонского-раннетурнейского возрастов и
карбонатным коллекторам старооскольского яруса среднего девона и обычно характеризуются крайне неоднородной гидропроводностью. Интервалы поглощения характеризуются наличием пористо-кавернозных, каверно-карстовых и в различной
степени трещиноватых известняков и доломитов, слагающих как тело рифа, так и облегающую его толщу. Характерными признаками возникновения поглощений на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях являлись резкое увеличение
механической скорости проходки, провалы инструмента, повышенное содержание
шлама в растворе. По промысловым данным на ликвидацию поглощений на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях затрачивалось в среднем около 10-14% календарного времени строительства скважины.
Наибольшее распространение при ликвидации поглощений на Харьягинском и
Южно-Харьягинском месторождениях получили тампоны типа «мягких пробок» следующих видов:
1. Смесь бурового раствора с наполнителями.
51
2. Бентонито-битумная паста.
3 Тампоны на углеводородной основе:
3.1.Соляробентонитовая смесь (СБС) с добавкой или без добавки ПАВ.
3.2. Нефтебентонитовая смесь (НБС).
4. Замазки.
5. Латекс.
Наибольшее распространение на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях получили следующие наполнители: резиновая крошка, квик-сил, выбуренный шлам, керамзит, кордное волокно, целлофановая стружка, древесные опилки,
кора, мох и другие. При этом в тампоне использовали смесь гранулярных, волокнистых и пластинчатых наполнителей в соотношении 1 : 2 : 2. Объём тампона составлял
обычно не менее 5-10 м3. В отдельных случаях в зависимости от мощности поглощающего пласта он достигал 50-100 м3.
При частичных поглощениях широко применялись тампоны из соляробентонитовой (СБС) или нефтебентонитовой (НБС) смеси. Состав СБС: а) без добавок ПАВ –
1 м3 дизельного топлива и 1-1,2 т бентонитовой глины; б) с добавкой ПАВ – 1 м3 дизельного топлива, 1,2-1,5 т бентонитовой глины и 0,5% ПАВ (от массы смеси). ПАВ
придаёт подвижность СБС и способствует лучшему отделению дизельного топлива от
смеси. В качестве ПАВ использовали крезол, Na2CO3 и др. Объём СБС и НБС обычно
не превышал 1,5-3 м3. Допустимый объём этих смесей составлял 10 м3, однако в этом
случае необходимо было увеличивать объёмы буферных жидкостей.
Для получения мягких пробок в интервале зоны поглощения применяли замазки, бентонито-битумные пасты, латекс.
Замазка обладает достаточной пластичностью и гидрофобностью, не подвергается
размыву в потоке жидкости и хорошо закупоривает имеющиеся в породе трещины. Снижение интенсивности поглощения при помощи замазки может быть достигнуто только в
трещиноватых и пористых породах (применение замазки в кавернозных породах не целесообразно). Для доставки замазки в пласт применяли контейнер, состоящий из трёх обсадных труб. Для лучших условий выдавливания замазки на забое в процессе её загрузки в
трубу периодически заливали отработанное масло (10 кг на 200 кг замазки). При необходимости (большая мощность зоны поглощения) замазка выпрессовывалась на забой в два
рейса. В этом случае замазку задавливали в пласт после доставки всей порции на забой.
Если поглощающая зона находится выше забоя, следует предварительно установить цементный мост у подошвы поглощающей зоны, после чего можно задавливать замазку. Для
задавки замазки в трещину поглощающего пласта на бурильные трубы навинчивали
трёхшарошечное долото диаметром, равным диаметру скважины, и спускали в скважину.
После подъёма бурильных труб с долотом зону поглощения заливали цементным раствором через открытый конец бурильных труб.
Бентонитобитумная паста состоит из битума марки БН-5 или БН-4, бентонитовой
глины и дизельного топлива. Соотношение битума и бентонитовой глины 1 : 1. Пластическая вязкость битумобентонитовой пасты регулируется введением разного количества дизельного топлива в зависимости от проницаемости пород поглощающего горизонта.
Для установки тампонов иногда использовался латекс. Латекс в зоне поглощения коагулирует под влиянием смешивания его с солями двух- и трёхвалентных металлов. При этом образуется эластичная плотная каучуковая масса, заполняющая
поры, трещины и каверны поглощающей зоны.
Традиционно применяемые способы изоляции поглощающих пластов путём закачки в пласт тампонирующих смесей через открытый конец труб или с помощью па52
кера далеко не всегда приводили к желаемому результату. Объясняется это тем, что
поглощения на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях, как правило,
приурочены к карбонатным коллекторам, которые обычно характеризуются крайне
неоднородной гидропроводностью. Поэтому тампонажный раствор, попав в такой
пласт, движется в нём не сплошным и равномерным потоком, а преимущественно по
немногим, наиболее дренированным каналам наибольшей раскрытости. Растекаясь
далеко вглубь от приствольной зоны, он стремится под действием гравитационных
сил занимать в пласте донное положение. В результате наиболее раскрытые каналы,
будучи на короткое время заполнены тампонирующим материалом, в последующем
«оголяются», так как силы сопротивления в канале не достаточны, что бы зафиксировать в нём раствор. Процесс осложняется тем, что при движении по стволу ниже бурильных труб и в пласте, раствор неизбежно смешивается с промывочной жидкостью
и в значительной мере утрачивает свои тампонирующие свойства.
При изоляции поглощающих пластов с крайне неоднородной гидропроводностью важно в первую очередь закрыть каналы с высокой гидропроводностью. Поставленная задача была частично решена с помощью поэтапной селективной
изоляции, начиная с изоляции каналов наибольшей раскрытости прямо на забое путём забойной сепарации тампонажного раствора. Богатая цементом (твёрдой фазой)
смесь с требуемым водоцементным отношением при этом закачивается в пласт, а
обеднённая цементная суспензия эжектируется и отводится из зоны тампонирования.
Забойная сепарация осуществлялась с помощью вихревого переводника.
Следует отметить, что на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях
были испытаны модифицированные стабильные пены, которые открывают широкие
возможности их применения не только для прохождения зон катастрофических поглощений, но и при разбуривании вечномёрзлых пород, что так же актуально при бурении
скважин на этих месторождениях, так как мощность ММП составляет около 300 м.
Сущность технологии бурения с использованием модифицированной стабильной пены (МСП) заключается в следующем. При вскрытии водоносного горизонта в
подаваемый в скважину воздушный поток вводится бентонитовый раствор с высоким
содержанием пенообразующего ПАВ (гильсонит). В результате контакта воздушной
струи с пластовой водой образуется стабильная пена, что приводит к увеличению выносной способности воздушного потока.
В ходе испытаний были установлены следующие преимущества МСП:
- обеспечение хорошей очистки забоя скважины при скорости восходящего потока воздуха в затрубном пространстве 0,23-0,76 м/с;
- образование на стенках скважины тонкой непроницаемой корки;
- обеспечение мгновенной очистки рабочей поверхности долота и удаление от
него выбуренной породы;
- кратное уменьшение потребности в расходе воздуха по сравнению с продувкой забоя чистым воздухом.
Хасырейское месторождение
Одной из основных проблем при бурении скважин на Хасырейском месторождении (Вал Гамбурцева) является поглощение бурового раствора.
На месторождении выделено 4 интервала поглощений, которые могут встречаться на разных скважинах в различных комбинациях:
- I интервал: 504-680 метров. Граница размыва. Подошва залегания ММП. При
затягивании работ возможно растепление ММП и осыпи стенок ствола скважины.
53
- II интервал: 900-970 метров. Граница перехода от нижнего карбона к верхнему девону. Интервал представлен известняками плотными, серыми, трещиноватыми.
- III интервал: 1 100-1 200 метров. Верхний девон. Представлен известняками
плотными серыми, трещиноватыми, встречаются прослои аргиллитов.
- IV интервал: 1 450-1 800 метров. Верхний девон сарембойский ярус. Представлен известняками плотными серыми.
Для профилактики и ликвидации поглощений использовали:
1. Добавление наполнителей: кордные волокна и резиновая крошка.
2. Установка цементных мостов.
3. Бурение на технической воде без выхода циркуляции с периодической прокачкой пачек ВУР.
Сводная характеристика способов и методов ликвидации поглощений по фактически пробуренным скважинам на Хасырейском месторождении представлена в
таблице 2.11.
Таблица 2.11 – Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений
на Хасырейском месторождении
Интервал,
м
562-595
995-1 081
1 118-1 155
Интенсивность
Мероприятия по предупреждению и ликвидации
поглощений
3
Добавление резиновой крошки. Прокачка ВУР (5-6 м3).
1,5-2 м /ч
3
5-25 м /ч
Добавление резиновой крошки.
Катастрофическое Бурение без выхода циркуляции. Цементный мост (7 м3)
(потеря циркуляции) в интервале 940-1 017 м. Нст. = 60 м.
1 157-1 163 Катастрофическое Бурение на технической воде без выхода циркуляции.
(потеря циркуляции) Нст. = 60 м.
546-590
1,5 м3/ч
Добавление резиновой крошки. Прокачка ВУР (5-6 м3).
Установка моста в интервале 585-685 м.
3
894-920
Полное (5-15 м /ч) Установка моста в интервале 870-920 м.
1 005
Полное (5-15 м3/ч)
1 031-1 808 Катастрофическое Бурение на технической воде без выхода циркуляции.
(потеря циркуляции) Нст = 100 м.
517
Катастрофическое Установка мостов в интервалах: 470-502 и 430-511 м.
(потеря циркуляции) Нст. = 140 м.
735-1 520
Катастрофическое Бурение без выхода циркуляции. Установка мостов при
(потеря циркуляции) забое 735 м в интервалах: 470-514 и 590-630 м.
Нст. = 140-190 м.
Усинское месторождение
При бурении в интервале 1 100-1 160 м (рифогенные отложения) произошла
полная потеря раствора на углеводородной основе плотностью 0,9 г/см3 с одновременным обвалом глинистых пород. Бурение осуществлялось с отбором керна. При
этом вынос керна составил – средний 10%, максимальный – 30%. Существующими
стандартными технологиями (наполнители, тампонажные смеси) ликвидировать поглощение не удалось. Поглощение ликвидировано спуском профильного перекрывателя в интервал 1 100-1 160 м.
При дальнейшем углублении скважины в интервале 1 192-1 205 м – потеря
3
600 м раствора (бурение практически без выхода циркуляции). Бурение опять осуществлялось с отбором керна (вынос керна составил – 10%). Стандартные попытки
ликвидации поглощения не принесли результатов.
54
Интервал 1 205-1 480 м представлен продуктивным горизонтом и имеет следующие характеристики:
- коэффициент аномальности – 0,5-0,6;
- проницаемость коллектора – 2-6 Дарси;
- тип коллектора – карбонатный, порово-трещиноватый;
- пластовый флюид – тяжёлая вязкая нефть;
- диаметр долота – 219,5 мм;
- отбор керна во всём интервале.
Вскрытие этого интервала осуществлялось буровым раствором на основе афронов, который предназначен для вскрытия истощённых горизонтов и зон катастрофических поглощений.
Бурение осуществлялось с глубины 1 245 м (после установки цементного моста).
Начальная плотность раствора на поверхности составляла – 0,86-0,88 г/см3, в скважине – 0,98-0,99 г/см3 (расчётная). Бурение осуществлялось частичными потерями
раствора в скважине – 1-2 м3 в сутки. На глубине 1 274 м вскрыты карстовые рифогенные отложения с неопределённой проницаемостью, в результате чего произошло
увеличение потерь раствора до 4-10 м3 в сутки. Одновременно осуществлялся отбор
керна. При этом вынос керна составил 90-100% с высокой целостностью и сохранением своих характеристик и нефтенасыщенности.
Афроны открыты доктором Феликсом Себбой (Политехнический Институт
шт. Виржиния, США) в 1987 году и не имеют практически ничего общего с обычными пенами (табл. 2.12). Афроны имеют коллоидальный размер от долей мкм до нескольких десятков мкм.
Таблицы 2.12 – Сравнительные характеристики афронов и пен
Характеристика
Пены
Афроны
Содержание воздуха
40-60%
14-16%
Плотность, г/см3
0,2-0,6
0,85-0,90
0,1-10 мм
10-100 мкм
Низкая
Высокая
Гидрофильная
Гидрофобная
Высокая
Низкая
Размер
Устойчивость
Характер поверхности
Сжимаемость
Система устойчива к воздействию:
- пресных и минерализованных пластовых вод;
- сероводорода;
- карбонат/гидрокарбонат ионов;
- гипса/цемента;
- температуры;
- высоких механических нагрузок.
Чрезмерное разбавление водой может нарушить стабильность афронов. При смешении с сырой нефтью возможно образование устойчивых механических эмульсий.
55
3. ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЯ
3.1. Классификация газонефтеводопроявлений
Под газонефтеводопроявлением понимается приток газа, нефти и воды из пластов горных пород в скважину. При этом возможно проявление любого из этих флюидов в отдельности.
По видам поступления флюида в скважину это осложнение можно классифицировать следующим образом:
1) Проявление – это увеличение объёма выходящего на устье бурового раствора с содержанием пластового флюида или их комбинаций. В случае несвоевременной или неправильной ликвидации оно может перейти к выбросу и
фонтанированию.
2) Выброс – активная часть начавшегося проявления, характеризуемая интенсивным переливом насыщенного флюидом раствора на роторе и в циркуляционной
системе.
3) Фонтанирование – мощное извержение из скважины бурового раствора,
насыщенного пластовым флюидом, либо самого флюида. Различают открытое и закрытое фонтанирование. Открытый фонтан является нерегулируемым, то есть устьевое противовыбросовое оборудование либо не исправно, либо отсутствует. Закрытый
фонтан является управляемым.
4) Грифон – это прорыв газа и/или нефти через толщу горных пород в окрестностях устья скважины. Является следствием заколонных (межколонных) проявлений. Может возникнуть как при бурении, так и при различных остановках после
окончания строительства скважины.
На территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции наиболее часто
проявления наблюдаются в пермских, каменноугольных, девонских, силурийских и
ордовикских отложениях.
3.2. Причины флюидопроявлений
Поступление газа, нефти и воды в скважину возможно:
1) вместе с выбуренной породой;
2) путём диффузии и осмотических перетоков через стенки скважины;
3) если давление в скважине ниже пластового.
Первые два фактора обычно не ведут к серьёзным последствиям и легко нейтрализуются путём качественной очистки раствора на поверхности от газа с помощью дегазатора, контроля качества и параметров раствора, его своевременной химической обработки.
Последний фактор газонефтеводопроявлений является основным и возникает
по следующим причинам:
1) Заниженная плотность бурового раствора, когда вес его столба не создаёт требуемого противодавления на пласт. При этом слишком завышенная плотность раствора
будет способствовать росту гидравлических сопротивлений в затрубье, что может привести, особенно при неудачно выбранной конструкции, к поглощению раствора с падением
уровня и последующему проявлению. Поэтому к повышению плотности раствора, даже в
случаях необходимости, требуется подходить с большой осторожностью.
2) Увеличение содержания газа в растворе из-за некачественной очистки раствора на поверхности дегазатором, в результате чего снижение плотности и давления
в скважине.
56
3) Несвоевременный долив скважины при подъёме инструмента, в результате
чего снижение уровня раствора в стволе, а значит и гидростатического давления.
4) Повышенная скорость подъёма инструмента, особенно с сальником, будет
способствовать эффекту свабирования в скважине.
5) Большие значения СНС бурового раствора при вскрытии продуктивных
пластов.
6) Спуск обсадных колонн без своевременного долива, в результате чего обратный клапан (тарельчатый) или обсадные трубы могут разрушиться и произойдёт
резкое падение уровня жидкости в скважине.
7) Недостаточная глубина спуска промежуточной колонны из-за неправильно
выбранной конструкции, то есть не перекрытие зон возможного поглощения или гидроразрыва пласта.
8) Некачественное цементирование колонн и их негерметичность, в результате
чего заколонные проявления и межколонные перетоки.
9) Ошибки в расчётах или нарушение технологии ведения буровых работ при
ликвидации прихватов, основанных на уменьшении давления в скважине (установка
жидкостных ванн, гидроимпульсный способ и др.).
10) Недостаток информации о закономерностях изменения пластового давления по глубине скважины, что связано со вскрытием интервалов АВПД, ошибках при
проектировании и прогнозировании давлений, особенно при поисковом и разведочном бурении.
Согласно опыта бурения наиболее часто проявления происходят (в порядке
уменьшения) при СПО, во время бурения, при цементировании, при спуске обсадных
колонн, при проведении каротажных работ.
3.3. Признаки флюидопроявлений
Проявление из скважины может быть обнаружено по ряду признаков:
1) Увеличение объёма промывочной жидкости в приёмных ёмкостях, высоты
потока раствора в желобах. Уровень бурового раствора в приёмных ёмкостях должен
контролироваться с помощью уровнемера.
2) Снижение давления в нагнетательной линии насосов из-за поступления в
раствор флюида, имеющего меньшую плотность, чем промывочная жидкость. Однако, в работе [71] описаны случаи роста давления в нагнетательной линии насосов в
пластах с АВПД и большой продуктивностью.
3) Изменение параметров бурового раствора (уменьшение плотности, изменение вязкости, увеличение газосодержания и хлоридов).
4) Уменьшение потребного объёма долива скважины при подъёме инструмента.
5) Неожиданное увеличение механической скорости бурения (из-за уменьшения плотности раствора, а, следовательно, и давления в скважине).
6) Увеличение объёма вытесненного раствора из скважины при спуске.
7) Поступление жидкости из скважины при неподвижном инструменте и отсутствии циркуляции.
8) Рост давления в трубах и /или в затрубье при закрытии превентора.
9) «Кипение» жидкости при выходе из скважины.
10) Пятна нефти на поверхности раствора.
11) Запах «тухлых яиц» при поступлении сероводорода.
В случае сходимости одного или нескольких признаков необходимо увеличить
(интенсифицировать) промывку. Если прежние признаки повторяются, то следует
57
утяжелять раствор. Если объём раствора в приёмных ёмкостях сильно увеличился, то
необходимо закрыть превентор.
Следует отметить, что учет возможности газоводонефтепроявлений должен
осуществляться ещё на стадии проектирования строительства скважин и, в частности,
при выборе её конструкции, которая должна обеспечивать безусловное разобщение
пластов с различными давлениями и содержанием флюидов, поглощающих и напорных пластов.
3.4. Предупреждение флюидопроявлений
Предупреждение флюидопроявлений обеспечивается применением следующего комплекса технико-технологических мероприятий:
1) Своевременный контроль параметров бурового раствора. При обнаружении в
растворе газа содержанием более 1% необходимо использовать дегазатор. При вскрытии
нефтесодержащих пластов, особенно с АВПД, плотность и вязкость контролировать каждые 10-15 минут, а фильтрацию и СНС – каждый час. Необходимо чтобы параметры раствора соответствовали ГТН. Не допускается отклонение плотности бурового раствора,
находящегося в скважине, от требований ГТН больше чем на ± 20 кг/м3.
2) Своевременный долив скважины при подъёме инструмента.
3) Недопущение образования сальников.
4) Ограничение скорости подъёма инструмента.
5) Своевременный долив обсадных колонн при их спуске. Осуществление качественного цементирования колонн путём использования специальной технологической оснастки (дифференциальный обратный клапан, центраторы, турбулизаторы,
скребки и др.).
6) Подбор правильной конструкции скважины (разделение интервалов поглощения и проявления обсадными колоннами, определение глубин спуска кондуктора
и/или промежуточной колонны с целью перекрытия возможных зон поглощения и
гидроразрыва).
7) Установка ПВО перед вскрытием напорных пластов.
8) Опрессовка спущенных обсадных колонн с целью оценки качества их цементирования.
9) Прогнозирование зон АВПД и принятие своевременных мер.
3.4.1. Опрессовка обсадных колонн
Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на
себе противовыбросовое оборудование, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования [59]. Порядок и условия
проведения испытаний устанавливаются в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России. Все расчётные параметры испытаний устанавливаются с учётом фактического состояния скважины.
Разрешается проведение испытаний на герметичность обсадных колонн в момент посадки продавочной пробки на цементировочный клапан обратный дроссельный (ЦКОД) и созданием необходимого давления при помощи цементировочного
агрегата.
Опрессовка колонн осуществляется следующим образом [59]:
1) После ОЗЦ верхние 20-25 м кондуктора и промежуточных колонн заполняются водой, ниже буровым раствором (обычно при котором бурили или будут бу58
рить) и создаётся давление на 10% превышающее возможное давление, которое может возникнуть при ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов, а также
при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в
течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.
2) Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода
из-под башмака на 1-3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой воды в объёме, обеспечивающем подъём её на 10-20 м выше башмака. Давление опрессовки
определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.
Результаты опрессовки оформляются актом.
3) Опрессовка эксплуатационной колонны осуществляется также, но водой.
Опрессовка может производиться в один приём, посекционно, с пакером или без него.
В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким
(более 200 м3/т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 10 МПа приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается инертным газом
(азотом) давлением в соответствии с рабочим проектом. В обоснованных случаях разрешается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России
производить опрессовку воздухом.
4) Опрессовка эксплуатационной колонны способом снижения уровня раствора в скважине до динамического уровня при механизированной добыче нефти производится в течение 8 ч.
3.4.2. Прогнозирование зон АВПД
Качество прогнозирования интервалов АВПД зависит от ряда факторов, основными из которых являются своевременность и достоверность как на стадии проектирования, так и при строительстве нефтяных и газовых скважин. При этом следует
отметить, что более надёжные результаты прогнозирования интервалов АВПД получаются при одновременном использовании нескольких методов. В работе [74] приведена систематизация прогнозирования зон АВПД (табл. 3.1).
Таблица 3.1 – Методы прогнозирования интервалов АВПД
Источник информации
Геофизические методы
Параметры бурения
Индикаторы давления
1. Сейсморазведка
2. Гравиразведка
3. Магниторазведка
1. Скорость бурения (d-экспонента
и ds-экспонента)
2. Данные о скорости и пластовом
давлении по буровым характеристикам
3. Каротаж в процессе бурения
4. Момент вращения бурильного
инструмента
5. Нагрузка на крюке
59
Время регистрации
данных
До начала бурения
Во время бурения
(без запаздывания)
Источник информации
Параметры бурового
раствора
Параметры шлама
глинистых пород
Каротаж
Прямые методы
измерения давления
Индикаторы давления
1. Содержание газа в буровом растворе
2. Плотность бурового раствора
на выкиде
3. Выбросы бурового раствора
4. Температура бурового раствора
на выкиде
5. Удельное сопротивление, концентрация хлоридов
6. Уровень и объём раствора в ёмкостях
7. Заполнение скважины при СПО
8. Скорость циркуляции бурового
раствора
1. Плотность глин
2. Фактор глин
3. Форма и размер частиц
1. Электрокаротаж
2. Акустический каротаж
3. Объёмная плотность
4. Водородный показатель
5. Поперечное сечение захвата
тепловых нейтронов
6. Ядерно-магнитный резонанс
7. Скважинная гравиметрия
1. Глубинные манометры
2. Опробование пластоиспытателем
на трубах
3. Опробование приборами, спускаемыми
в скважину на каротажном кабеле
Время регистрации
данных
Во время бурения
(с запаздыванием)
Во время бурения
(с запаздыванием)
После бурения
После вскрытия
пласта
Наиболее оперативным и достоверным методом прогнозирования интервалов
АВПД является определение механической скорости бурения (d-экспонента и dsэкспонента). Метод d-экспоненты предложен Дж. Джорденом и О. Ширли в 1966 г. и
основывается на использовании уравнения Дж. Бингхэма:
d
Vм
G
 a  ,
n
D
(3.1)
Vм – механическая скорость бурения, м/ч;
n – частота вращения долота, об/мин;
G – осевая нагрузка на долото, кН;
D – диаметр долота, м;
a, d – эмпирические коэффициенты.
Решая уравнение (3.1) с учётом масштабирования [69], получается показатель
d-экспоненты:
где
 Vм 
ln 
196,8n 

d
.
 1,498  106  G 
ln 

D


60
(3.2)
Многолетний опыт бурения как в России, так и за рубежом показывает, что
d-экспонента обратно пропорциональна механической скорости бурения и поэтому при
разбуривании интервалов с нормальным поровым давлением с ростом глубины увеличивается (рис. 3.1). При повышении порового давления наблюдается снижение
d-экспоненты. С целью определения тенденции изменения величины d-экспоненты с
глубиной рекомендуется определять её значение через каждые 1-3 м бурения (иногда
больше). При этом определяются средние значения механической скорости, нагрузки на
долото и частоты его вращения при неизменной плотности бурового раствора.
глубина
d-экспонента
А
Б
Рисунок 3.1 – График изменения d-экспоненты с глубиной
(А – зона нормальных давлений, Б – переходная зона)
При разбуривании интервалов с АВПД необходимо утяжеление бурового раствора. С целью учёта влияния изменения плотности раствора на d-экспоненту в работе [69] предложена её модификация (ds-экспонента), которая позволяет более чётче
выделить переходную область.
 gradPпн 
ds  d 
,

g


где
(3.3)
ρ – новое значение плотности бурового раствора;
grad Рпн – градиент нормального порового давления;
d – d-экспонента;
g – ускорение свободного падения.
Согласно опыта бурения и ряда работ [39-43] с увеличением глубины скважины происходит снижение механической скорости бурения за счёт увеличения дифференциального давления, в результате чего ухудшается отделение частиц шлама от
забоя и происходит их повторное разрушение долотом. Поэтому при разбуривании
переходной зоны из-за разуплотнения горных пород и уменьшения дифференциального давления происходит резкое увеличение механической скорости бурения. Увеличение механической скорости в 2 раза может свидетельствовать о приближении к
пласту с АВПД [74]. При этом необходимо соблюдение следующих условий, сформулированных в работе [74]:
1. Разбуриваемые породы должны быть однородными.
2. Применение долот одного типа.
3. Бурение должно осуществляться в равных условиях.
4. Параметры режима бурения должны обеспечивать объёмное разрушение
горной породы и могут изменяться, но незначительно.
61
В работе [68] предлагается прогнозировать поровое давление, используя методы математического моделирования, которые основываются на определении зависимости между пластовыми характеристиками и параметрами бурения. Продолжают
развиваться каротажные установки, имеющие датчики, встроенные в бурильную колонну с передачей информации на поверхность, которые позволяют прогнозировать
интервалы АВПД в процессе бурения.
Интервал перехода в зону АВПД можно определить по косвенным признакам,
к которым относятся увеличение вращающего момента на долоте и нагрузки на крюке
буровой установки, так как при вскрытии переходных зон могут наблюдаться пластические деформации глинистых пород в призабойной зоне, приводящие к уменьшению
диаметра ствола скважины и интенсивным осыпям и обвалам. Однако, не следует забывать, что увеличение крутящего момента и нагрузки на крюке может быть вызвано
рядом других причин.
С небольшим запаздыванием во времени (время движения бурового раствора
от забоя до устья по затрубному пространству) переходный интервал можно определить по параметрам бурового раствора:
1. Увеличение содержания газа и хлоридов.
2. Изменение удельного сопротивления.
3. Резкое увеличение температуры на выходе из скважины.
4. Снижение плотности.
Однако, следует учитывать, что поступление флюида в раствор может произойти из других (вышезалегающих) пластов.
Достаточно точными признаками вхождения в пласт с АВПД могут являться
признаки нефтегазоводопроявлений:
1. Выбросы на устье скважины.
2. Рост объёма раствора в приёмных ёмкостях.
3. Уменьшение требуемого объёма для доливки скважины при подъёме инструмента.
4. Увеличение скорости циркуляции на устье при выходе из скважины.
Одним из методов приближения к пласту с АВПД могут являться параметры
шлама глинистых пород. Обычно с глубиной плотность глин увеличивается, но из-за
их повышенной пористости в условиях повышенных поровых давлений наблюдается
снижение плотности. Поэтому контроль и анализ изменения плотности глин с глубиной может позволить выявить переходные зоны. В работе [69] предлагается дополнительно анализировать фактор (тип) глин, который позволяет выявить непроницаемый
барьер давлений (глинистые породы), залегающие в кровле зон АВПД. Кроме этого, о
приближении к интервалу АВПД можно судить по форме частиц шлама. Обычно при
нормальных поровых давлениях глинистые частицы, поднятые раствором на поверхность, имеют пластинчатую форму небольших размеров с округлёнными краями, но
при разбуривании переходных зон количество шлама увеличивается и он имеет длинно-оскольчатую форму с заострёнными краями [74].
Наиболее достоверным методом обнаружения интервалов с АВПД является каротаж, который позволяет с достаточной достоверностью определять физические свойства
пород и прогнозировать изменение порового давления. В таблице 3.1 представлены методы каротажа, которые можно использовать для прогнозирования поровых давлений. Однако, следует отметить, что каротаж проводится после бурения, поэтому требуется
постоянное проведение промыслово-геофизических исследований в скважине, что потребует дополнительных затрат времени и материальных средств.
Прямым и самым точным методом определения пластовых давлений после
вскрытия коллектора является применение испытателей пластов.
62
3.5. Дегазация буровых растворов
В процессе бурения буровой раствор может насыщаться пластовым газом, в результате чего уменьшается плотность раствора, увеличиваются СНС и вязкость. Для
предупреждения осложнений, связанных с газированием раствора, применяют дегазаторы. Дегазатор – технологическая установка для дегазации бурового раствора. В
конструктивном и технологическом плане дегазаторы делятся на следующие типы:
1) вакуумные;
2) центробежно-вакуумные;
3) атмосферные.
Дегазаторы вакуумного типа по механизму работы делятся на дегазаторы циклического и непрерывного действия. Среди вакуумных дегазаторов наибольшее применение нашёл дегазатор нефтегазовый самовсасывающий ДВС. Вакуумные дегазаторы
циклического действия представляют собой автоматизированные установки, в основе
которых двухкамерная герметичная ёмкость. Камеры включаются последовательно при
запуске золотникового устройства. Производительность таких дегазаторов по раствору
достигает 25-60 л/c. Вакуумные дегазаторы непрерывного действия представляют собой
горизонтальные цилиндрические ёмкости с наклонными пластинами, расположенными в
верхних частях этих ёмкостей. Принцип работы: буровой раствор аэрируется, под действием вакуума поступает в камеру и там дегазируется, образуя тонкий слой на пластинах цилиндрических ёмкостей. Дегазаторы центробежно-вакуумного типа имеют
цилиндрический вертикальный корпус. Газированный буровой раствор интенсивно разбрызгивается ротором в виде тонкого слоя на стенки внутри цилиндрического корпуса и
дегазируется. Производительность такого дегазатора доходит до 50,5 л/с. Среди центробежно-вакуумных дегазаторов широко распространены дегазаторы ЦВА. В атмосферном
дегазаторе буровой раствор разбрызгивается радиально на стенки цилиндрической вертикальной камеры. В результате удара и распыления выделившийся газ уходит в атмосферу или отсасывается воздуходувкой. Производительность может доходить до 38 л/с.
Дегазаторы этого типа недостаточно эффективны при обработке буровых растворов с
повышенными структурно-механическими показателями. Один из самых популярных
дегазаторов атмосферного типа – «Каскад».
Сравнительные технические характеристики различных типов дегазаторов
представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Основные технические характеристики дегазаторов
Параметры
Максимальная
пропускная
способность по раствору, л/с
Давление в камере, МПа
Потребляемая мощность, кВт
Вакуумный
циклический
(ДВС)
Тип дегазатора
ЦентробежноВакуумный
Атмосферный
вакуумный
непрерывный
(«Каскад»)
(ЦВА)
60
60
50,5
40
0,02
30
0,02-0,035
100
0,032
15
0,087
6,5
Работа всех вышеописанных дегазаторов основывается на методах механической и вакуумной дегазации.
Механический метод дегазации заключается в разделении газожидкостного потока путём разбрызгивания, турбулизации или с помощью воздействия инерционного поля, для чего применяют различные устройства с вращающимся ротором, гидроциклоны,
63
разбрызгиватели. Вакуумный способ основывается на извлечении свободного газа из
жидкости путём создания над его поверхностью разрежённой зоны с помощью специальной камеры, в которую поступает газированная жидкость и где с помощью вакуумнасоса создается разрежение, под действием которого газ отделяется от жидкости.
При бурении нефтяных и газовых скважин в России наибольшее распространение получили двухкамерные вакуумные дегазаторы, процесс дегазации буровых растворов в которых осуществляется следующим образом (рис. 3.2). Поступающий из
скважины газированный буровой раствор проходит грубую очистку от шлама и газа
на вибрационном сите и попадает в первую ёмкость циркуляционной системы или в
специальную ёмкость дегазатора. Всасывающий клапан под действием давления бурового раствора открывается, и раствор начинает поступать в дегазационную камеру.
Для обеспечения безопасности включается вакуумный насос ВВН. Так как в момент
включения клапан-разрядник 5 находится в одном их крайних положений, то одна из
дегазационных камер 3а подключена к вакуумному насосу, а вторая 3б сообщается с
атмосферой. Работающий вакуумный насос создаёт в камере 3а разрежённость, поэтому сливной клапан 1а закрыт под действием атмосферного давления.
Рисунок 3.2 – Вакуумный двухкамерный дегазатор типа ДВС
(1а – сливной клапан первой камеры; 1б – сливной клапан второй камеры;
2а – всасывающий клапан первой камеры; 2б – всасывающий клапан второй камеры;
3а – первая дегазационная камера; 3б – вторая дегазационная камера; 4а – шток
золотника первой камеры; 4б – шток золотника второй камеры;
5 – клапан-разрядник; 6 – ресивер; 7 – золотниковый механизм)
Когда в камере 3а будет достигнута заданная величина вакуума, мембрана золотникового механизма 7, сжав пружину и заняв нижнее положение, переместит шток
золотника и соединит мембранную полость всасывающего клапана 2а с вакуумным
ресивером 6. После этого мембрана перемещается вверх, всасывающий клапан открывается, поступающая в дегазационную камеру жидкость очищается от газа и собирается в сборнике.
64
По мере заполнения сборника дегазированной жидкостью шток золотника 4а поплавкового регулятора перемещается под действием поплавка и системы рычагов и при
предельном уровне жидкости мембранная полость клапана-разрядника оказывается соединённой с вакуумным ресивером 6. Клапан-разрядник соединяет заполненную камеру
3а с атмосферой, а порожнюю камеру 3б подключает к вакуумному насосу при помощи
клапана 2б. В этот момент дегазированный буровой раствор начинает выливаться в ёмкость через сливной клапан 1а. Одновременно в камере 3б создаётся разрежение и
нагнетательный клапан 1б закрывается. Как только камера 3 заполнится буровым раствором, золотник 4б соединит мембранную полость клапана-разрядника с вакуумным
ресивером и произойдёт следующий цикл переключения камер.
Технологический режим работы дегазатора зависит от реологических свойств
бурового раствора, его газонасыщенности, подачи буровых насосов и др. Основными
параметрами режима работы дегазатора являются глубина вакуума в камерах и количество обработанного бурового раствора.
В зависимости от газонасыщенности растворы делятся на 4 группы:
1) интенсивно вспенивающиеся;
2) умеренно вспенивающиеся;
3) газированные со стойкой фазой газа;
4) газированные с нестойкой фазой газа.
Для каждой группы растворов рекомендуется создание определённого вакуума
при его обработке в дегазаторе (табл. 3.3).
Таблица 3.3 – Значение вакуума при дегазации в зависимости от группы раствора
Группа раствора
Вакуум, МПа
1
0,075-0,08
2
0,05-0,07
3
0,03-0,07
4
0,03-0,05
Вакуум в дегазаторе регулируют путём изменения степени сжатия пружины
мембраны золотника. После того как установлено необходимое разрежение в камере
дегазатора, необходимо отрегулировать пропускную способность его при помощи
ограничительных болтов, позволяющих изменять ход приёмных клапанов. При ввинчивании болтов внутрь клапанных коробок ход клапанов уменьшается и снижается их
пропускная способность. Желательно, чтобы пропускная способность дегазатора была больше объёма циркулирующего раствора. В этом случае часть дегазированной
жидкости перетекает из выкидного отсека ёмкости в приёмный и над всасывающими
патрубками приёмных клапанов автоматически поддерживается необходимый уровень жидкости.
По мере увеличения вакуума пропускная способность дегазатора уменьшается,
поэтому не следует без необходимости устанавливать в камерах дегазатора высокую
степень разрежения. Начинать дегазацию буровых растворов следует лишь тогда, когда
газ не удаляется с помощью вибросита и жёлобов, причём необходимо вначале вести
процесс дегазации при низкой степени разрежения в камерах. Если эффект дегазации не
достигается, следует ещё больше увеличить степень разрежения. Потребность в увеличении вакуума возникает обычно при дегазации буровых растворов, обработанных ПАВ.
Но в этом случае надо подбирать оптимальную величину вакуума в камерах дегазатора,
при которой остаточная газонасыщенность раствора минимальна.
Как завышенная, так и заниженная степень разрежения может не обеспечить
необходимую глубину очистки бурового раствора от газа. Вакуум в момент открытия
приёмного клапана дегазационной камеры зависит от количества выделяющегося газа
65
и удельной подачи жидкости в камеру. При этом вакуум при дегазации может самопроизвольно меняться с изменением количества газовой фазы. Если вакуумный насос
не успевает откачивать выделяющийся в дегазаторе газ, то степень разрежения в камерах будет уменьшаться после открытия приёмного клапана. В противном случае
вакуум будет возрастать.
Повышения эффекта дегазации можно достигнуть только путём увеличения вакуума в дегазационных камерах. Но при этом скорость действия вакуумного насоса
уменьшается, а количество выделяющейся газовой фазы возрастает, поэтому после
открытия приёмного клапана вакуум резко уменьшается вследствие неспособности
насоса справиться с откачкой увеличивающегося объёма газа. Это может привести к
снижению эффекта дегазации. Таким образом, вакуум необходимо регулировать одновременно с пропускной способностью дегазатора. Путём снижения расхода жидкости можно уменьшить скорость газоотделения в дегазационной камере и обеспечить
тем самым оптимальный режим работы дегазатора.
В связи с тем, что сборник жидкости дегазатора имеет постоянный объём, пропускную способность дегазатора можно регулировать только при изменении времени
полного цикла дегазации. Пропускную способность дегазатора можно изменять двумя способами: сжатием пружины золотника (изменением вакуума в камере) и открытием приёмного клапана (изменением пропускной способности дегазационной
камеры). Оба способа имеют преимущества и недостатки, поэтому выбор способа
определяется трудностью дегазации бурового раствора.
Если газовая фаза стойкая, то уменьшить подачу дегазатора лучше путём увеличения степени разрежения в дегазационных камерах. В этих условиях для увеличения пропускной способности дегазатора необходимо удлинить ход приёмного клапана. Тогда
возрастёт расход жидкости через дегазационную камеру и уменьшится общее время цикла
дегазации за счёт снижения длительности всасывания бурового раствора. При этом необходимо добиваться, чтобы в момент открытия приёмного клапана вакуум в системе оставался постоянным, и не возникали резкие скачки давления. Если же это не удаётся, то
регулировать пропускную способность дегазатора необходимо комбинированным способом – изменением вакуума и степени открытия приёмного клапана.
Чтобы не допустить попадания бурового раствора в вакуумный насос, следует
избегать чрезмерного открытия приёмных клапанов. При появлении раствора в вакуумном насосе надо в первую очередь прикрыть приёмные клапаны. Для своевременного включения дегазатора в работу необходимо систематически контролировать
содержание газа в буровом растворе. Особенно часто измерять содержание газа следует в период восстановления циркуляции бурового раствора, когда имеется опасность выхода их скважины большого количества газированного раствора.
Бесперебойная работа вакуумного дегазатора зависит от того, насколько правильно он подготовлен к работе. Поэтому перед его пуском следует проверить:
1) положение штока клапана-разрядника и при необходимости переместить
его вручную в крайнее положение;
2) проверить вращение вала вакуумного насоса;
3) заполнить выкидной отсек ёмкости буровым раствором так, чтобы клапаны
погрузились в жидкость;
4) подать воду в вакуумный насос.
Основным контролируемым параметром работы дегазатора является давление
в камерах. Причиной изменения его могут быть различного рода неполадки в системе
дегазации. Так, снижение давления может возникнуть вследствие недостаточной по66
дачи воды в вакуумный насос или попадания воздуха в дегазационные камеры через
неплотности в соединениях. Вакуум может также понизиться из-за повышения температуры жидкости в вакуум-насосе. В этом случае подачу воды необходимо увеличить с тем, чтобы её температура в насосе была не более 40°С. Следует знать, что
после остановки вакуум-насоса небольшое количество воды из него перетекает в дегазационные камеры через клапан-разрядник. В результате этого в зимнее время клапаны могут примёрзнуть к сёдлам и для запуска дегазатора в работу потребуется
прогреть паром внутреннюю полость клапана-разрядника.
Наибольшее распространение в бурении нашли дегазаторы типов ДВС-3 и Каскад-40, технические характеристики которых представлены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Технические характеристики дегазаторов ДВС-3 и «Каскад-40»
Параметры
Максимальная пропускная способность по дегазированному раствору, л/с
Максимальная пропускная способность по газу
при н/у, м3/мин.
Объёмное газосодержание бурового раствора
на входе в дегазатор, %, не более
Рабочий вакуум, МПа
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм
Масса, кг
«Каскад-40»
ДВС-3
40
60
10
12
20
20
0,060-0,095
1 400х1 400х2 250
1 900
0,060-0,095
3 000х2 500х2 500
3 000
Если объёмное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%
объёмных, то необходимо принять меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее) и их устранению [59].
3.6. Противовыбросовое оборудование
Противовыбросовое оборудование предназначено для быстрой и надёжной герметизации устья скважины при наличии или отсутствии в ней колонны труб, циркуляции бурового раствора с регулированием противодавления на пласт, закачивания раствора в
пласт, отвода флюидов, поступающих из скважины, на безопасное расстояние и др.
В состав обвязки ПВО входят: превенторы, колонные головки, манифольд с запорными устройствами и манометрами, крестовина, пульты управления, дроссели.
Превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. В России выпускают три основных типа превенторов: плашечные, универсальные и вращающиеся.
Плашечные превенторы гидравлические (ППГ) обеспечивают расхаживание
колонны труб при герметизированном устье в пределах замкового или муфтового соединения, подвеску колонны на плашки и удержание ими колонны от выброса под
действием рабочего давления.
Корпус 1 превентора ППГ (рис. 3.3) представляет собой стальную отливку коробчатого сечения с вертикальным проходным отверстием круглого сечения и сквозной прямоугольной полостью, в которой расположены плашки. Прямоугольная
полоть корпуса с обеих сторон закрыта откидными крышками 4, шарнирно подвешенными на корпусе и уплотненными резиновыми прокладками 2. Крышки закреплены на корпусе винтами 3. Такая конструкция корпуса и крышек позволяет менять
разъёмные плашки превентора при нахождении колонны труб в скважине.
67
68
Рисунок 3.3 – Превентор плашечный гидравлический (ППГ)
(а – вид сбоку; б – вид сверху; 1 – корпус; 2 – откидные крышки; 3 – резиновые прокладки; 4 – винты;
5 – поршень; 6 – гидравлический цилиндр; 7 – шток; 8 – паропровод; 9 – коллектор; 10 – трубопровод;
11 – корпус плашки; 12 – сменный вкладыш; 13 – резиновые уплотнения)
В корпусах 13 плашек установлены сменные вкладыши 12 и резиновые уплотнения 11. Привод плашек дистанционный гидравлический. Плашки перемещаются при
помощи поршня 6 гидравлического цилиндра 5, шток 7 которого связан с корпусом. Через коллектор 8, поворотное ниппельное соединение и трубопровод 9 масло из системы
гидравлического управления под давлением поступает в гидравлические цилиндры.
Трубные плашки закрывают превентор при наличии в скважине колонны труб
различных диаметров; глухие плашки перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб. Специальные треугольные выступы на вкладышах трубных плашек обеспечивают принудительное центрирование колонны труб при закрывании превентора.
Для фиксации плашек в закрытом положении применяют ручной карданный привод, индивидуальный для каждой плашки. Этим же приводом при необходимости можно
закрыть плашки превентора (например, при отсутствии на буровой электроэнергии и/или
разряжённом аккумуляторе гидропривода). Открыть плашки, закрытые ручным приводом,
можно только при помощи гидроуправления. Полость плашек при работе в зимнее время
обогревается паром, который подаётся в паропроводы 10, встроенные в корпус.
Если в составе противовыбросового оборудования находятся два плашечных
превентора, то расстояние между плашками этих превенторов должно быть больше
длины замкового соединения бурильных труб. С этой целью между плашечными превенторами допускается установка дополнительной фланцевой катушки.
Если схемой обвязки предусмотрено использование двух плашечных превенторов, то в нижнем устанавливают глухие плашки для герметизации устья при отсутствии бурильного инструмента в скважине, а в верхнем – под определённый
(используемый) типоразмер труб.
Техническая характеристика плашечных превенторов приведена в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Техническая характеристика плашечных превенторов
Шифр
ППГ-156х320
ППГ-180х350
ППГ-230х350
ППГ-230х700
ППГ-280х350
ППГ-350х350
ППГ-425х210
ППГ-520х140
Внутренний
диаметр, мм
156
180
230
230
280
350
425
520
Рабочее
давление,
МПа
32
35
35
70
35
35
21
14
Диаметр
уплотняемых
труб, мм
33-114
33-127
33-168
33-168
48-194
60-273
60-340
114-426
Габариты, мм
Масса, кг
1 785х620х290
1 680х640х320
2 093х710х310
2 630х700х405
2 110х710х400
2 380х850х420
2 750х860х410
3 050х935х590
640
770
900
1 820
1 550
1 713
1 766
2 070
Превенторы универсальные гидравлические (ПУГ) (рис. 3.4) предназначены для
герметизации устья при бурении нефтяных и газовых скважин. Характеристика универсальных превенторов приведена в таблице 3.6.
Таблица 3.6 – Техническая характеристика универсальных превенторов
Технические характеристики
Внутренний диаметр, мм
Рабочее давление, МПа
Наибольший условный диаметр труб, пропускаемых с подвеской, мм
Температура рабочей среды, °С
Изменение диаметра проходного отверстия уплотнителя, мм
Габариты, мм
Масса, кг
69
ПУ-230×350
230
35
146
ПУ-280×350
280
35
194
150
230-0
280-0
1 170×870
1 325×1 010
2 955
4 510
Рисунок 3.4 – Превентор универсальный гидравлический (ПУГ)
(1 – крышка; 2 – уплотнительная крышка; 3 – уплотнитель; 4 – корпус;
5, 7, 9 – манжеты; 6 – плунжер; 8 – втулка)
Превенторы позволяют герметизировать любую часть бурильной колонны,
расхаживать её, проворачивать на гладкой части трубы, протаскивать замковые и
муфтовые соединения при герметизированном устье, а также перекрывать скважину
при отсутствии в ней колонны труб.
Корпус 4 и крышка 1 представляют собой стальные литые или кованые детали,
соединённые прямоугольной резьбой. На боковой поверхности корпуса предусмотрены отверстия для подвода жидкости от установки гидравлического управления и ушки для подъёма превентора и крепления его на устье.
Уплотнитель 3 представляет собой массивное резиновое кольцо, армированное
металлическими вставками, придающими уплотнителю жёсткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации. Плунжер 6 имеет ступенчатую
форму с центральным конусным отверстием, в котором установлен уплотнитель.
Плунжер, корпус и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры,
изолированные манжетами. Эти камеры через отверстия в корпусе соединены с установкой гидравлического управления. Нижняя запорная камера а предназначена для
закрытия превентора, а верхняя распорная б для его открытия.
При нагнетании масла под давлением в запорную арматуру плунжер движется
вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и вставки, которые перемещаются
при этом к центру скважины и герметизируют любую часть колонны, оказавшуюся в
зоне уплотнителя, или перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб.
70
При нагнетании масла в распорную камеру закрытого превентора плунжер из
верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жидкость из запорной камеры в
сливную линию гидравлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и
принимает первоначальную форму. Управление превентором осуществляется дистанционно гидравлически. Для проведения работ в зимнее время превенторы оснащены
камерами обогрева.
Превенторы вращающиеся (ПВ) (рис. 3.5) предназначены для автоматической герметизации устья бурящейся скважины вокруг любой части бурильной колонны, а также
для выполнения спуско-подъёмных операций при герметизированном устье.
Превенторы применяют при бурении с обратной промывкой, продувкой газообразными агентами или промывкой аэрированными буровыми растворами, равновесной системой скважина-пласт, а также при вскрытии пластов с высоким
давлением. Техническая характеристика вращающихся превенторов представлена в
таблице 3.7.
Рисунок 3.5 – Превентор вращающийся (ПВ)
(1 – корона; 2 – зажим; 3 – ствол байонетного закрепления патрона;
4 – корпус байонетного закрепления патрона; 5 – два радиальных подшипника;
6 – упорный подшипник; 7 – байонетное кольцо;
8 – подпружиненная защёлка; 9 – асбесто-графитовый или резиновый уплотнитель;
10 – корпус превентора; 11 – уплотнитель)
Корпус 10 превентора (рис. 3.5) представляет собой стальную отливку с фланцем в
нижней части и боковым фланцем. Нижний фланец служит для установки на устье, а боковой – для соединения с системой циркуляции бурового раствора или газообразного
агента. В верхней части корпус имеет торцовые прорези и резьбу для байонетного закрепления патрона, который состоит из корпуса 4, ствола 3 с набором асбестово-графитных
или резиновых уплотнителей 9. В верхней части ствола установлен зажим 2 для рабочей
71
трубы с надетой на него короной 1, а в нижней части закреплён уплотнитель 11. Ствол
установлен в корпусе в двух радиальных 5 и одном упорном подшипнике 6. Корона и
верхняя часть ствола имеют зубцы специального профиля, обеспечивающие зацепление
зажима со стволом. Уплотнитель 11 состоит из металлического основания и резиновой части с двумя цилиндрическими уплотняющими поверхностями.
Таблица 3.7 – Техническая характеристика вращающихся превенторов
Технические характеристики
Диаметр проходного отверстия корпуса,
мм
Диаметр проходного отверстия бокового
отвода, мм
Диаметр корпуса патрона, мм
Рабочее давление, МПа
Давление, допускаемое при наибольшей
частоте вращения, МПа
Температура рабочей среды, °С
Условный диаметр уплотняемой
бурильной трубы, мм
Условный диаметр уплотняемой
ведущей трубы, мм
Максимальная частота вращения ствола, с-1
Габариты, мм
Масса, кг
ПВ-156×320
ПВ-307×200
ПВ-230×10
ПВ-307×10
156
307
230
307
150
200
380
32
515
20
8
8
360
1
1
1
1
120
60-89
73-140
60-114
73-140
63-76
76-127
63-101
76-127
660×570×
1 570
816×730×
1 800
1 120×620×
1 200
1 120×620×1 100
960
1 560
560
590
1,66
2,33
Зажим состоит из двух половин, внутренние размеры которых зависят от диаметра рабочей трубы. При помощи короны, зубцы которой зацепляются с зубцами на
верхнем торце ствола, зажим передаёт стволу вращение от рабочей трубы. Байонетное кольцо 7 навинчено на корпус превентора. В закрытом положении кольцо закрепляют патрон в корпусе превентора, а в открытом положении позволяет извлечь
патрон из корпуса. Оба положения байонетного кольца фиксируют при помощи установленной на нём подпружиненной защёлки 8. Управление байонетным кольцом
осуществляется вручную, тремя радиальными цапфами.
Вращающиеся патроны ПВ-307×10, ПВ-230×10 применяют при бурении аэрированными промывочными жидкостями или газообразными агентами при низких
пластовых давлениях.
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. Основным назначением колонных головок является обеспечение:
- подвески колонн;
- герметизации межколонных пространств;
- контроля давления в межколонных пространствах;
- снижение давления в межколонных пространствах;
- закачки цементного раствора в межколонные пространства.
Манифольд с запорными устройствами и манометрами противовыбросового
оборудования предназначены для обвязки превенторной установки нефтяных и газовых скважин с целью обеспечения возможности глушения при флюидопроявлениях.
Манифольд с запорными устройствами позволяет осуществить следующие технологические операции:
- замену газированного раствора в скважине промывочной жидкостью из приёмных ёмкостей;
- циркуляцию раствора с противодавлением на пласт;
72
- закачку раствора в скважину буровым насосом или цементировочным агрегатом;
- разрядку скважины путём выпуска раствора или флюида через выкиды.
Длина линий сбросов (выкидов) от блоков глушения и дросселирования должны быть [59]:
1) для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/сут. – не менее 30 м;
2) для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/сут., газовых и
разведочных скважин – не менее 100 м.
Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам БУ, должно быть не менее 100 м.
В конструкции манифольда предусматривается возможность продувки трубопровода. Трубы соединяют только стандартными трубными резьбами на герметизирующей смазке УС-1. Сварка в условиях эксплуатации категорически запрещена.
Внутренние диаметры линий манифольда и установленных на них задвижек должны
быть не меньше внутреннего диаметра отводов стволовой крестовины.
Запорные устройства представляют собой задвижки, которые конструктивно
подразделяются следующим образом:
1) по уплотнению: М – металл по металлу, V – с упругим элементом;
2) по системе подачи смазки: А – автоматическая, С – принудительная, не указано – без смазки;
3) по конструкции шибера: Д – двухпластинчатый, Р – расклинивающийся, не
указано – однопластинчатый;
4) по управлению: Г – гидравлическое, П – пневматическое, не указано – ручное;
5) по коррозионностойкости: не указано – некорозионностойкие, К1 – корозионностойкие к агрессии углекислоты до 10%, К2 – коррозионностойкие к агрессии
углекислоты и сероводорода до 10% каждого.
Блок задвижек устанавливают на металлическом основании.
Манометры предназначены для осуществления контроля за изменением давления в процессе глушения скважины.
Крестовина предназначена для обвязки устья скважины с манифольдом и
крепления на ней превенторов.
Пульты управления предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидравлическими задвижками. Система управления имеет основной пульт, находящийся за пределами основания буровой установки не менее чем
в 10 м от устья скважины, и вспомогательный пульт у поста бурильщика [59]. В конструкции пульта управления предусмотрена звуковая или световая сигнализация при
падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого, обеспечивается возможность выпуска воздуха, а также устройство, автоматически отключающее гидропривод при повышении давления выше допустимого.
Дроссель предназначен для регулирования противодавления на пласт в процессе циркуляции бурового раствора. По принципу работы в России изготавливают
дроссели с ручным и гидравлическим приводом.
Схема установки и обвязки ПВО, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией на основе установленных требований [1, 59] и согласования
с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком.
На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 70 МПа, устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями – два с дистнционным и
один с ручным управлением [59].
Противовыбросовое оборудование изготавливается в соответствии c [1, 59] по
десяти типовым схемам (прил. 3).
73
Основные параметры противовыбросового оборудования (ОП) и его составных
частей согласно [1, 59] представлены в таблице 3.8.
Таблица 3.8 – Основные параметры ОП и его составных частей
Условный
проход ОП,
мм
Рабочее давление,
МПа
100
180
230
280
350
425
476
540
680
14, 21, 35, 70
14, 21, 35, 70, 105
35, 70
21, 35, 70, 105
21, 35, 70
21, 35
35, 70
14, 21
7, 14
Условный
диаметр прохода
манифольда, мм
для
для
бурения ремонта
80
50, 65,
80
Номинальное
давление
станции гидропривода, МПа
5, 10, 14, 21, 35
Максимальный
диаметр трубы,
проходящей с
трубодержателем
(подвеской)
через ОП, мм
127
146
194
273
340
377
426
560
При выборе типа ПВО следует руководствоваться следующими положениями [59]:
1) При вскрытии скважиной изученного разреза с нормальным пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворённым газом) пластами,
после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без неё (один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный
превентор с глухими плашками и универсальный превентор).
2) Три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со
срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объёмном содержании сероводорода до 6% определяется организацией
по согласованию с противофонтанной службой.
3) Четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и
один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:
а) вскрытия пластов с АВПД и объёмным содержанием сероводорода более
6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более
35 МПа;
б) использования технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении
герметизированного устья;
в) на всех морских скважинах.
В зависимости от параметров и коррозионной активности скважинной среды
ОП согласно [1] изготавливается в коррозионностойком исполнении (табл. 3.9).
Таблица 3.9 – Обозначение коррозионностойкого исполнения ОП
Обозначение исполнения
К1
К2
К3
Параметры скважинной среды
Среда с объёмным содержанием СО2 до 6%.
Среда с объёмным содержанием СО2 и Н2S до 6%.
Среда с объёмным содержанием СО2 и Н2S до 25%.
74
Примеры условных обозначений ПВО:
- ОП5 230х35К2 – оборудование противовыбросовое по схеме 5 с условным
проходом превенторного блока 230 мм и рабочим давлением 35 МПа для скважинной
среды, содержащей СО2 и Н2S до 6%.
- ОП7с 350х70К3 – оборудование противовыбросовое по схеме 7 с условным
проходом превенторного блока 350 мм и рабочим давлением 70 МПа для скважинной
среды, содержащей СО2 и Н2S до 25% с превентором со срезающими плашками.
- ОП1 180х14 – оборудование противовыбросовое по схеме 1 с условным проходом превенторного блока 180 мм и рабочим давлением 14 МПа.
3.7. Методы глушения проявлений
Методы глушения скважин при нефтегазоводопроявлениях подразделяются на
две основные группы:
1) Методы плавного глушения скважин, основанные на контроле за давлением
в кольцевом пространстве на устье.
1.1) Метод плавного глушения при газопроявлениях.
1.2) Метод плавного глушения при нефтеводопроявлениях.
2) Методы плавного глушения скважин, основанные на контроле за давлением
в нагнетательной линии.
2.1) Метод уравновешенного пластового давления (или метод постоянного
давления в бурильных трубах).
2.1.1) Метод двухстадийного глушения скважин (или способ бурильщика).
2.1.2) Метод непрерывного глушения скважины.
2.2) Метод «низкого» давления перед дросселем.
Необходимо отметить, что все эти методы основываются на поддержании постоянным, или почти постоянным, забойного давления. Его регулирование производится с помощью дросселя на выкидной линии превентора. Наиболее
распространёнными в практике бурения ввиду своей сравнительной простоты в реализации и эффективности является вторая группа методов.
3.7.1. Определение поступившего в скважину флюида
Определение поступившего в скважину флюида основывается на принципе сообщающихся сосудов. При обнаружении проявления выключается буровой насос и
закрывается превентор. По истечении 10 минут произойдёт стабилизация давлений в
трубах и затрубье. При этом давление на забой со стороны кольцевого пространства
будет равно:
(3.4)
Рзаб. = Рк + р · g · (H – L) + L · g · фл.
Давление на забой со стороны внутреннего пространства бурильных труб будет
равно:
(3.5)
Рзаб. = Ртр. + р · g · H,
где Рк – давление в затрубном пространстве (манометр на дросселе), Па;
Ртр. – давление в трубах (манометр на стояке), Па;
р – плотность бурового раствора, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
H – глубина скважины, м;
L – высота столба поступившего флюида, м.
Приравниваем правые части уравнений (3.4) и (3.5) и получаем:
(3.6)
Рк + р · g · (H – L) + L · g · фл. = Ртр. + р · g · H.
75
Выражаем отсюда фл. и получаем:
фл = (Ртр. + р·g·H – Рк – р·g·(H – L))/(L·g) = р – ((Рк – Pтр.)/(L·g)). (3.7)
Высота столба поступившего флюида определяется по формуле:
(3.8)
L = Vфл/q = (Vёмк.к – Vёмк.н)/q,
где Vёмк.к – объём бурового раствора в приёмной ёмкости после проявления, м3;
Vёмк.н – объём бурового раствора в приёмной ёмкости до проявления, м3;
q – объём 1 погонного метра в затрубном пространстве, м3.
Если фл. < 360 кг/м3, то поступивший флюид газ.
Если фл. = 360-1 080 кг/м3, то поступивший флюид нефть.
Если фл. > 1 080 кг/м3, то поступивший флюид вода.
Затем определяется пластовое давление Рпл, которое приблизительно равно Рзаб.
и можно определить по формуле (3.4) или (3.5).
В случае замещения утяжелённым раствором в затрубье исходного раствора и
флюида Рзаб. будет равно:
(3.9)
Рзаб. = у · g · H,
3
где у – плотность утяжелённого раствора, кг/м .
Отсюда находим плотность требуемого утяжелённого раствора:
(3.10)
у = кб · Рпл/(g · H) или у = р + (Ртр/g · H).
3.7.2. Метод двухстадийного глушения (метод бурильщика)
Метод двухстадийного глушения включает в себя две стадии:
1) вымыв флюида;
2) глушение.
Порядок выполнения операций и расчётов:
1) После закрытия превентора по истечении 10-15 мин. определяют давление
в трубах (Рт), давление в затрубном пространстве (Рк), объём поступившего флюида
(Vфл), необходимую плотность утяжеляемого бурового раствора для глушения (у) по
формулам (3.4)-(3.10), после чего приступают к утяжелению буровой промывочной
жидкости в запасных ёмкостях.
2) Включается буровой насос с производительностью Qвф. При этом:
если Q > 30 л/с, то Qвф = 0,5 · Q;
если Q  30 л/с, то Qвф = Q / 1,5;
если Q  20 л/с, то Qвф = Q.
Дроссель открывается так, чтобы давление нагнетания было равно:
(3.11)
Рн = Ртр.+ Рвф + Р,
где Рвф – гидравлические потери при вымыве флюида, Па;
Р – перепад давления (0,5-1,0 МПа), Па.
(3.12)
Рвф = Рб · (Qвф/Qб,),
где Рб – гидравлические потери при бурении, Па;
Qвф – подача насоса при вымыве флюида, м3/сек;
Qб – подача насоса при бурении, м3/сек.
В случае если потери давления неизвестны, то при пуске давления дроссель
открывают таким образом, чтобы в затрубном пространстве давление было
Рк + (0,5 ÷ 1,0 МПа) до стабилизации давления нагнетания (около 5 мин.) – это и
будет давление нагнетания.
3) Раствор закачивается с Рн и Qвф = соnst до вымыва флюида из кольцевого
пространства. Постоянство этих параметров обеспечивается с помощью дросселя.
При этом максимальное давление в затрубье не должно превышать допустимое (Рmax):
76
Рmax = Pтр. + ((Рпл – Ртр.) · Vу / Vкп),
(3.13)
Vкп – объём кольцевого пространства, м3;
Vу – уточнённый объём бурового раствора за счёт поступления флюида, м3.
Vу = Vфл + V,
(3.14)
2
1/2
V = 0,5·Vкп·(((а + 4· (1 + а) ·Vфл)/Vкп) – а) – Vфл,
(3.15)
а = Ртр. / (р · g · H).
(3.16)
4) После прокачки объёма раствора Vбк+Vкп останавливают насосы. Если флюид вымыт, то должно установиться равновесие Рт/ = Рк/. Уточняется Рпл и у по формуле (3.10). Заканчивается приготовление бурового раствора.
5) В скважину в бурильные трубы закачивается приготовленный утяжелённый
буровой раствор с производительностью Qвф = const. При этом в начальный момент
времени поддерживается давление закачки Рн.
По мере подхода утяжелённого раствора по бурильным трубам к долоту избыточное давление в трубах (Рт) будет полностью компенсировано. Поэтому отпадает
необходимость поддерживать постоянным Рн, которое согласно формуле (3.11) складывалось из Рт, Рвф и Р. Необходимое теперь давление Рнн будет определяться только величиной гидравлических сопротивлений, так как Р принимается равным 0. Так
как гидравлические потери пропорциональны плотности раствора, то:
Рнн = Рвф · р/у.
(3.17)
Если колонна одноразмерная, то снижение Рт от Рн до Рнн осуществляется пропорционально закачанному объёму раствора. Если не одноразмерная, то пропорционально длине заполнения бурильных труб утяжелённым раствором (рис. 3.6).
6) После выхода утяжелённого раствора в затрубье при Рнн = const производится прокачка раствора вверх с постепенным открытием дросселя со снижением
противодавления до нуля в конце глушения скважины.
7) После выхода на устье раствора плотностью у циркуляцию останавливают.
Избыточного давления на устье быть не должно.
По окончании всех расчётов для удобства регулирования давления с помощью
дросселя в период глушения рекомендуется построить график изменения давления от
времени (рис. 3.7).
где
Рт
Рн
Рнн
0
Vбк
V
Hбк
H
Рисунок 3.6 – Снижение давления от Рн до Рнн в зависимости от закачанного
в бурколонну объёма раствора (V) и длины заполнения труб жидкостью (Н)
Время движения раствора в бурильных трубах и кольцевом пространстве можно определить из соотношений: tбк = Vбк/Qвф и tкп = Vкп/Qвф, где Vбк и Vкп соответственно внутренний объём бурильной колонны и объём кольцевого пространства.
77
Р
Рн
Рнн
1 стадия (вымыв флюида)
0
tбк
2 стадия (глушение)
tкп
tбк
tкп
t
Рисунок 3.7 – График изменения давления во времени
при двухстадийном глушении
3.7.3. Метод непрерывного глушения
Скважина глушится за один цикл, если имеется готовый раствор плотностью у
или за несколько циклов, если плотность раствора окажется недостаточной.
1) После закрытия превентора определяют Рт, Рк, Vфл, у, Qвф, Рн как в способе
бурильщика.
Разница состоит в процедуре выхода на постоянное давление в бурильных трубах при котором ликвидируется проявление. Давление нагнетания должно меняться
так, чтобы в любой момент времени его величина отражала условие:
(3.18)
Рн i = Рн – Р1 + Р2,
где Р1 – прирост давления в бурильных трубах за счёт увеличения плотности от р
до у и длины столба раствора от 0 до Н, Па;
Р2 – то же в кольцевом пространстве, Па.
2) В скважину закачивается утяжелённый раствор. Дальше действия аналогичны п. п. 5-7 способа бурильщика при поддержании давления нагнетания от Рн до Рнн.
Максимальное давление на устье определяется по формуле:
(3.19)
Рmax = Рпл · (Vу/Vкп)1/2.
Общее увеличение объёма раствора:
(3.20)
Vу = (Vфл · Vкп)1/2.
3.7.4. Метод низкого давления перед дросселем
Главная цель применения метода – сброс пиковых давлений в кольцевом пространстве.
1) В случае быстрого роста давления после остановки насосов и герметизации
устья пускают насосы и с помощью дросселя устанавливают максимально возможное
давление в кольцевом пространстве на устье скважины.
2) Фиксируется установившееся давление на входе в бурильную колонну Рн и
оценивается в первом приближении требуемая плотность бурового раствора:
у = р + ((Рн – Рб + Р)/(g · Н)),
(3.21)
где Рб – давление при циркуляции при нормальных условиях промывки, Па.
3) Утяжеляют и одновременно закачивают раствор в колонну, плавно изменяя
с помощью дросселя давление нагнетания от Рн до Рнн.
4) После прохождения утяжелённым раствором части пути по затрубью, останавливают насосы и закрывают скважину для стабилизации давления. В случае если не
наблюдается резкого повышения давления, то переходят к другим методам глушения.
78
4. НАРУШЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
4.1. Классификация осложнений, связанных
с неустойчивостью стенок скважины
Нарушение устойчивости стенок скважины происходит в результате наступления предельного состояния в породах приствольной зоны.
Виды нарушений устойчивости и их негативные последствия можно классифицировать следующим образом (табл. 4.1): вскрытие естественных и образование новых трещин, кавернообразование, сужение ствола скважины, породопроявление,
осыпание, обваливание и обрушение пород.
Таблица 4.1 – Виды нарушения устойчивости стенок скважины
Виды нарушений
1. Вскрытие естественных и образование новых
трещин
Вскрываемые породы и характер процессов
Последствия
Породы с естественной трещиноватостью и любые
породы при критических давлениях в скважине.
Поглощение, осыпи и обвалы.
2. Образование
каверн
Рыхлые слабосвязанные породы, подвергшиеся
эрозионному воздействию (размыву) и осыпанию
в условиях контакта с раствором и ударов бурколонны при вращении и проведении СПО.
3. Сужение ствола скважины
Пластичные глины, ползучесть которых увеличивается при взаимодействии с фильтратом бурового
раствора.
4. Породопроявление
Высокопластичные глинистые породы под высоким давлением тектонического происхождения,
соли.
5. Осыпание
пород
Малосвязанные, слоистые породы, разрушающиея
и выпадающие в скважину под воздействием бурового раствора, колебания давления и температуры, флюидопроявления, поглощения, воздействие
бурильной колонны на стенки скважины при вращении и выполнении СПО.
6. Обваливание
пород
Рыхлые и перемятые породы в особенности с крутым углом залегания при глубоком проникновении фильтрата или высокой начальной
водонасыщенности.
7. Обрушение
пород
Любые породы за исключением высокопрочных;
крутые углы падения пластов (до 75-90°); тектонические нарушения; флюидопроявления; перед
вскрытием пластов с АВПД.
Образование застойных зон
в кавернах, потеря ствола,
некачественное цементирование.
Уменьшение диаметра
ствола, посадки, затяжки,
заклинки колонн, обвалы и
разрушение горных пород.
Выдавливание бурильной
колонны из скважины поднимающейся вверх по стволу породной пробкой,
рапопроявления.
Прихваты бурильных и обсадных колонн, геофизических
приборов, недоходы инструмента до забоя, рост каверн,
сальникообразование.
Прихваты колонн и геофизических приборов, недоходы инструмента до забоя,
рост каверн, потеря ствола
и циркуляции.
Прихваты колонн, недоходы
инструмента до забоя, рост
каверн, сальникообразование, забуривание нового
ствола.
Потенциальные размеры каверны, используя условие пластичности ГубераМизеса-Генки, можно определить по формуле [22]:
R  0,61  r  exp
где
r – номинальный радиус скважины, м;
79
Рг  Рс
,
1,15   т
(4.1)
Pг – горное давление, Па;
Рс – гидравлическое давление в скважине, Па;
σт – предел текучести породы при одноосном сжатии, Па.
Предельная область каверны формируется постепенно и по К. Хеферу определяется по формуле:

 t 
R(t )  r  ( R  r )  1  exp     ,
 to  

(4.2)
где
r – номинальный радиус скважины, м;
R – потенциальные размеры каверны, м;
t – время нахождения ствола в необсаженном состоянии, сут.;
t0 – время релаксации напряжения (согласно [72] t0 = 10 сут.).
Скорость сужения скважин, представленных пластичными породами (глины,
соли), можно определить по формуле [22]:
 3  т 
V  R  r
,
2


o 

(4.3)
где
r – номинальный радиус скважины, м;
R – потенциальные размеры каверны, м;
σт – предел текучести породы при одноосном сжатии, Па;
η0 – пластическая вязкость породы при одноосном сжатии, Па.
В работе [66] представлена формула для определения минимально допустимой
плотности бурового раствора с целью сохранения устойчивости стенок из условия,
что давление в скважине равно гидростатическому:
min
1

gH
2

2  Рг2  1   
  Pг 
3



,


(4.4)
g – ускорение свободного падения, м/с2;
Н – глубина, м;
λ – коэффициент бокового распора (λ = μ/(1 – μ);
μ – коэффициент Пуассона;
τ – длительная прочность породы на сдвиг, Па;
Pг – горное давление, Па.
При отсутствии разрушения породы на стенке скважины можно найти верхнее
значение плотности раствора:
где
max
т
3,

gH
Pг 
(4.5)
Pг – горное давление, Па;
σт – предел текучести породы при одноосном сжатии, Па;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
Н – глубина, м.
Однако, следует отметить, что в приведенных формулах (4.1-4.5) расчёт минимальной и максимальной плотности, размеров каверн и скорости сужения стенок затруднён из-за недостаточности информации о прочностных и реологических
характеристиках породы в реальных условиях скважины. Кроме этого, приведённые
формулы применимы для определения условий устойчивости стенок идеализировангде
80
ной скважины, когда породы сплошные, изотропные, а физико-механическое взаимодействие с буровым раствором отсутствует. Поэтому эти формулы рекомендуется
применять в основном для качественного выбора направления регулирования технологических регламентов.
4.2. Причины нарушения устойчивости стенок скважины
Нарушение устойчивости стенок скважины происходит под действием геологических, физико-химических и технико-технологических факторов. К геологическим
факторам, влияющим на устойчивость стенок скважины, относятся: напряжённое состояние пород, строение и литолого-фациальные особенности горных пород, присутствие в пласте флюидов и их концентрация, пластовое давление, физикомеханические свойства и условия залегания горных пород (угол напластования).
К физико-химическим факторам относятся осмотический и капиллярный влагоперенос, поверхностная гидратация горных пород, которые сопровождаются развитием дополнительных расклинивающих давлений. Последние наиболее опасны в
сланцевых и перемятых породах.
Основными технико-технологическими факторами, влияющими на устойчивость стенок скважины, являются: параметры бурового раствора, способ и режим бурения, скорость потока раствора в кольцевом пространстве, значения зенитного и
азимутального углов, интенсивность искривления, продолжительность пребывания
неустойчивых пород в необсаженном состоянии.
Одним из основных факторов, влияющих на устойчивость стенок скважины,
являются параметры бурового раствора. При этом завышенная плотность раствора
будет способствовать росту гидравлических сопротивлений, а следовательно усилению эрозии стенок скважины, заниженная – увеличению осыпей и обвалов. Уменьшение фильтрации промывочной жидкости будет способствовать ослаблению осыпей
и обвалов, но полностью их не предотвратит.
Механическое воздействие бурильной колонны при вращении, наращивании и
проведении СПО и эрозия восходящего потока раствора усугубляют осыпание, которое при неблагоприятном стечении обстоятельств может привести к обвалам и образованию каверн. Поэтому, по возможности, необходимо снижать количество СПО и
частоту вращения при роторном способе бурения либо бурить с использованием забойных двигателей.
Большое влияние на устойчивость стенок скважины оказывают значения зенитного и азимутального углов, а также интенсивность искривления ствола скважины, резкое изменение которых будет способствовать увеличению механического
воздействия на стенки скважины, а следовательно росту осыпей и обвалов.
Немаловажную роль в сохранении устойчивости стенок скважины играет
продолжительность пребывания пород в необсаженном состоянии. Поэтому
необходимо стремиться к сокращению сроков нахождения неустойчивых пород в
необсаженном состоянии.
4.3. Признаки нарушения устойчивости стенок скважины
Основными признаками нарушения устойчивости стенок скважины являются:
1. Появление в циркулирующем растворе дополнительного количества шлама,
превышающего нормы как по количеству, так по форме и размерам частиц, «наработка» раствора.
2. Затяжки, посадки, заклинки инструмента при выполнении СПО и наращивании.
81
3. Резкое повышение или скачки давления в нагнетательной линии насосов,
сальникообразование.
4. Заваливание части пробуренного ствола скважины при выполнении СПО.
5. Породо- и рапопроявления.
4.4. Предупреждение нарушения устойчивости стенок скважины
Воздействовать на геологические факторы, обуславливающие нарушение
устойчивости стенок скважины, невозможно, но управление техникотехнологическими и физико-химическими факторами позволяет существенно уменьшить их негативное влияние. Основными принципами такого управления, то есть мерами предупреждения, являются:
1) Правильный выбор конструкции скважины, когда интервалы, склонные к
нарушению устойчивости, перекрываются обсадной колонной как можно быстрее.
2) Правильный выбор типа бурового раствора, который должен быть химически нейтральным по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание. Снижение фильтрации и вязкости бурового раствора.
Плотность раствора при любых условиях должна соответствовать условию:
(4.6)
Pmin   · g · H + Pг.д. < Рг.р.,
где Рmin – минимальное давление в скважине, при котором породы сохраняют
устойчивость;
Рг.д. – гидродинамическое давление в стволе скважины при выполнении различных технологических операций;
Рг.р. – давление гидроразрыва пород.
Pmin =  · Ргор. =

 Pгор. ,
1 
(4.7)
 – коэффициент бокового распора;
 – коэффициент Пуассона (0,1-0,5);
Ргор. – горное давление.
Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые
давления на величину не менее [59]:
- 10% – для скважин глубиной до 1 200 м (интервалов от 0 до 1 200 м);
- 5% – для интервалов от 1 200 м до проектной глубины.
Плотность бурового раствора определяется по формуле:
где

a  Pпл
,
gH
где
(4.8)
а – коэффициент запаса (а = 1,1 при Н ≤ 1 200 м; а = 1,05 при Н > 1 200 м);
Рпл – пластовое давление, Па;
g – ускорение свободного падения (g = 9,8 м/с2);
Н – глубина залегания пласта, м.
В необходимых случаях проектом «может устанавливаться большая плотность
раствора, но при этом максимально допустимая репрессия с учётом гидродинамических нагрузок должна исключать возможность гидроразрыва пород или поглощения
раствора для всего интервала совместимых условий бурения».
В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав
82
бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины [59]. При этом репрессия не должна превышать пределов,
установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 15% эффективных скелетных напряжений
(разница между горным и поровым давлением пород).
Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобождённого от
газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,03 г/см3 от установленной проектом
величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений) [59].
3) Долота, КНБК, режим бурения должны быть оптимизированы по критерию
максимума рейсовой скорости или минимума времени бурения интервала опасного с
точки зрения нарушения устойчивости ствола. При этом механическое и гидромеханическое воздействие на пласт также должно быть минимальным (ламинарный или
структурированный режим течения жидкости в затрубье).
4) Ограничение скорости СПО. Осуществление плавного пуска насоса с использованием ДЗУ. Обеспечение постоянной доливки скважины при подъёме.
5) При длительных остановках или простоях скважин, во вскрытых разрезах
которых имеются интервалы, сложенные склонными к текучести породами (соли,
пластичные глины и т. п.), бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны [59]. В случае, если поднять бурильный инструмент в башмак обсадной колонны не представляется возможным (например, отказ или поломка силового
привода или технологически необходимого оборудования и т. п.), то рекомендуется
поднять инструмент на максимально возможную (допустимую) высоту и как можно
быстрее произвести требуемый (необходимый) ремонт. При этом необходимо периодически (каждые 3-5 минут) на 2-3 м спускать инструмент.
6) Оптимизация профиля ствола скважины с исключением резких изменений
зенитного и азимутального углов.
7) Геофизический контроль за состоянием ствола: инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия.
Инклинометрия предназначена для определения интервалов искривления (зенитного и азимутального углов) и возможного образования жёлобов.
Кавернометрия позволяет осуществлять запись фактического диаметра скважины (сужение или уширение). Показатель устойчивости скважины – коэффициент
кавернозности К = (Дф/Дд)2, где Дф , Дд – соответственно фактический и номинальный
диаметры скважины, м. Кавернометрия даёт заниженные размеры сечения ствола
скважины. При асимметричном сечении ствола скважины ошибка может достигать
35-38% [74].
Профилеметрия позволяет записывать диаметр скважины в 2-х, 3-х, 4-х и более
плоскостях, выявить форму ствола, более точно подсчитать объём скважины по сравнению с кавернометрией.
4.5. Методы сохранения устойчивости стенок скважины
Основными методами сохранения устойчивости стенок скважины являются:
- правильный выбор типа и состава бурового раствора, который должен быть
химически нейтральным к разбуриваемым породам;
- оперативное регулирование и управление свойствами буровых растворов;
- применение специальных способов упрочнения стенок скважины при бурении.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции осложнения, связанные с
неустойчивостью стенок скважины, возникают в основном при бурении в четвертич83
ных, триасовых и юрских отложениях, представленных глинистыми породами и в
нижне-каменноугольных и верхнедевонских отложениях, представленных мергелями.
4.5.1. Основные принципы выбора типа
и параметров бурового раствора
Состав и свойства бурового раствора выбираются на основе анализа геологических условий бурения, в частности, литологического строения разреза, физикомеханических свойств горных пород.
Перед выбором состава (рецептуры) бурового раствора необходимо разрез проектируемой скважины разделить на интервалы, различающиеся по литологическому составу
горных пород, ожидаемым осложнениям и температурным условиям, требующим определённого различия в химической обработке и характеристике буровых растворов в каждом
интервале. Для обоснования можно использовать обобщённые данные по отдельным
группам пород. Согласно исследованиям, проведённым в институте «ВНИИКРнефть», основные горные породы осадочного комплекса можно разделить на 8 групп, отличающихся
по физико-химическим и физико-механическим свойствам.
1 группа – песчаники, доломиты, известняки, характеризующиеся устойчивостью в процессе бурения. Они не изменяют своих физико-химических свойств под
воздействием фильтрата буровых растворов и не оказывают существенного влияния
на качество циркуляционных агентов, поэтому для промывки в этих интервалах (исключение составляют коллекторы нефти и газа) не требуется специальных систем и
дорогостоящих материалов и химических реагентов.
2 группа – песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргиллитов,
мергелей, алевролитов, характеризующиеся неустойчивостью вследствие набухания
глин и осыпей аргиллитов и алевролитов. Разбуривание их может сопровождаться
осыпями, обвалами, прихватами бурильного инструмента. В этих условиях предъявляются повышенные требования к качеству бурового раствора, в частности, фильтрационным характеристикам.
3 группа – глины. Пластичные глины легко набухают при контактировании с
растворами на водной основе. Глинистый шлам диспергирует в среде бурового раствора, образуя устойчивые коллоидные системы. Бурение мощных глинистых отложений, как правило, сопровождается длительными проработками, промывками,
интенсивным загущением бурового раствора. Поэтому промывочная жидкость должна обладать ингибирующими свойствами. В некоторых случаях неустойчивое состояние глинистых пород связано с их пластичным поведением. Для предупреждения
вытекания необходимо увеличивать плотность и уменьшать фильтрационные характеристики бурового раствора.
4 группа – аргиллиты, алевролиты, мергель, известняки глинистые, характеризующиеся неустойчивостью, склонностью к осыпям и обвалам. Особенностью этих
отложений является плитчатое строение, в некоторых случаях – развитая трещиноватость. Буровые растворы должны обладать достаточной плотностью, ингибирующими
и кольматирующими свойствами, минимальной водоотдачей и повышенной вязкостью для предупреждения эрозионного разрушения стенок скважины.
5 группа – каменная соль. В пресном буровом растворе соль растворяется, вызывая коагуляцию раствора и кавернообразование. В зависимости от глубины залегания проявляются пластичные свойства соли, что вызывает необходимость увеличения
плотности промывочной жидкости. В таких разрезах рекомендуется использовать соленасыщенные растворы и растворы на углеводородной основе.
84
6 группа – каменная соль с пропластками бишофита или других солей. Характеризуется различной растворимостью в буровых растворах на водной основе, способностью к пластичному течению, вызывает коагуляцию бурового раствора,
является причиной прихватов бурильного инструмента и обсадных колонн. Рекомендуется использовать растворы с конденсированной или органической структурообразующей фазой или на углеводородной основе.
7 группа – каменная соль с пропластками терригенных пород. Бурение осложняется неустойчивостью терригенного комплекса. Рекомендуется дополнительно обрабатывать буровой раствор ингибирующими реагентами.
8 группа – каменная соль с пропластками бишофита и терригенных пород. Для
предупреждения нарушения устойчивости терригенных пород рекомендуется применять растворы с конденсированной или органической фазой, которые дополнительно
содержат калийные соли или кольматирующие добавки.
Некоторые осложнения могут быть предупреждены или уменьшены путём регулирования плотности бурового раствора (флюидопроявления, поглощения промывочной
жидкости, выпучивание пластичных пород в ствол скважины). Принципиальное внимание при выборе раствора должно быть уделено осложнениям, причиной которых является физико-химическое взаимодействие с фильтратом бурового раствора (растворение,
набухание и т. п.), а также вскрытию продуктивных пластов.
Наибольшей активностью по отношению к водным растворам обладают глинистые породы и хемогенные отложения.
При вскрытии мощных отложений глинистых пород различной степени литификации необходимо тщательно обосновать состав бурового раствора и его свойства,
классифицируя по показателю устойчивости (табл. 4.2) [8]:
a
 гм
,
н
(4.9)
ρгм – плотность глины в условиях массива, кг/м3;
ρн – нормальная плотность глины на данной глубине залегания, кг/м3.
Чем меньше показатель устойчивости, тем сильнее разуплотнение глин и кавернообразование, причиной чего является высокое поровое давление.
где
Таблица 4.2 – Классификация горных пород по степени устойчивости
Класс или
категория
устойчивости
1
Значение
показателя
устойчивости
1-0,950
2
0,949-0,900
3
0,899-0,850
4
0,849-0,800
5
0,799 и менее
Поведение пород при бурении
Практически устойчивы
Подвержены незначительным осыпям, процесс бурения
не нарушается
Заметные осыпи, требующие периодических проработок
ствола скважины
Значительные осыпи, приводящие к посадкам и затяжкам
при движении колонны бурильных труб и повышению
давления при промывках ствола скважины
Сильные осыпи, требующие систематических проработок
интервалов залегания глин, возможна частичная потеря
ствола скважины
85
Общие рекомендации по выбору типа бурового раствора для разбуривания
горных пород представлены в таблице 4.3 [15].
Таблица 4.3 – Выбор типа бурового раствора
Категория
устойчивости
1
2
3
4
5
Тип бурового раствора
Пресный буровой раствор, техническая вода, естественная шламовая
суспензия, полимерный малоглинистый раствор.
Стабилизированный пресный буровой раствор, лигносульфатный,
полимерный малоглинистый раствор.
Известковый, нефтеэмульсионный, силикатный, каонитовый, лигносульфанатный, естественно-минерализованный, минерализованный полимерный
раствор.
Хлоркалиевый, хлоркальциевый, хлорнатриевый, нефтеэмульсионный,
силикатный, соленасыщенный, алюминатный, малоглинистый, гипсовый.
Хлоркалиевый, хлоркальциевый, хлорнатриевый, соленасыщенный,
алюминатный, малоглинистый (полимерный), ИБР, ВИЭР.
Так как разрез скважины представлен породами различного минералогического
и химического состава, то, естественно, что в одних и тех же условиях действие промывочной жидкости будет неодинаково. Поступление промывочной жидкости (воды
или фильтрата) в горную породу создаёт условия, нарушающие молекулярнокинетическое равновесие на границе жидкость – твёрдое тело, изменяется обменный
комплекс среды, вследствие чего проявляются новые формы взаимодействия жидкости с минералом и цементирующим материалом, иногда приводящие к предельному
ослаблению связей и разрушению породы.
Как правило, вне зависимости от типа глинистых пород основными мероприятиями по предупреждению нарушения устойчивости являются предотвращение смачивания водой и регулирование плотности. В последнее десятилетие большое
внимание уделено минеральному составу фильтрата буровых растворов как способу
уравнивания химических потенциалов. Для этой цели может использоваться хлорид
калия (по результатам испытаний [28] наблюдается максимальная стабильность при
минимальной плотности бурового раствора); хлорид натрия (как самая дешёвая соль,
но при этом обеспечивается минимальная стабильность); хлорид кальция (высокая
плотность бурового раствора при отсутствии твёрдой фазы и возможность кольматации и повышения коэффициента трения между обломками); диаммонийфосфат
(NH4)2HPO4 (отмечено наименьшее повреждение глинистых сланцев).
Наиболее часто для предупреждения разрушения глинистых пород различной
степени литификации используют ингибирующие системы. Ингибирующие буровые
растворы относятся к сложным многокомпонентным системам, включающим кроме
глинистого компонента и ингибитора органические стабилизаторы для регулирования
фильтрационных показателей и контролирования реологических свойств, реагентов
для обеспечения необходимых значений водородного показателя, смазочные материалы, а также профилактические добавки и при необходимости утяжелители. Одним из
наиболее современных ингибирующих растворов является безглинистый раствор, в
составе которого присутствует биополимер (в качестве гелеообразователя) и композиция из хлорида калия и полигликоля, обеспечивающая необходимый уровень ингибирования, в том числе, в сланцевых глинистых породах.
86
Для предупреждения гидратации глинистых пород и растворения солевых отложений возможно использование растворов на основе жидких углеводородов, в
частности эмульсионные системы. Обратные эмульсии или гидрофобноэмульсионные буровые растворы (ГЭР), или инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР)
представляют собой систему из двух несмешивающихся жидкостей, в которой в качестве непрерывной фазы (дисперсионной среды) используются жидкие углеводороды
(дизельное топливо, минеральные масла, специальные синтетические биоразлагаемые
углеводородные жидкости), а основной дисперсной фазой является минерализованная
(хлоридами кальция, натрия, калия) вода. В ГЭР дисперсная фаза может быть комбинированной, то есть жидкая и твёрдая. Причём, твёрдая фаза должна обладать гидрофобными свойствами, то есть, как и в безводных суспензиях, это: окисленный битум,
асфальты, органофильная глина и алкиламмонийгуматы.
Для снижения физико-химического взаимодействия солей с водной фазой буровых растворов используют минерализованные растворы с диспергированной (соленасыщенные по хлориду натрия стабилизированные глинистые суспензии) и
конденсированной (гидрогели, солегели и гидросолегели) твёрдой фазой.
Для бурения в интервалах ММП в качестве бурового раствора следует использовать высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым
содержанием твёрдой фазы, продувку забоя воздухом или пенами (запрещается использовать воду) [59].
Для приготовления буровых промывочных жидкостей и регулирования их технологических свойств используется значительное количество материалов (структурообразующих и коркообразующих, утяжеляющих, кольматирующих) и химических
реагентов. Перед вскрытием пластов, содержащих сероводород, необходимо предусмотреть обработку нейтрализатором сероводорода.
Дж. Грей и Г. Дарли [28] считают, что при выборе типа и параметров бурового
раствора необходимо руководствоваться следующими положениями:
1. Сильнонабухающие глины можно стабилизировать, используя инвертные
буровые растворы. Исходя из экономических соображений, на небольших глубинах
можно допустить незначительное нарушение стенок скважины и применять хлоркалиевый раствор.
2. При необходимости утяжеления раствора необходимо применять жидкости,
которые допускают наличие значительного содержания твёрдой фазы (известковый,
гуматно-калиевый, гипсовый с хромлигносульфонатом). При бурении на больших
глубинах и высокой забойной температуре необходимо применять инвертные буровые растворы со сбалансированной активностью водной фазы.
3. При разбуривании глинистых сланцев, залегающих под большими углами
вследствие тектонических нарушений, необходимо применять недиспергирующий
буровой раствор, который легко очищается на поверхности (полиакриламидный
хлоркалиевый, хлоркалиевый с ХС-полимером).
4. При разбуривании проницаемых глинистых сланцев необходимо снижать
фильтрацию раствора с помощью крахмала или реагентов на основе производных
целлюлозы.
5. При необходимости применения буровых растворов на пресной воде рекомендуется в качестве ингибитора набухания глин использовать полимерный раствор с
высокомолекулярным неорганическим (например, диамонийфосфат – (NH4)2HPO4)
или органическим (например, полигликоль) ингибиторами.
87
6. При бурении разведочных скважин рекомендуется осуществлять интенсивный отбор керна из глинистых отложений с целью его исследования в лаборатории и
сопоставления с промысловыми данными, что позволит в дальнейшем сэкономить
средства и время при бурении последующих скважин.
В работе [56] проанализированы результаты бурения разведочных скважин в
интервалах неустойчивых глинистых пород на площадях ТПНГП и показано, что при
использовании как пресных, так и ингибирующих буровых растворов различного состава значительную роль играют реологические свойства промывочных жидкостей.
Авторами работы [56] рекомендуется поддерживать реологические свойства растворов на определённом уровне (как правило, достаточно высоком), что позволит не
только улучшить качество очистки ствола скважины, но и снизить степень разрушения стенок скважины и предупредить развитие образовавшихся каверн. Поэтому для
проводки скважин в осложнённых условиях, связанных с неустойчивостью глинистых отложений, рекомендуется оптимизировать реологические свойства растворов и
добавлять в него адгезионно-активные кольматирующие добавки.
Для сравнительной оценки кольматационных и адгезионных свойств буровых растворов авторами работы [56] проведены лабораторные исследования кольматирующей
способности различных составов промывочных жидкостей. При этом кроме обычных ингибиторов, входящих в состав растворов, использовались диаммонийфосфат (ДАМФ) и
комбинированные добавки (ДАМФ + жидкое стекло; жидкое стекло + сульфат алюминия;
ДАМФ + сульфат алюминия), а также представленные выше составы кольматирующих
добавок. Анализ результатов проведенных в работе [56] исследований показал, что кольматирующая способность буровых растворов стандартных составов зависит не столько от
показателя фильтрации, сколько от химического состава фильтрата промывочных жидкостей, которые по кольматирующей способности можно расположить следующим образом
(по убывающей): силикатный, силикатный полимерный, гипсовый, хлоркальциевый, полимер-калиевый, лигносульфонатный, полимерный пресный, хлоркалиевый, полимерсолевой, пресный. При этом кольматирующую способность растворов увеличивают добавки (массы к объёму бурового раствора):
- жидкого стекла (2%);
- поливалентных солей;
- солидола (2-4%);
- диаммонийфосфата (0,5-1,0%);
- диаммонийфосфата (0,5%) и жидкого стекла (0,5%);
- сульфата алюминия (0,1-0,5%) и жидкого стекла (4-5%);
- хлорида натрия (10%) и хлорида калия (5%);
- сульфаты или хлориды поливалентных металлов (0,1%).
Таким образом, в работе [56] лабораторными исследованиями доказана возможность использования силикатов и фосфатов для предупреждения кавернообразования в уплотнённых глинисто-мергелистых и аргиллитовых породах. Основные
составы и параметры буровых растворов для бурения в неустойчивых отложениях
представлены в таблице 4.4 [56].
Хемогенный комплекс пород может включать в себя пластичные и растворимые
соли: галит (NaCl), сильвин (KCl), бишофит (MgCl2  6H2O), карналлит
(KCl  MgCl2 · 6H2O), каинит (KClMgSO4  3H2O), кизерит (MgSO4  6H2O), ангидрит
(CaSO4), тахгидрит (2MgCl2  CaCl2  12H2O), гипс (CaSO4  2H2O) и др. Наиболее часто
встречается галит. Основной проблемой бурения в солевых отложениях является их высокая растворимость и склонность к пластическому течению (ползучести). Чем выше забойная температура и влажность соли, тем труднее вскрывать хемогенный разрез.
88
Таблица 4.4 – Состав и технологические свойства буровых растворов
Состав раствора, кг/м3
1. Глинопорошок-30, ПАА-0,5
(базовый 1)
2. Базовый 1 + КМЦ-1 +
ДАМФ-5 + утяжелитель
3. Базовый 1 + КМЦ-15 +
ДАМФ-5 + жидкое стекло-5 +
утяжелитель
4. Базовый 1 + КМЦ-15 +
ДАМФ-5 + сульфат алюминия1 + утяжелитель
5. Глинопорошок-30 + гипан-3
(базовый 2)
6. Базовый 2 + КМЦ-15 +
ДАМФ-5 + утяжелитель
7. Базовый 2 + КМЦ-15 +
ДАМФ-5 + сульфат алюминия1 + утяжелитель
8. Базовый 2 + PAC R-0,5 +
ДАМФ-5 + утяжелитель
Технологические свойства растворов
Плотность,
Ф30,
СНС1, СНС10,
УВ, с
3
3
кг/м
см
Па
Па
рН
1 040
20
12
0,5
1,2
7,8
1 040-1 850
28-55
6-10
2,5-5,0
3,0-6,0
7,2
1 040-1 850
30-50
6-8
3,0-5,0
4,0-6,0
8,5-9,0
1 040-1 850
30-50
8-10
2,5-5,5
3,8-7,6
7,0
1 040
18-22
8-10
0,5-1,0
0,5-2,0
9,0
1 040-1 850
28-40
8-10
3,5-5,0
4,5-6,0
8,5-9,0
1 040-1 850
35-45
8-12
2,5-5,0
4,0-6,0
8,0-8,5
1 040-1 850
35-50
4-8
3,0-5,5
3,5-7,0
8,5-9,0
При бурении в солевых отложениях применяют минерализованные ингибирующие буровые растворы или растворы на углеводородной основе. Проблема применения минерализованных растворов заключается в изменении растворимости солей
при смене температуры раствора по стволу скважины, а также в отсутствии точной
информации о составе разбуриваемых солевых отложениях. Растворимость солей будет минимальной, если минеральный состав дисперсионной среды соответствует составу разбуриваемых отложений, а соленасыщенность раствора приближена к
предельной. При этом фильтрация раствора должна быть минимальной, а плотность –
достаточной, чтобы противодействовать боковому горному давлению.
В работе [27] рекомендуется для предотвращения растворения в растворе каменной соли (галита) и сильвина добавлять 36% хлорида магния. Низкая фильтрация
обеспечивается обработкой раствора КМЦ, крахмалом, гипаном или метасом при
поддержании рН в пределах 8-10 с помощью кальцинированной соды. При температурах свыше 120°С необходимо применять антиоксиданты.
Хорошие показатели достигаются при использовании многокомпонентых систем [26], включающих в свой состав солестойкую глину, соль, дизтопливо, крахмал,
КМЦ и утяжелитель. Лучшие результаты достигаются при добавлении кроме хлорида
натрия (15-25%) сульфата натрия или хлорида калия (15-20%). Для предотвращения
вспенивания раствора добавляется пеногаситель (соапсток, полиэтиленовая суспензия
и др.). При повышенных температурах с целью предупреждения деструкции крахмала
и КМЦ используется ингибитор (анилин, сера, фенолы, сульфит натрия и др.).
В качестве термо- и солеустойчивого раствора в работе [26] рекомендуется использовать малосиликатный, стабилизированный высоковязкими КМЦ, раствор, который эффективен даже при разбуривании кальций- и магнийсодержащих пород при
температурах до 200°С.
89
В работе [9] рекомендуется применять гидрогельмагниевый раствор, гипсовый
солегель, асбогели, асбестогидрофобные эмульсии и др.
Рекомендуемые ВНИИКРнефтью типы буровых растворов для разбуривания
хемогенных отложений представлены в таблице 4.5.
Таблица 4.5 – Типы буровых растворов для бурения хемогенных пород
Глубина, м
< 3 000 м
> 3 000 м
Галит
Соленасыщенный галитом, обрабо- РУО (в том числе эмульсионный),
танный крахмалом, лигносульфона- соленасыщенный галитом, крахтами, палыгорскитовый с добавкой мально-лигносульфонатный
нефти
Галит с прослоями Соленасыщенный или палыгорски- РУО (в том числе эмульсионный),
карналлита и/или
товый, РУО (в том числе эмульси- гидрогельмагниевый, соленасыбишофита
онный), крахмально-полимерный
щенный крахмально-лигносульфонатный
Галит с прослоями Соленасыщенный глинистый,
РУО (в том числе эмульсионный),
сульфатов (гипс,
соленасыщенный крахмальногидрогельмагниевый, соленасыангидрит)
лигносульфонатный
щенный крахмально-лигносульфонатный
Галит с прослоями РУО эмульсионный, гидрогельмагниевый, соленасыщенный крахмальнотерригенных пород лигносульфонатный
Порода
4.5.2. Специальные способы упрочнения стенок скважины
Одним из самых надёжных способов сохранения устойчивости стенок скважины является перекрытие неустойчивого интервала обсадной колонной. Однако, в результате этого металлоёмкость конструкции скважины резко возрастает и
значительно увеличиваются затраты времени и материальных средств на спуск и цементирование дополнительной колонны для перекрытия неустойчивого интервала.
Другим способом упрочнения стенок скважины является установка жидкостных ванн, которая представляет собой водный концентрированный раствор реагентов,
обеспечивающий ускоренное физико-химическое упрочнение глины. В работе [27]
показан положительный эффект от использования жидкостных ванн на основе жидкого стекла (силикат натрия – 10%, КМЦ-600 – 2%).
Одним из способов упрочнения стенок скважины является применение шламового калибратора, разработанного и изготовленного в ОАО «СевКавНИПИгаз»
(г. Ставрополь) [32]. Основные технические характеристики шламовых калибраторов
приведены в таблице 4.6.
Калибратор представляет собой стальной переводник с замковой резьбой, со
специальными сложного профиля стальными выступами. Рабочие поверхности калибратора армируются алмазосодержащими вставками или твёрдым сплавом.
Устанавливается калибратор непосредственно над долотом. В процессе бурения калибратор улавливает из восходящего потока бурового раствора твёрдые и
крупные частицы шлама, образующегося на забое при работе долота, раздавливает их
на стенке скважины и затирает в пустоты горной породы на глубину 10-15 мм, снижая
её проницаемость. При отсутствии трещин и каверн шлам перетирается до значительно меньших размеров, частично расходуется на упрочнение стенок, а остальной уносится потоком раствора на поверхность.
90
Промысловые испытания [32], проведённые на месторождениях ПО «Кавказтрансгаз» и «Приполярбургаз» (г. Новый Уренгой) в отложениях неустойчивых глин и
в песчаниках, показали, что стволы скважин приобрели плавную конфигурацию с
резким снижением объёма каверн от 20% до их полного отсутствия. При этом сальникообразование и затяжки не наблюдались.
Таблица 4.6 – Технические характеристики калибратора
Наименование параметров
Наружный диаметр долота, мм
Наружный диаметр калибратора, мм
Присоединительная резьба
по ГОСТ 20692–75
Длина калибратора, мм
Масса, кг
Допустимая плотность бурового
раствора, кг/м3
Температура окружающей среды, К:
- при эксплуатации
- при хранении и транспортировании
Типоразмер калибратора
КШ-160
КШ-190
КШ-215
161
190,5
215,9
160
190
215
КШ-295
295,3
294
З-88
З-117
З-117
З-152
500
25
550
29
640
34
600
50
< 2 200
≤ 393
≤ 323-223
91
5. ЖЁЛОБООБРАЗОВАНИЕ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН
5.1. Причины жёлобообразования
При строительстве скважин, особенно наклонно-направленных и горизонтальных, встречаются осложнения и аварии, связанные с жёлобообразованием, что довольно часто не позволяет довести скважину до проектной глубины. Жёлобные
выработки образуются в результате одностороннего разрушения горной породы под
действием усилий, прижимающих колонну труб к стенке скважины на участках искривления, преимущественно, за счёт истирания и резания замками бурильных труб.
Интенсивность жёлобообразования обусловлена геологическими и технологическими
факторами, основными из которых являются:
- физико-механические свойства горных пород;
- геометрические размеры элементов бурильной колонны;
- количество выполненных спуско-подъёмных операций;
- контактное давление колонны труб на стенку скважины;
- зенитный и азимутальный углы;
- интенсивность искривления скважины.
На механизм и интенсивность жёлобообразования значительное влияние оказывают геологические факторы, такие как анизотропия, структура и текстура горных
пород, углы наклона пластов, естественное искривление ствола скважины, которые
согласно работам [51, 67, 68, 70] представляют «неуправляемую» группу факторов.
Поэтому глубокие и длинные желоба наблюдаются в основном в мягких породах (аргиллитах и глинистых отложениях) и на участках резких перегибов ствола скважины,
что характерно для Южных и Юго-Восточных месторождений России.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции жёлобные выработки образуются в мягких и средних пермских и каменноугольных отложениях, представленных чередующимися песчаниками, алевролитами, глинами с прослоями известняков [54].
В отечественной практике бурения фактический диаметр ствола скважины и его состояние оценивают в основном по результатам кавернометрии, представляющей собой
кривую, которая характеризует изменение осреднённого диаметра ствола. При этом согласно [74] погрешность определения конфигурации ствола скважины с помощью кавернометрии может составлять 35-38%, так как запись ведётся лишь в двух плоскостях.
Поэтому контур поперечного сечения ствола скважины, построенный по данным кавернометрии, всегда будет иметь вид окружности. Однако, опыт бурения и результаты промысловых экспериментов [54] показывают, что фактический профиль поперечного
сечения ствола значительно отличается от окружности и с течением времени изменяется.
На рисунке 5.1 представлен теоретический профиль поперечного сечения ствола скважины при наличии жёлоба. При этом размер жёлоба равен диаметру бурильного замка.
В работе [35] показано, что инструментом формирования жёлоба является не
замок, как принято считать, а труба, и потому жёлоб по форме повторяет форму трубы, а не замка. Максимальная ширина жёлоба не может превысить диаметра трубы.
В настоящее время для более точного определения конфигурации ствола скважины всё более широкое применение нашли четырёх- и многорычажные профилемеры, жёлобомеры (радиусомеры), оптические и ультразвуковые каверномеры и т. д.
Например, профилемер позволяет за один рейс записать кривые, характеризующие
изменения двух поперечных размеров ствола скважины во взаимно перпендикулярных направлениях (профилеграмма) и осреднённого его диаметра (кавернограмма), а
жёлобомер (радиусомер) – глубину и ширину жёлоба.
92
Рисунок 5.1 – Сечение скважины при наличии жёлоба
(dдол. – диаметр долота, dзам. – диаметр бурильного замка)
Для получения более полной информации о профиле поперечного сечения
ствола разработаны и применяются многорычажные профилемеры: в нашей стране с
шестью и восемью, а за рубежом – с двадцатью четырьмя и тридцатью измерительными рычагами. Однако, увеличение числа измерительных рычагов приводит к значительному усложнению конструкции прибора, что увеличивает его стоимость. При
этом резко возрастает сложность интерпретации полученных данных из-за отсутствия
методик расшифровки диаграмм, записанных многорычажными профилемерами.
5.2. Осложнения и аварии, вызванные жёлобообразованием
Строительство скважин при наличии жёлобов значительно осложняет процесс
бурения. При этом могут возникнуть следующие виды осложнений:
1) Непредусмотренные проработки (за исключением проработок перед проведением промыслово-геофизических исследований, спуском обсадной колонны), которые в основном обусловлены несоответствием принятой технологии бурения к
конкретным геологическим условиям.
2) Осложнения в виде затяжек и посадок КНБК при спуско-подъёмных операциях
являются наиболее характерными при бурении скважин в условиях жёлобообразования,
которые появляются после первых же проработок в интервалах образованного жёлоба.
Вначале посадки и затяжки незначительны, но с течением времени они учащаются, а время на их ликвидацию постоянно увеличивается. В последующем они приводят к заклиниванию инструмента с весьма тяжёлыми последствиями.
Наибольшую опасность представляют аварийные ситуации, возникающие из-за
значительных растягивающих нагрузок на бурильную колонну при её расхаживании.
Результатом может оказаться поломка инструмента и оставление его в скважине в
прихваченном состоянии. Аварии этого вида чаще всего происходят в жёлобах даже
незначительной глубины, образованных в прочных породах.
Обычно в желобной выработке заклинивают элементы нижней части бурильной
колонны (УБТ, забойные двигатели, центраторы, калибраторы или расширители), которые имеют больший диаметр, чем замки бурильных труб. Поэтому предупреждение подобных аварий возможно при правильном выборе конструкции бурильной колонны. В
остальных случаях заклинивание предотвратить невозможно. Следовательно требуется не
допускать образование жёлоба в прочных породах, если же образование жёлоба предотвратить невозможно, то необходимо принять срочные меры по разрушению жёлоба.
93
Ещё один возможный вид аварий – заклинивание бурильных замков, которыми
образован жёлоб при подъёме инструмента. Этот вид аварий происходит в интервалах образования толстых глинистых корок и проявляется в виде затяжек во время
подъёма нескольких свечей. При несоблюдении предосторожностей (при повышенных скоростях подъёма) инструмент может быть затянут в жёлоб, а иногда и оборван.
При появлении признаков затяжек необходимо плавно затормозить инструмент и постараться приспустить колонну вниз до исчезновения перегрузки.
Более продолжительными сроками на ликвидацию, значительным коэффициентом тяжести и финансовыми затратами отличаются аварии с обсадными колоннами, спуск которых в интервалах жёлобных выработок сопровождается посадками, что
может привести к полёту, слому, недоходу до забоя, прихвату и необходимости подъёма обсадной колонны [60].
В интервалах жёлоба из-за дополнительного увеличения объёма участка ствола
резко снижается скорость движения цементного раствора, а из-за существования зон
застоя промывочной жидкости имеет место одностороннее цементирование, в результате чего происходит некачественное разобщение пластов. Пренебрежение фактором дополнительного увеличения объёма скважины из-за наличия жёлоба приводит
к недоподъёму цемента в затрубном пространстве. В местах контакта глинистого и
цементного растворов в результате физико-химических процессов происходит обезвоживание глинистого раствора, в результате чего возникает «зазор-канал» [16], способствующий возникновению межпластовых перетоков, которые могут привести к
нарушению эксплуатационной колонны или грифонообразованию.
5.3. Технико-технологические решения по ликвидации жёлобов
5.3.1. Райбер конструкции МГГА
В МГГА разработана конструкция райбера, которая в процессе проработки
участков с жёлобообразованием обеспечивает непрерывный (постоянный) привод
вращения втулки райбера, что позволяет достигнуть повышенной, более эффективной
прорабатывающей способности. Поставленная цель достигается тем, что на райбере,
содержащем центральный шпиндель, коаксиально расположена втулка, которая имеет
возможность вращения и вертикального перемещения. Верхняя часть наружной поверхности этой втулки снабжена спиральными армированными рёбрами левого захода с углом наклона рёбер , в нижней части спиральные рёбра имеют угол наклона ,
причём   . Элементы соединения втулки и шпинделя, размещённые в нижней части райбера, выполнены в виде кулачков с вертикальными гранями и гранями с левым
уклоном, причём диаметр и длина верхних и нижних спиральных рёбер одинаковы.
Смысл выполнения верхних и нижних спиральных рёбер с разными углами
наклона (  ), но одного направления навивки сводится к одновременному достижению двух целей:
1) обеспечению непрерывного вращения втулки райбера при взаимодействии с
жёлобом;
2) обработка вооружением рёбер всей поверхности жёлоба по длине, без
пропусков.
Принципиальная схема работы райбера представлена на рисунке 5.2.
Разрушение жёлоба происходит при подъёме бурильной колонны. Интенсивность разрушения жёлобов может быть увеличена за счёт установки в колонну нескольких райберов. Таким образом, в процессе проработки жёлобообразований
происходит равномерное разрушение (расширение) всей сопряжённой со стволом
скважины поверхности жёлоба спиральными армированными рёбрами.
94
4
3
2
1
Рисунок 5.2 – Принципиальная схема работы райбера в скважине
(1 – жёлоб; 2 – лезвие; 3 – скважина; 4 – райбер)
5.3.2. Эксцентрические забойные устройства (СеверНИПИгаз)
Эксцентрические КНБК (системы) применяются для достижения заданного сечения и траектории скважины:
- для набора и стабилизации зенитного угла, изменения азимута скважины;
- для подготовки к спуску обсадных колонн, проработок и расширения ствола,
разрушения жёлобов.
Наибольшее распространение в наклонно-направленном бурении нашли турбинные
и роторные эксцентрические устройства для долот диаметром от 215,9 мм до 393,7 мм.
Турбинные эксцентрические КНБК используются главным образом для изменения зенитного и азимутального угла, а также для стабилизации траектории скважины.
Турбинные эксцентрические КНБК являются высокоэффективным средством
для обработки стенок скважины, особенно в плотных породах, при наличии сужений
и уступов в стволе. Такие же КНБК применяются при бурении с алмазными долотами
для предотвращения сужений ствола и уменьшения проработок, а также для разрушения жёлобов и восстановления приемлемого качества ствола скважины.
Роторные эксцентрические КНБК включают устройства, изменяющие своё положение относительно долота и обеспечивающие равномерный износ последнего. Эксцентриситет таких КНБК в зависимости от диаметра и назначения составляет 5-8 мм. Роторные
эксцентрические КНБК используются для бурения участка стабилизации зенитного угла в
условиях, где применение компоновок с центраторами недостаточно эффективно или
прихватоопасно. Подобные КНБК также успешно используются для подготовки ствола
скважины, главным образом в терригенной толще пород.
В системах, включающих забойный двигатель, эксцентрический узел устанавливается вместо штатного ниппеля двигателя, поэтому он нередко называется «эксцентрический упругий ниппель». В отличие от отклонителей с пересекающимися
осями частей компоновки (турбинных отклонителей, КНБК с косыми переводниками), системы с эксцентрическими узлами мало изменяют свои отклоняющие свойства
с ростом зазоров между забойным двигателем и скважиной. Поэтому эксцентрические системы могут работать и с забойными двигателями уменьшенных диаметров.
Например, с долотами 295,3 мм могут использоваться двигатели диаметром 195 мм, а
с долотами 215,9 мм – двигатели 172 мм.
Шифр ниппелей эксцентрических упругих (НЭУ) включает информацию о
наличии встроенной опоры (О), диаметре турбобура в мм (195, 240), диаметре долота
95
(215, 295, 394). Например, НЭУО 240/295 – ниппель эксцентрический упругий со
встроенной опорой для турбобура диаметром 240 мм и долота диаметром 295 мм.
Эксцентрические упругие ниппели крепятся к нижней части корпуса шпинделя.
Основными частями ниппелей эксцентрических упругих являются эксцентрический
корпус 1 с присоединительной резьбой под корпус шпинделя, одна или несколько
плашек 2, размещённых в пазу (пазах) корпуса 1 и установленных на упругом элементе (амортизаторе) 3 (рис. 5.3-5.4).
Рисунок 5.3 – Схемы эксцентрических устройств для долот разных диаметров.
а – ниппель эксцентрический упругий НЭУ-240/295;
б – ниппель эксцентрический упругий с опорой НЭУО-240/295;
в – ниппель эксцентрический упругий НЭУО-195/215
Для предотвращения износа корпуса 1 перемещающейся в процессе работы
компоновки плашкой 2 используются сменные боковые (4-5) и торцевые 6 вкладыши.
Для повышения стабильности системы как средства регулирования траектории скважины некоторые типоразмеры НЭУ снабжены серийной радиальной опорой турбобура соответствующего диаметра (деталь 7) и устройствам присваивают шифр НЭУО
(рис. 5.4). В ниппелях снабжённых встроенной радиальной опорой, последние удерживаются в корпусе муфтой 8. Эта муфта в некоторых разновидностях ниппелей
(НЭУО-240/394) одновременно удерживает плашки в корпусе.
Для сохранения присоединительной резьбы наиболее сложной детали ниппеля –
корпуса, могут использоваться промежуточные переводники 9 (рис. 5.5). Они крепятся к корпусу шпинделя. При большой длине НЭУ перекрывает вал шпинделя. В таких
устройствах используется удлинитель 10, который крепится к валу шпинделя.
Количество рядов плашек и плашек в ряду определяется в зависимости от основного назначения ниппеля.
96
Рисунок 5.4 – Ниппель эксцентрический упругий двухрядный НЭУ-240/394
Рисунок 5.5 – Ниппель эксцентрический упругий с опорой НЭУОМ-240/394
При ненапряжённом упругом элементе, когда устройство находится вне скважины, плашки выходят за габарит долота на h0 = 18-22 мм в устройствах для турбобуров диаметром 240 мм и h0 = 12-15 мм для турбобуров диаметром 195 мм. В
скважине с номинальными диаметром плашка частично (на 4-8 мм) вдвигается в паз и
сжимает упругие элементы. Поперечные силы, возникающие при взаимодействии
плашек со стенками скважины, передаются через радиальные опоры на вал двигателя
к долоту и прижимают последнее к противоположной плашкам стенке скважины.
В начальный период набора зенитного угла определяющим фактором является
фрезерование стенки скважины под действием отклоняющей силы.
97
Характеристика эксцентрической компоновки как отклонителя определяется
величиной поперечной силы на долоте (отклоняющей силы Gот.), углом  наклона оси
долота к оси скважины и эксцентричностью компоновки. Последний фактор характеризуется радиусом описанной окружности (радиусом кривизны оси скважины), проходящей через габаритные точки компоновки (периферия долота – плашки
эксцентрического устройства – нижняя «точка» контакта со стенкой скважины компоновки над двигателем) при отсутствии отклоняющей силы на долоте.
Средняя интенсивность набора зенитного угла при использовании НЭУО и НЭУ
зависит от превышения плашками габарита долота, соотношения диаметра скважины и
забойного двигателя, числа его секций, твёрдости породы. С увеличением твёрдости породы интенсивность искривления снижается, так как уменьшается влияние такого отклоняющего фактора, как фрезерование стенки скважины под действием отклоняющих сил.
Интенсивность искривления при двух турбинных секциях составляет
0,06-0,09 градус/метр при работе с НЭУ-240/394 и НЭУО-240/295, 0,07-0,11 градус/метр при НЭУ-195/215. Меньшие значения интенсивности искривления соответствуют бурению в твёрдых породах, большие – в мягких глинистых породах. В очень
мягких породах с большим содержанием песка из-за размыва ствола интенсивность
искривления уменьшается на 25-35% по сравнению с данными для твёрдых пород.
При изменении количества секций интенсивность искривления меняется согласно зависимости:
a
S 
i  io   o  ,
S 
(5.1)
где i0 – интенсивность искривления базовых компоновок, включающих две турбинные секции;
S и S0 – соответственно длина забойного двигателя в используемой и базовой
компоновке;
а – показатель, зависящий от соотношения диаметра двигателя и скважины
(для НЭУ-240/394 – 0,50  а  0,65; НЭУ-240/295 – 0,40  а  0,60; НЭУ-195/215 –
0,35  а  0,55).
Интенсивность изменения азимутального угла при правке направления
скважины с помощью НЭУ-240/394, НЭУО-240/295 и НЭУ-195/215 зависит от величины зенитного угла  на забое и количества секций турбобура. Данные об интенсивности изменения азимута скважины при установке отклонителя под углом
90°  15° к вертикальной плоскости, проходящей через ось скважины на забое,
приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Интенсивность азимутального искривления
Типоразмер
НЭУ-240/394
НЭУО-240/295
НЭУ-195/215
Длина
двигателя, м
10,0
17, 5
25,0
10,0
17,5
25,0
10,0
17, 5
25 0
Интенсивность азимутального искривления
при зенитном угле, град./100 м
10°
15°
20°
43-66
30-45
24-36
33-50
23-34
18-27
27-41
19-28
15-22
50-73
33-49
27-38
39-57
26-38
21-30
33-48
22-32
18-23
56-77
37-52
30-40
45-62
30-42
24-32
39-53
26-36
21-28
98
5.3.3. Нейтрализация жёлобных выработок торпедированием
При больших размерах жёлобов, соизмеримых с диаметрами замков бурильных труб, одним из способов предупреждения заклинивания бурильных колонн является нейтрализация желобных выработок торпедированием. Торпедирование
производится снизу вверх с использованием шнуров типа ДШУ в интервале жёлоба.
Имеющийся опыт нейтрализации жёлобов торпедированием на площадях объединения «Комигазпром» показывает, что степень разрушения желобной выработки существенно зависит от литологического состава горных пород. Например, в интервале
торпедирования 1 983-2 033 м (аргиллит) при 20 рядах шнура ДШУ на скв. 1-Патраковская эффективность нейтрализации жёлоба значительно выше, чем при торпедировании в
интервале 2 169-2 194 м (известняк) при 24 рядах шнура ДШУ.
Нейтрализация жёлобов требует дополнительных затрат времени на подготовку ствола скважины до и после торпедирования. В связи с этим существенное внимание должно быть уделено выбору мощности торпеды, при которой обеспечивается
полное разрушение желобной выработки по ширине. Применяющиеся на практике
торпеды из 20-24 рядов шнура ДШУ являются недостаточными по мощности и
должны быть усилены с учётом литологического состава пород до 30-40 рядов.
5.3.4. Смазывающие добавки к буровым растворам
Современные условия бурения характеризуются разнообразием геологического
строения месторождений, ростом доли скважин со сложнопостроенными коллекторами малой мощности, увеличением объёма бурения наклонных и горизонтальных
скважин, высокими требованиями к экологической безопасности строительства скважин, а также по применяемым в бурении материалам и химическим реагентам. Важное значение при бурении уделяется вопросам разработки и использования
промывочных жидкостей с улучшенными смазочными свойствами, которые положительно влияют на работу и износ узлов трения оборудования, снижают число прихватов бурового инструмента. Улучшение смазочных свойств промывочных жидкостей
является одним из важных условий предотвращения жёлобообразования, и, как правило, достигается за счёт введения в них смазочных добавок.
В технической литературе приводится достаточно большой ассортимент предназначенных для целей бурения смазочных реагентов и материалов, однако большинство из
них не нашло широкого применения из-за отсутствия доступной сырьевой базы, серийного производства, возросших требований к смазочным добавкам, предъявляемых с точки
зрения экологии и охраны окружающей среды. Так, некоторые высокоэффективные смазочные добавки на основе продуктов и отходов переработки нефти (СМАД-1, СГ, СЖК и
др.) практически не применяются из-за низких санитарно-токсикологических характеристик, невысокой технологичности, высокой пожароопасности.
Для нефтяной и газовой промышленности в ОАО НПО «Бурение» разработано и
организовано промышленное производство новых высокоэффективных экологически
безопасных смазочных добавок на основе природного сырья, исключающего использование нефти и нефтепродуктов. Добавки используются при бурении скважин в экологически уязвимых районах Северного Кавказа, Ставрополья, Приобья, Крайнего Севера, а
также при бурении на шельфе России [49]. К ним относятся порошкообразная смазочная
добавка на основе технического жира марки «СПРИНТ-33», технического рыбьего жира
марки «ТРИБОС», продуктов переработки талового масла марки «ЭКОС-Б ЗПТ», отходов производства растительного масла – подсолнечного фосфатидного концентрата марки «ФК-1» («ФК-2»), омыленных жирных кислот растительных масел (подсолнечного,
кукурузного и др.) марки «ФК-2000». Разработанные смазочные добавки удовлетворяют
99
повышенным экологическим требованиям и высоким требованиям к смазочным, антифрикционным свойствам по снижению трения и крутящего момента между буровыми
трубами и стенкой скважины. Приоритет и новизна смазочных добавок подтверждаются
авторскими свидетельствами и патентами России.
Эффективность показателей отечественных и зарубежных смазочных добавок
оценивалось по стандарту Американского нефтяного института (API) на машине трения фирмы «Baroid Mud» и «Lubricity Tester» (США). Противоприхватные свойства
буровых растворов определялось на приборе «Stickinq Tester OFI» (США). Анализ результатов проведённых исследований показал, что разработанные в ОАО НПО «Бурение» промышленные отечественные смазочные добавки на основе природного
сырья не уступают по эксплуатационным показателям, а иногда (добавки «TPИБОС»,
«ФК-2000») превосходят лучшие зарубежные аналоги. Характеристика разработанных промышленных смазочных добавок, применяемых в нефтяной и газовой промышленности, представлены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Характеристика промышленных смазочных добавок
СПРИНТ 33
(ТУ 38.507-63-81- 90)
Порошкообразный светло се- Анионоактивные и неионогенные ПАВ на
рый сыпучий продукт.
основе животных жиров и полезных добавок.
ЭКОС-Б-ЗПТ
Жидкость светло коричневого Неионогенные ПАВ на основе продуктов
(ТУ38-50722-87)
цвета без запаха с температу- этерификации таллового масла (пека) и
рой застывания менее –10°С. гликолеи.
ТРИБОС
Жидкость, склонная к пасто- Ионогенный продукт на основе сульфиро(ТУ 2458001-26089148 93) образованию, светлованного рыбьего жира и полезных добакоричневого цвета с запахом вок.
рыбьего жира.
ФК1 (ФК-2)
Вязкотекучая жидкость от
Фосфатидный концентрат растительных ма(ТУ 3900147001-16497)
светло коричневого до тёмно- сел, содержащий не более 20% насыщенных
коричневого цвета.
триглицеридов.
ФК2000
Подвижная жидкость от светло- Ионогенные ПАВ на основе растительных
(ТУ 245800126089145 95) жёлтого до коричневого цвета с жиров (подсолнечного, кукурузного и др.)
запахом подсолнечного масла. и полезных добавок
5.4. Специальные устройства, включаемые в КНБК с целью
предотвращения затяжек, заклиниваний и прихватов инструмента
в жёлобных выработках
С целью обеспечения безопасного ведения работ в интервалах жёлобообразования, необходимо использовать колонковые наборы, УБТ и инструмент, диаметр которых меньше или в 1,4-1,5 раза больше диаметров муфтово-замковых соединений.
Для предотвращения прихватов в желобах в компоновку низа колонны включаются
стабилизаторы, отклонители и противозатяжные устройства.
Стабилизаторы изготавливаются в виде соединительных муфт диаметром, равным диаметру колонковой трубы, армируемых твёрдым сплавом. При своевременном
оснащении бурильной колонны стабилизаторами вероятность затяжек снаряда в жёлоб значительно уменьшается.
Отклонитель колонкового набора или УБТ, предложенный И. П. Бушуевым
(рис. 5.6), состоит из упругого элемента, выполненного в виде набора резиновых колец 2, надетых с натягом на ввёрнутую в переходник 1 бурильную трубу 3, упорной
шайбы 4, прижимаемой соединительной муфтой 5. При втягивании в жёлоб 6 (сече100
ние А-А, рис. 5.6) колец 2 последние деформируются. В сжатой части эластичного
элемента возникают упругие силы, равнодействующая которых R, направленная в
сторону ствола, выводит снаряд из жёлоба. Если устройство зайдёт в жёлоб и начнёт
расклиниваться, то эластичный элемент, уменьшаясь по длине и увеличиваясь в диаметре, будет препятствовать дальнейшей затяжке. При снятии осевого усилия упругий элемент восстановит первоначальную форму и размеры и под действием веса
выйдет из жёлоба вместе со снарядом. Малый коэффициент трения резины по породе
в условиях скважины облегчает выход отклонителя из жёлоба.
Рисунок 5.6 – Отклонитель колонкового набора и УБТ
(1 – переходник; 2 – набор резиновых колец; 3 – бурильная труба;
4 – упорная шайба; 5 – соединительная муфта; 6 – жёлоб)
Противозатяжные устройства (ПЗУ) весьма эффективны не только для профилактики, но и для оперативного устранения прихватов в суженных интервалах. Принцип действия их основан на том, что при подъёме расклинивается лишь верхняя часть
устройства, препятствуя дальнейшей затяжке всего инструмента. Снаряд, свободно
перемещаясь относительно расклиненного узла, сбивает последний вниз. Противозатяжные устройства включаются в состав колонкового набора или УБТ и начинают
ликвидировать затяжку сразу же после её возникновения, что обеспечивает высокую
результативность. Практически ими может быть ликвидирован любой прихват, если
при этом снаряд приподнят над забоем и свободно перемещается вниз.
Специальный колонковый набор Л. С. Бурых (рис. 5.7) состоит из муфты 1, коронок 2, навинченных на толстостенную 3 и колонковую 5 трубы, переходника 4, соединяющего колонковый набор с бурильной колонной. Переходник 4 имеет паз, в
который входит выступ толстостенной трубы 3 (сечение А-А), поэтому трубы 3 и 5
вращаются совместно. Если при извлечении снаряда колонковый набор попадает в
жёлоб, то расклинивается только труба 3. При сбрасывании бурильной колонны муфта наносит удары по внутреннему выступу трубы 3, сбивая последнюю вниз и освобождая инструмент. Затем снаряд с вращением и промывкой медленно поднимается
вверх, расширяя ствол или жёлоб. Труба 3 с коронкой 2 и переходником 4 может рас101
полагаться над УБТ. Длина трубы 3 выбирается исходя из условий прочности и того
факта, что она расклинивается только после вхождения в жёлоб на расстояние, равное
половине своего наружного диаметра.
Рисунок 5.7 – Снаряд для предупреждения и ликвидации затяжек
(1 – муфта; 2 – коронка; 3 – толстостенная труба; 4 – переходник;
5 – колонковая труба)
Несмотря на свою эффективность, специальный колонковый набор Л. С. Бурых
обладает рядом существенных недостатков. Необходимо изготавливать переходники
4 с выфрезерованными или выдолбленными пазами, а также длинные толстостенные
трубы 3 с такой же формой выреза. Это не только усложняет и повышает стоимость
набора, но и затрудняет процесс ликвидации.
В целом, технические средства, применяемые для предотвращения аварий, связанных с жёлобообразованиями, используются уже при сформировавшемся жёлобе,
достигшем или превысившем допустимые размеры. Поэтому технико-технологические решения по предотвращению и профилактике возникновения жёлобов
должны быть основаны на предупреждении критических состояний ствола посредством научного обоснованного выбора способов и режимов бурения, конструкций и
профиля скважины, а также своевременного расширения жёлоба простым и эффективным способом непосредственно в процессе углубления забоя.
5.5. Технико-технологические решения строительства скважин
в условиях возможного жёлобообразования в ТПНГП
Одним из важнейших решений проблемы сокращения затрат на профилактику и
ликвидацию жёлобообразований является оптимальный выбор конструкции и профиля
скважины на стадии разработки проекта. В настоящее время, буровые компании нередко
идут на удешевление проекта за счёт уменьшения глубин спуска технических колонн.
Если снижение металлоёмкости скважины может быть оправдано при бурении вертикальных эксплуатационных скважин с минимальным объёмом геолого-геофизических
исследований, то при бурении поисково-разведочных скважин, как показывает опыт, искусственное «укорачивание» технических колон в условиях опасности жёлобообразований может привести к дополнительным затратам и даже ликвидации скважины.
Например, перекрытие неустойчивых отложений франского и фаменского ярусов верхнего девона технической колонной диаметром 245 мм на Печорогородском ГКМ и Западно-Печорогородской площади позволило довести до проекта как условновертикальные, так и наклонно-направленные скважины с обеспечением многочисленных
геолого-геофизических исследований в открытом стволе.
102
Важным условием удачной проводки скважины в условиях повышенного жёлобообразования является решение проблемы повышения скорости бурения и износостойкости долот. Удачный подбор породоразрушающего инструмента и режимов
бурения позволяет кратно увеличить показатели работы долот. В этом направлении
проведён большой объём работы как с применением отечественного инструмента,
так и импортного. Так при участии Рудницкого Н. А. (ПО «Севергазпром») при бурении мергелей и аргиллитов франского и фаменского отложений верхнего девона
на площадях Воркутинской НГРЭ были опробованы и внедрены экспериментальные
алмазные долота типа ДАП. Применение данных долот позволило увеличить механическую скорость бурения в неустойчивых отложениях верхнего девона в 3-5, а
проходку на долото до 30-40 раз (Северо-Адзьвинская площадь, Черпаюское, Хасырейское месторождения).
Применение долот PDC при бурении скважины Сигавейская №1 (СП «Парманефть») позволило добиться увеличения скорости бурения верхнедевонских отложений до 8 м/ч. После бурения 630 м долото было поднято в связи со сменой
пород. Износ алмазного долота составил 15%.
Использование долот PS-951 и DS-26АU на Печорогородском ГКМ позволило по
сравнению с отечественными долотами режуще-истирающего действия увеличить скорость проходки с 1,1-2,1 м/ч до 14,2 м/ч и проходку на долото с 205 м до 1 116 м при бурении под промежуточную обсадную колонну и скорость проходки с 1,4 м/ч до 6,3 м/ч и
проходку на долото с 76 м до 797 м при бурении под эксплуатационную колонну.
Большое значение на интенсивность жёлобообразования оказывают применяемые
способ и режим бурения. Так в филиале «Севербургаз» для уменьшения количества СПО
применяют турбинное бурение с долотами истирающе-режущего типа. При этом потери
механической скорости компенсируются уменьшением количества СПО, а для больших
глубин достигается увеличение рейсовой скорости. Предприятия, ориентирующиеся на
западные технологии (АОЗТ «Байтек-Силур», СП «Парманефть») отдают предпочтение
роторному способу бурения и, в меньшей степени, бурению с использованием винтовых
забойных двигателей с использованием полноразмерных алмазных долот режущего типа
(требующих большого крутящего момента) и низкооборотных шарошечных долот. Увеличение скорости бурения достигается интенсивной промывкой забоя с максимальным
использованием гидромониторного эффекта, включением в состав КНБК шламометаллоуловителей, обеспечением качественной очистки раствора.
Отсутствие научно обоснованных методов проектирования бурильных колонн
с позиций ограничения образования жёлобных выработок (без учёта фактора влияния
геометрических размеров муфто-замковых соединений на механизм и интенсивность
жёлобообразования), негативным образом сказывалось на показателях строительства
скважин. Поэтому необходимо разработать методику выбора типомоделей бурильных
труб, которая бы учитывала влияние геометрии замковых соединений различной модификации, применяемых в геологоразведочном бурении, а также предложить способ
ликвидации жёлобных выработок на стадии их возникновения с помощью спаренных
конических фрезер-райберов.
Компоновки бурильных колонн, содержащие спаренные фрезер-райберы, рекомендуются к применению с целью расширки (ликвидации) жёлобов в наклоннонаправленных, горизонтальных и условно вертикальных скважинах:
- при бурении интервалов, осложнённых желобами, для избежания значительных затяжек, прихватов и заклинок КНБК при СПО;
103
- при подготовке ствола скважины к спуску обсадных колонн, для предупреждения их посадок и непрохождения.
В настоящее время разработаны и применяются в промышленности фрезерырайберы разнообразной конструкции и назначения (ФРС, РПМ, ФКК и др.). Как правило, область применения этих устройств – резание, фрезерование металлических
элементов, находящихся в скважине [38], т. е. в большинстве случаев фрезер-райберы
используются в качестве аварийного инструмента.
Как при роторном, так и при бурении забойными двигателями в бурильную колонну устанавливают несколько пар фрезер-райберов с обращённым
вверх и вниз вооружением, соединёнными между собой переводником и резьбами компоновки на расстояние больше длины интервала жёлоба. Фрезер-райбер
состоит из корпуса (рис. 5.8), рабочие поверхности
которого оснащены режущими зубьями из твёрдосплавных пластин. В нижней части фрезер-райбера
для соединения с бурильной колонной находится
замковая резьба. Верхняя часть фрезер-райбера выполнена в виде муфты с замковой резьбой для соедиРисунок 5.8 – Фрезер-райбер
нения с переводником.
Подача компоновки вниз и вверх с вращением колонны осуществляется на длину жёлоба. При этом на участках, где расположены
желобные выработки, возникают силы, прижимающие фрезер-райберы к стенке, в результате чего происходит расширение жёлоба.
При ликвидации жёлобных выработок в скважине для их расширки до величины больше наружного диаметра муфт обсадной колонны, обеспечивающей её проходимость и предупреждение прихватов, в начале интервала расположения жёлобов
устанавливают УБТ диаметром равным диаметру замков стальных бурильных труб.
Минимальный диаметр фрезер-райбера должен быть меньше размера жёлоба, а максимальный – больше диаметра муфт обсадной колонны. Причём нижний (из пары)
фрезер-райбер направлен конусом вниз, верхний – конусом вверх.
Операцию по ликвидации жёлобных выработок проводят до тех пор, пока при
прохождении компоновки не прекратятся посадки колонны при спуске и затяжки при
подъёме. Затем осуществляют профилеметрию скважины и при подтверждении расширки жёлобной выработки больше диаметра муфты обсадной колонны производят
её спуск в скважину.
В таблице 5.5 приведены данные по соотношению диаметров обсадных колонн,
бурильных труб и жёлобов до и после расширки.
Таблица 5.5 – Соотношение диаметров обсадных колонн, бурильных труб и
жёлобов до и после расширки
Диаметр
долота,
мм
Диаметр
бурильных
труб, мм
215.9
215,9
295,3
295,3
393,7
114
127
140
127
127
Диаметр
муфт
бурильных
труб, мм
140
152
171
152
152
Размер
жёлоба,
мм
Диаметр
обсадной
колонны, мм
150
160
180
160
160
146
168
245
245
324
104
Диаметр
муфт
обсадной
колонны, мм
166
188
270
270
351
Размер жёлоба
после расширки,
мм
180
200
280
280
365
6. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ В УСЛОВИЯХ
СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ
6.1. Характеристика сероводорода и его влияние
на оборудование и инструмент
Сероводород является самым опасным и агрессивным природным газом, в результате чего может серьёзно осложнить процесс строительства скважины. При этом
возможны отравления работников предприятия, взрывы и пожары на буровых, коррозия бурильного инструмента и бурового оборудования, аварии в скважине. По химической агрессивности, коррозионному воздействию и токсичности сероводород не
имеет в природе аналогов по комплексности своего отрицательного влияния на всё
окружающее.
Попадая в буровой раствор на водной основе, сероводород вызывает снижение
его водородного показателя рН до 5-6, в результате чего свойства раствора резко изменяются (коагуляция, деструкция химических реагентов и так далее). Снижение рН
объясняется тем, что сероводород при растворении в воде диссоциирует и образует
слабую кислоту:
Н2S  Н+ + НS  2Н+ + S2.
Несмотря на актуальность вопроса о влиянии сероводорода на свойства буровых растворов, объём информации об исследованиях в этой области сравнительно невелик. Следует также отметить, что никем не было проведено исследований о
влиянии сероводорода на долговечность породоразрушающего инструмента.
Хотя компоненты буровых растворов на водной основе не являются чрезмерно
коррозионными, разложение органических добавок при высоких температурах или
под действием сульфатвосстанавливающих бактерий может привести к образованию
корродирующих продуктов, которые значительно сокращают срок службы долот, вызывая их преждевременный износ. Результаты исследований [4, 42, 45] свидетельствуют о том, что наличие сероводорода в промывочной жидкости резко повышает её
агрессивность и кратно снижает время работы опоры и фрезерованного вооружения
шарошечных долот.
Сероводород, поступивший в буровой раствор, вызывает разрушение инструмента и оборудования в результате электрохимической и общей коррозии, а также
водородного охрупчивания. Современное представление о влиянии сероводорода на
электродные реакции основаны на предположении образования промежуточных соединений металл-сероводород, ускоряющих протекание электрохимических реакций.
Образование нефазового хемосорбированного катализатора Fe(HS) на поверхности
металла и прочная связь атомов железа с серой приводят к ослаблению связи между
атомами металла, что облегчает их позицию. Большое значение в процессе сероводородной коррозии имеют продукты общей формулы FexSy, которые являются катодом
по отношению к стали, образуя с ней гальваническую пару. Основная опасность воздействия сероводородсодержащих сред заключается в сопутствующем общей коррозии усилении наводороживания стали, приводящем к охрупчиванию металла и
коррозионному растрескиванию оборудования и инструмента. Сталь теряет пластичность при содержании водорода 7-12 см3 на 100 г металла. Сульфидное растрескивание опасно тем, что визуально оно не обнаруживается, а разрушение происходит в
основном неожиданно и скачкообразно. Многочисленные исследования и практический опыт показывают, что в сероводородсодержащих средах необходимо применять
мягкие, пластические стали с твёрдостью не более НRC22 и прочностью, не превы105
шающей 63 · 107 Н/м2 (сталь 20, С-75, С-90 и др.). Неметаллические включения увеличивают склонность сталей к коррозионному растрескиванию, которое усиливается
также при наличии сварных швов, вмятин, царапин, следов ударов.
Отечественный и зарубежный опыт строительства скважин показывает, что при
низком и среднем давлении в первую очередь происходит общая коррозия или одновременно общая коррозия и водородное охрупчивание; при повышенном давлении – водородное охрупчивание, а общая коррозия иногда просто не успевает заметно развиться.
Таким образом, при вскрытии пластов с высоким содержанием сероводорода
следует опасаться разрушения металла. Особенно опасным является водородное расслоение и растрескивание, возникающее на отдельных участках, в то время как
остальная поверхность остаётся неповреждённой.
Сероводород поступает в буровой раствор в результате притока высокосернистого газа из разбуриваемых пород или постепенного разложения лигносульфонатов
сульфатвосстанавливающими бактериями под действием высоких температур. По
данным ряда исследователей разложение лигносульфонатов начинается при температуре около 165°С и постепенно усиливается, пока не произойдёт их полного разложения при температуре 230°С. Продуктами реакции является сероводород, углекислый
газ и монооксид углерода. Для своевременного определения поступления или образования сероводорода в буровом растворе необходимо постоянно контролировать параметры промывочной жидкости.
Первыми признаками поступления сероводорода в буровой раствор являются:
- понижение рН, снижение показателя тиксотропных свойств (сближение значений СНС за 1 и 10 мин. – СНС1 и СНС10);
- увеличение реологических и фильтрационных показателей свойств (увеличение условной вязкости и водоотдачи);
- изменение цвета раствора (раствор темнеет или приобретает тёмно-зелёную
окраску);
- почернение бурильных труб, которое легко отмывается дизтопливом.
Присутствие сероводорода в буровом растворе фиксируется станцией ГТИ. Для
оперативного определения наличия сероводорода в растворе можно использовать
фильтровальную бумагу, смоченную раствором ацетата свинца. В случае присутствия
сероводорода в буровом растворе бумага чернеет из-за образования сульфида свинца.
Кроме этого, возможно применение другого оперативного метода. В колбу заливают 50-100 мл бурового раствора и разбавляют его водой в соотношении 1:2 или
1:3. Далее в колбу добавляют 10-15 капель водного раствора нитропруссида натрия
(Na2[Fe(CN)5NO] · 2H2O) и 5-10 капель 10%-ного раствора гидроксида натрия (каустическая сода). При наличии сероводорода раствор приобретает фиолетовый цвет.
Чем интенсивнее окраска, тем больше в растворе концентрация сероводорода.
Более надёжным способом обнаружения поступления сероводорода в буровой
раствор является контроль за содержанием в нём сульфидов (качественный и количественный). Сульфиды в буровом растворе обычно обнаруживаются до вскрытия сероводородсодержащего пласта (примерно за 100 м), так как сероводород вследствие
диффузии может проникать в вышезалегающие пласты. Появление сульфидов в буровом растворе в достаточно высокой концентрации (50-100 мг/л) служит сигналом о
приближении к сероводородсодержащему пласту. Это позволяет на малоизученных
площадях своевременно принимать меры по химической обработке буровых растворов при бурении скважин в условиях сероводородной агрессии. Более подробно методы количественного и качественного определения содержания сульфидов в
106
буровых растворах излагаются в соответствующих руководствах по применению
нейтрализаторов сероводорода. Анализ, особенно количественный, желательно выполнять в стационарных условиях. Особых условий для этого не требуется. Такую
лабораторию можно оборудовать в каждой буровой компании.
В связи с химической активностью сероводорода особое значение приобретают
правила отбора проб бурового раствора, которые необходимо отбирать при минимальной длительности контакта раствора с воздухом во избежание окисления сероводорода. Хранить пробы нужно в специальном герметичном сосуде, полностью
заполненном. Следует избегать длительного хранения проб.
В настоящее время единого и абсолютно надёжного способа защиты бурового
оборудования и инструмента от сульфидного разрушения не существует, поэтому при
бурении наибольшее распространение получила комплексная защита, включающая
применение нейтрализаторов, бактерицидов и сульфатостойких цементов, нанесение
антикоррозионных покрытий, применение ингибиторов коррозии, использование
оборудования и инструмента из стали и сплавов, наименее подверженных влиянию
сероводорода.
6.2. Антикоррозионное буровое оборудование и инструмент
6.2.1. Марки сталей
Склонность сталей к коррозионному сульфидному растрескиванию определяется рядом факторов: механическими характеристиками материалов, составом и
структурой сплава, приложенным напряжением, составом и свойствами коррозионной среды, условиями эксплуатации и др. Склонность сталей к сульфидному растрескиванию под напряжением возрастает при увеличении прочности стали и
приложенного напряжения. Лабораторные данные [44, 47, 63] о прочностных характеристиках, приложенном напряжении, безопасном уровне наводораживания для сталей, пригодных для эксплуатации в среде сероводорода, далеко не однозначны. На
основании многочисленных исследований [44, 47, 63] и практического опыта можно
считать, что в этом случае необходимо применять мягкие, пластичные стали. Однако
склонность материалов к растрескиванию меняется в зависимости от окружающей среды, влияния свойств стали и различных металлургических факторов, поэтому к выбору
материала следует подходить с достаточным вниманием. В особо агрессивных средах
сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением может возникнуть даже в
материалах с малой прочностью. Водородная хрупкость возможна даже при незначительных количествах поглощаемого водорода. Например, для стали 4340 (предел
прочности 160 кПа) уровень наводораживания, приводящий к уменьшению относительного сужения образца с 45 до 3%, составляет 0,2 мг/л.
Влияющие на растрескивание металла особенности среды – это концентрация
сероводорода, значения рН и температуры, сопутствующие вещества. Повышение
концентрации сероводорода приводит к образованию трещин.
Сдвиг значения рН в сторону кислотности создаёт условия для растрескивания,
нейтральная и щелочная среды затрудняют образование трещин. В случае углеродистых сталей следует серьёзно относиться к значениям рН ≈ 4,5-6,5.
Многие исследователи [44, 47, 63] указывают, что при повышении температуры
окружающей среды (бурового раствора) скорость коррозии стали в присутствии сероводорода значительно снижается, причём устойчивость к водородному охрупчиванию возрастает. В связи с этим указывается, что при температуре 80-90°С, но не менее 65°С,
необходимо использовать обсадные трубы из стали Р-100 или даже более прочные.
107
В работе [44] авторами сделана попытка определить возможность использования сталей различных марок в сероводородсодержащих средах в зависимости от температуры, содержания сероводорода и предела текучести.
Отмечается ведущая роль структуры сталей на склонность их к коррозионному
растрескиванию, особенно в условиях водородного охрупчивания [63]. Так, например, сталь, имеющая структуру материала отпуска, обладает большей стойкостью к
коррозионному растрескиванию, чем сталь с промежуточной структурой или нормализованная. Сплавы с ферритной структурой менее склонны к водородному растрескиванию. Углеродистая сталь, термообработанная для получения структуры со
сфероидизированными карбидами, более стойкая к водородному растрескиванию,
чем сталь со структурой пластичного перлита, бейнита или мартенсита.
Путём введения легирующих элементов можно изменять склонность сталей к
водородному растрескиванию. Такие добавки как медь, молибден, никель повышают
стойкость сталей к этому виду разрушения, тогда как сера и фосфор значительно
снижают её.
Следует иметь в виду, что один и тот же элемент может по-разному влиять на
склонность стали к сульфидному растрескиванию, в зависимости от его содержания,
что является следствием образования при этом различных структур. Так, добавки к
стали У8 марганца в количестве 1% влияют отрицательно, что связывается с появлением бейнитовой составляющей. Увеличение содержания марганца до 8% делает
сталь У8 стойкой против растрескивания, что объясняется образованием аустенитовой структуры.
Номенклатура сталей, устойчивых против различных видов коррозии, в том
числе в сероводородсодержащих средах, постоянно растёт. Например, в России разработаны и применяются коррозионно- и эрозионностойкие легированные стали марок Х17Н13МЗТ, 2 х 13, 3 х 13 и др. Среди них деформируемые и литейные
низколегированные стали марок 2010,09 х Г2ИАБЧ и литейные стали марок 12ГМЛ и
20 ЮНП, из которых рекомендуется изготавливать трубы и оборудование, предназначенные для эксплуатации на газоконденсатных месторождениях в условиях сероводородной агрессии [47].
Для работы в особо агрессивных средах, содержащих сероводород и другие
вредные вещества, фирмой Mannetsman (ФРГ) разработана марка легированной стали
АF-22 с содержанием хрома 22%, никеля 6% и молибдена 3% [23]. Химический состав стали подобран таким образом, что после термической обработки она приобретает двойную структуру, включая примерно 50% аустенита и 50% феррита. Благодаря
легирующим добавкам и микроструктуре аустенито-ферритная сталь AF-22 обладает
высокой устойчивостью к местной и точечной коррозии, а также к коррозионному
растрескиванию под действием сероводорода или хлоридов.
Присутствие сероводорода в буровом растворе предъявляет особые требования
к противовыбросовому оборудованию, которое в условиях сероводородной агрессии
должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или
импортной поставки. Допускается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и
утверждёнными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны
иметь паспорта по установленной форме.
Материал противовыбросового оборудования выбирают с учётом стойкости к
сульфидной коррозии.
108
В [29, 75] представлены типовые чёрные металлы, приемлемые для прямого контакта с сернистой окружающей средой (табл. 6.1). Нержавеющие стали, приемлемые для
работы в сернистой среде, согласно данным [29, 75] приведены в таблице 6.2.
Для того чтобы исключить влияние способа выплавки на марки сталей, термообработки заготовок и готовой продукции, термообработку проводят дважды. Поскольку химические составы сталей колонных головок, превенторных установок,
задвижек, дегазаторно-факельных установок, стойких к сероводороду и углекислому
газу, в разных странах различны, в таблице 6.3 представлены химические составы
сталей, применяемых в условиях сероводородной агрессии. Составы сталей, из которых изготовляют оборудование, необходимы для правильного его выбора и, в частности, для выбора электродов при проведении сварочных работах.
Таблица 6.1 – Типовые чёрные металлы, приемлемые для прямого контакта
с сернистой средой
Детали
Углеродистая сталь
Общие
АИСИ 1010-1045; АНИ 6А,
типы 1 и 4; CSA, G-40, 21
Болты
АСТМ А-194, гр. 2М; А-307,
гр. В*; АИСИ 1036 (нормировано)
Низколегированная сталь
АИСИ 4130-4145, 8620-8545, 8720-8745;
АНИ 6А, типы 2 и 3; АСТМ А-182, гр. F22
АСТМ А-193, гр. В7М (22 HRCmax); А-320,
гр. 7М (22 HRCmax)
Примечание: * конструкция из отожжённой и нормализованной стали, если была холодная сварка.
Таблица 6.2 – Нержавеющие стали, приемлемые для контакта с сернистой средой
Ферритные
Мартенситные
АИСИ 405, 430;
АИСИ 410, 501;
АСТМ А-268, ТР. 405; АСТМ А-217, гр. СА 15;
ТР. 430;
А-268; ТР. 410
ТР.ХМ.27;
А-296;
ТР.ХМ.33
гр. СА 15М;
А-87, гр. СА15М
С дисперсионным
твердением
АСТМ А-453,
гр. 660 (А-286);
А-638, гр. 660;
(А-286), 17-4РН
(UNSS 17400)
Аустенитные
Сплав марки
20 Св.3;
АИСИ 302, 304,
304L, 308, 309.
310, 316, 316L,
317, 321, 347;
АСТМ А-182,
А-193
Сталь, выплавленная
дуплекс-процессом
(аустенитно-ферритная)
Сандвик
SAF 2205,
Маннесманн
AF-22
6.2.2. Защитные покрытия
Применяют металлические, полимерные, лакокрасочные и другие покрытия [37, 53,
64]. По возрастанию водородопроницаемости металлы могут быть расположены в следующий ряд: алюминий, медь, никель, сталь Х18Н10Т и 2 х 13, сталь 20. Таким образом,
наибольший экранирующий эффект может быть достигнут при применении алюминиевых, медных и никелевых покрытий. Толщина покрытий составляет 20-250 мкм. В присутствии ионов хлора стойкость никелевых покрытий снижается.
Эффективной защитой от коррозии и наводораживания стали служат кадмиевые покрытия.
Кроме указанных выше, применяются покрытия на основе титана, цинка, бора
и ряда других металлов, а также многокомпонентные. Например, в работе проводились исследования [37] коррозионной стойкости плазменных покрытий из сплава
ПГ-СР-2 (Ni-Cr-B-Si), которые обладают высокой стойкостью в очень жёстких рабочих условиях – коррозионная среда, повышенная температура, ударные нагрузки, абразивное воздействие. Лабораторные и промысловые испытания показали, что
скорость коррозии образцов с таким покрытием в сероводородсодержащей среде в
40 раз меньше, чем без покрытия [31].
109
Таблица 6.3 – Химические составы сталей, рекомендуемых для сред, содержащих сероводород
Химический состав, %
Тип стали
Углеродистая
Среднеуглеродистая
и нержавеющая
Низколегированная
110
Нержавеющая
Марка
Р
S
С
Mn
Si
Ni
Мо
Cr
Ti
W
Со
А1
АСТМ 4.-216
AНИ тип 1
АИСИ 1010
АИСИ 1040
АИСИ 1045
АНИ тип 2
0,03
0,35
0,08
0,37-0,45
0,42-0,51
0,24-0,28
0,4
1,1
0,30-0,60
0,50-0,80
0,6-0,9
1,1
0,21
–
0,18-0,30
0,18-0,30
0,12-0,35
0,2-0,4
–
–
–
–
–
0,4-0,8
–
–
–
–
–
0,4-0,8
–
–
–
–
–
0,15-0,35
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
0,05 0,06
0,04 0,05
0,04 0,05
0,04 0,05
0,035 0,035
АСТМ А-148
АСТМ А-193 В7М
АСТМ А-194 2М
АСТМ А-352
АИСИ 4130
АСТМ-4140
АСТМ 4145
АСТМ 8630
АСТМ 8640
0,04
0,38-0,48
0,40
0,08
0,28-0,30
0,38-0,43
0,43-0,48
0,28-0 33
0,38-0,40
–
0,75-1,0
–
1,5
0,45-0,65
0,75-1,00
0,75-1,00
0,7-0,9
0,75-1,00
0,2
0,20-0,35
–
2,0
0,20-0,35
0,2-0,75
0,2-0,35
0,2-0,35
0,2-0,35
0,15-0,25
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
0,04
0,04
0,03
0,04
0,04
0,04
–
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
–
0,04
0,04
–
0,4-0,8
< 2,0
–
1,0
2,5-4,5
53,0
–
0,8-1,1
–
18-21
0,15-0,25
0,15-0,25
0,15-0,25
0,80-0,15
0,15-0,25
0,15-0,25
0,08-0,15
22,0
–
–
–
–
–
Хастеллой А
Калманой
–
–
–
9-12
0,9-1,2
0,8-1,1
0,8-1,1
0,4-0,6
0,4-0,60
0,55-0,75
–
12,0-16,0
22,0
Fe <5
2,0-3,0
–
–
–
–
АИСИ 302
АИСИ 304
АИСИ 316
АИСИ 405
АИСИ 430
Инконель 600-604
Инконель Х-700
Д.СТМ А-194
< 0,15
< 0,08
0,03-0,08
0,08
< 0,12
0,08
–
0,40 min
< 2,0
< 2,0
< 2,0
1,0
< 1,00
0,025
–
–
< 1,0
< 1,0
< 1,0
1,0
< 1,00
–
–
0,60
17-19
18-20
16-18
11,5-14,5
14-18
15,0
18,1
0,45
8-10
8-12
10-14
–
–
76,0
51,0
–
–
–
1,75-3,0
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
7,2
5,5
–
–
–
–
–
–
Cu 0,1
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
0,1-0,3
–
–
–
–
АСТМ А-399
RCoCr
АСТМ Макалой
< 0,25
> 0,12
0,09-0,15
< 1,00
< 1,00
1,00
< 2,00
< 1,25
< 0,75
0,030
–
11,5-14,0
0,015
–
0,25-1,00
12,0-16,0
12,0-14,0
0,2-0,5
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
0,045
0,03
0,045
0,04
0,04
–
–
0,05
max
–
–
0,04
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
–
–
0,05
max
–
–
0,04
–
–
0,4-0,7
0,4-0,7
не более
Марка отечественной стали,
аналогичная
приведённым
~ 35Г
Ст. 10
25Г
30ГМ
3ОХМ
40ХМ
45ХМ
3ОХНМ
40ХНМ
Любая с
HRC 35-45
12Х18Н9Т
08Х18Н10
ОЗХ17Н14М2
08Х18, 4002
12Х17
–
–
–
–
–
12Х13
Покрытия на основе пенопласта могут эксплуатироваться в среде сероводорода
при температуре до 85°С.
На основе фуриловых смол разработаны лаки ФЛ-1 и ФЛ-4, которые применяются для создания устойчивых покрытий.
Покрытие эмалью КО-198, разработанной на основе кремнийорганических полимеров-силоксанов обладает высокой устойчивостью к воздействию минерализованных грунтовых вод, паров серной и соляной кислот, а также газов – хлора и
сероводорода. Оптимальная антикоррозионная стойкость проявляется при толщине
покрытия 75 мкм. Покрытие не разрушается при многократном изменении температуры от –60°С до 500°С.
Для защиты от наводораживания в условиях воздействия сероводородсодержащих сред предлагается композиционное модифицированное покрытие [25], которое не ухудшает механических характеристик металлов. Таким образом, практика
показывает, что применение защитных покрытий согласно [25, 31, 37, 53, 64] позволяет существенно повысить устойчивость сталей к сероводородной агрессии и продлить сроки эксплуатации изделий их них.
6.2.3. Ингибиторы коррозии стали
Потери от коррозии металлов, особенно в промышленно развитых странах, в
настоящее время чрезвычайно велики. Так, в США они составляют около
82 млрд долларов в год, в Японии – свыше 20 млрд долларов [55].
Ингибиторы тормозят процессы наводораживания и коррозионномеханического разрушения. Отличаются простотой и дешевизной использования.
Молекулы ингибитора как бы блокируют внутреннюю поверхность металла,
либо обеспечивают её защиту электрохимическим путём. Возможно и сочетание этих
механизмов. Данные о наиболее широко применяемых у нас в сероводородсодержащих средах ингибиторах приведены в таблице 6.4.
Таблица 6.4 – Ингибиторы коррозии стали
Тип ингибитора
АНПО
И-1-А
АзНИПИ-72
Север-1
И-1-В
АНП-2
Растворимость ингибитора, вид
предусматриваемой коррозии
Углеводородорастворимый, Н2S
и углекислотная
Углеводородорастворимый, и Н2S
Углеводородорастворимый, Н2S
и углекислотная
Углеводородорастворимый, замерзающий при низкой температуре, Н2S
Водорастворимый, Н2S
Водорастворимый, Н2S
Дозировка, кг/м3
Эффект защитного
действия, %
0,2-0,4
95-98
0,05-0,1
95-99
0,1-0,15
90-95
0,05-0,1
95-99
0,05-0,1
0,1-0,2
75-80
85-90
6.3. Типы нейтрализаторов, методы и технология нейтрализации
сероводорода в буровом растворе
6.3.1. Типы нейтрализаторов
Нейтрализаторы, связывающие сероводород в водонерастворимые сульфиды,
распределяются на следующие группы [14]:
1) Карбонаты тяжёлых металлов, из которых наиболее целесообразны по комплексу факторов – основной карбонат цинка, в том числе Baracor-44, Baracor-129 и
карбонат железа – сидерит.
111
2) Оксиды железа, к которым относятся реагенты на базе гематита и магнетита, такие как «Ironite Sponge», реагент «ЖС-7», «СНУД», «ИКИМСО-ОЖ».
3) Водорастворимые соли тяжёлых металлов (хлорид железа), специфика которых определяется коагулирующим действием этих реагентов на глинистые растворы. Кроме того, большинство этих солей связывают сероводород в обратимые
соединения, поскольку образующиеся сульфиды кислоторастворимы.
4) Реагенты окислители, к которым относятся перекись водорода, хроматы
цинка, диоксид марганца (реагент «ВНИИБТ-1»).
5) Органические реагенты, к которым относятся диоксицикланы (Т-66) и сераорганические соединения (сульфинан).
Одним из первых карбонатов тяжёлых металлов, использованных для
нейтрализации сероводорода, был основной карбонат меди – CuCO3 · Cu(OH)2, применение которого началось в США в 1964 г. При реакции этого реагента с сероводородом получается нерастворимый в воде и кислотах чёрный сульфид меди. Однако во
влажном состоянии в воздухе он легко окисляется до сульфита меди, растворимого в
воде. Кроме того, в растворах возможно осаждение меди на бурильных трубах и
вследствие образования микрогальванопор наблюдается резкая интенсификация коррозии стали. По этим причинам он не нашёл широкого применения для нейтрализации сероводорода в буровых растворах.
Другой карбонат, успешно использовавшийся для связывания сероводорода, –
основной карбонат цинка (2ZnCO3 · 3Zn(OH)2), который был разработан фирмой
«Milchem» и получил товарное наименование «Mil-Gart». Взаимодействуя с сероводородом, карбонат цинка образует нерастворимый в воде сульфид как в кислых, так и
в щелочных растворах. По активности цинк стоит левее железа, поэтому не является
по отношению к нему анодом и не будет увеличивать скорость коррозии стали. В
этом отношении карбонат цинка явно превосходит основной карбонат меди. Применение основного карбоната цинка наиболее эффективно при удалении небольших количеств сульфидов из бурового растворов с высоким рН, в которых скорость реакции
его с сульфидами очень высока. К недостаткам следует отнести коагулирующее воздействие на буровые растворы.
Для нейтрализации сероводорода в работах [6, 45] предлагается использовать
сидерит, который представляет собой железную руду с содержанием 66-69% карбоната железа FeCO3. В зависимости от дисперсности 1 г сидерита способен необратимо
связывать от 45 до 150 мг сероводорода. Особо следует отметить, что даже при максимальном содержании сидерита буровой раствор сохраняет приемлемые для практики бурения структурно-механические свойства, что выгодно отличает данный способ
нейтрализации сероводорода. Кроме того, сидерит практически не обладает ферромагнитными свойствами, ускоряющими процесс коррозии, недефицитен и имеет невысокую стоимость. Благодаря комплексному действию сидерита, достаточно
эффективного нейтрализатора сероводорода и кислоторастворимого утяжелителя, при
бурении поддерживается постоянная готовность раствора к возможному проявлению
сероводорода.
Оксиды железа (гидраты железа) используются для очистки газов от сероводорода уже более 100 лет.
ВолгоградНИПИнефть предложил реагент ЖС-7, состоящий из 95% окиси железа
Fe2O3, который имеет довольно высокую поглотительную способность сероводорода (не
менее 0,20 м3 сероводорода на килограмм при соотношении Н2S: реагент = 1:1). Однако
вследствие большего количества водорастворимых солей в ЖС-7, реагент оказывает
112
коагулирующее воздействие на глинистые буровые растворы, особенно неингибированные. Общее содержание водорастворимых солей в ЖС-7 составляет 3-5%. Вследствие коагулирующего влияния на глинистые растворы верхний предел фактически
достигнутой коагуляции ЖС-7 в пресных растворах ограничен 100 кг/м3. Путём дополнительной обработки раствора щелочью можно увеличить этот предел до
300 кг/м3. Во многих случаях это может оказаться недостаточным для полной нейтрализации сероводорода, особенно в глинистых растворах.
В США разработан эффективный реагент для нейтрализации сероводорода,
имеющий торговое название «Ironite Sponge», и довольно высокую стоимость (около
2 500 долларов за тонну). В зависимости от условий реакции (рН, температура и др.)
Ironite Sponge может образовывать с сероводородом пирит FeS2 или сульфид железа
типа FeS и элементарную серу. В кислой среде (рН < 7) этот реагент вступает в реакцию с сероводородом с образованием пирита:
Fe3O4 + 6H2S  3FeS2 + 4H2O + 2H2.
В слабощелочной среде (рН = 8 – 10) реакция между Ironite Sponge и сероводородом протекает иначе:
Fe3O4 + 4H2S  3FeS + 4H2O + S.
При сравнении эффективности нейтрализации сероводорода с использованием
Ironite Sponge и окиси железа (гематита) установлено, что данный реагент эффективнее гематита в 4-8 раз. Обычно для эффективной нейтрализации сероводорода требуется увеличение концентрации Ironite Sponge, что естественно, влечёт за собой
значительное удорожание буровых работ и снижение их технико-экономических показателей.
Во ВНИИКРнефть был предложен утяжелитель-нейтрализатор сероводорода
на основе природного оксида железа (магнетита), получивший название «СНУД». Как
нейтрализатор сероводорода СНУД уступает ЖС-7, Ironite Sponge, ВНИИБТ-1 (техническая двуокись марганца). Однако вторая функция СНУД (утяжеление раствора)
позволяет за счёт высокой реально достижимой концентрации (до 1 200 кг/м3), не
только повысить плотность до 2 000-2 200кг/м3, но и значительно увеличить сероводородно-поглотительную способность 1 м3 бурового раствора (до 150-180 м3 сероводорода). В таблице 6.5 представлены сравнительные характеристики реагентов
поглотителей сероводорода.
В работе [61] представлены результаты исследований, в которых предлагается
использовать отходы сернокислого производства, – пиритовые огарки (ПО). Сравнительная характеристика пиритовых огарков с другими нейтрализаторами сероводорода представлена в таблицах 6.6 и 6.7.
Таблица 6.5 – Сравнительные характеристики реагентов-поглотителей сероводорода
Показатели
Активность по нейтрализации Н2S, м3/кг · ч
(не менее 0,20)
Предельная концентрация
в буровом растворе на водной основе, кг/м3
Продукты реакции реагента
с Н2S
Стабильность продуктов
реакции
Ironite
Sponge
СНУД
ЖС-7
Т-66
ВНИИБТ-1
Сидерит
0,22
0,15
0,20
0,04
0,275
0,10
800
1 200
300
100
50
1 200
FexSy
FexSy
FexSy
тригианы
FexSy
MnS
MnSo4
Стабильны Стабильны Стабильны Стабильны Мало
Стабильны
стабильны
113
Таблица 6.6 – Реагенты-поглотители сероводорода
Добавки
Ironite Sponge
Гематит
ЖС-7
Руда комбината «Ачполиметалл»
ПО-1
ПО-2
ПО-3
ПО-4
Окись цинка
ВНИИБТ-1
Поглотительная способность добавки, мг/г, при рН
4
7
8
9
31
661
90
29
140
55
287
112
45
26
21
44
32
97
94
30
20
23
23
93
83
80
65
80
128
35
29
46
313
523
-
Таблица 6.7 – Реагенты-поглотители сероводорода
Добавки
Ironite Sponge
ЖС-7
ПО-4
Поглотительная способность, мг/г
в воде
в 10%-й суспензии глины
34
18
55
45
83
48
Водорастворимые соли тяжёлых металлов имеют узкую и специфическую
область применения, что связано с коагулирующим действием водорастворимых солей на глинистые буровые растворы и невозможностью получения достаточно высокой концентрации этих солей. Кроме этого, большинство солей реагируют с
сероводородом обратно, так как образующиеся сульфиды растворимы в кислотах:
2FeCl3 + 3H2S ↔ Fe2S3 (2FeS + S) + 6HCl
CaCO3 + 2HCl ↔ CaCl2 + H2O + CO2
Органические реагенты-нейтрализаторы. В Уфимском нефтяном институте для
связывания сероводорода были предложены соединения класса 1,3-диоксицикланов (реагент «Т-66»). Растворимость в воде – до 90%, хорошо растворяется в органических
растворителях. Реагент «Т-66» улучшает смазывающие свойства технической воды,
является высокоэффективным пеногасителем. Реагент Т-66 и образующиеся при взаимодействии его с сероводородом продукты реакции являются ингбиторами коррозии
(степень защиты – 70-85%). В нормальных условиях для поглощения 0,1 г/л сероводорода необходимо 2-4 г/л реагента. При увеличении температуры скорость реакции
сероводорода с Т-66 значительно увеличивается (в кислой среде). Основными недостатками применения реагента «Т-66» являются:
- очень сильная зависимость скорости реакции от сероводорода;
- реакция протекает только в кислой среде при рН = 3 – 5;
- отсутствие достаточно надёжного способа определения концентрации
Т-66 в буровом растворе;
- малая поглотительная активность.
Однако, с учётом полифункциональности Т-66 он может быть использован как
вспомогательный нейтрализатор сероводорода.
В БашНИПИнефть [4] проведены экспериментальные исследования и опробован в
промысловых условиях новый нейтрализующий сероводород реагент под техническим
названием «Сульфинан», относящийся к классу сераорганических соединений. Он хорошо
растворим. В таблице 6.8 приведены сравнительные данные об оптимальной концентрации исследованных реагентов, для нейтрализации сероводорода, концентрация которого
при проведении всех опытов была практически одинаковой.
114
Таблица 6.8 – Оптимальные концентрации нейтрализаторов сероводорода
Нейтрализаторы
ВНИИБТ-1
ЖС-7
Т-66
Сульфинан
Организация-разработчик
Внешний вид
ВНИИБТ
ВолгоградНИПИнефть
УНИ
БашНИПИнефть
Паста
Порошок
Жидкость
Порошок
Оптимальная
концентрация,
г/л
0,1
5-10
2-3
0,06-0,09
Полнота
нейтрализации,
%
94
90
67-70
97-100
Реагенты-окислители (ВНИИБТ-1). В результате проведения экспериментов [44]
установлено, что после нейтрализации сероводорода рН раствора растёт и предотвращается повторное выпадение свободного сероводорода. В связи с этим отпадает необходимость дополнительного ввода в раствор реагентов для поддержания требуемой его
щелочности. Исследования [44] показали, что выделение технической двуокиси марганца в хлоркальциевом растворе при полной нейтрализации сероводорода улучшает его
свойства: снижается вязкость, что способствует лучшей очистке забоя и увеличению механической скорости бурения; уменьшается показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки, что исключает возможность прихвата; не изменяется плотность раствора
и стабилизируется рН среда. При объёмной доле сероводорода 1-45% в раствор достаточно вводить 0,04-1,8 кг/м3 реагента ВНИИБТ-1.
В растворах на глинистой основе наиболее эффективны поглотители на основе
окислов марганца (типа МnО2), в солегелевых растворах – ТМО (титано-магниевые
отходы), в известково-битумных растворах – КОФ (кубовый остаток фурфурола).
6.3.2. Рекомендации по обработке буровых растворов
нейтрализаторами сероводорода
От состава и свойств бурового раствора в значительной степени зависит безопасность и безаварийность ведения буровых работ. В условиях сероводородной агрессии к
основным требованиям к качеству промывочной жидкости относятся следующие:
1) Высокая поглотительная способность бурового раствора по сероводороду без
существенного изменения его свойств (1 000-1 500 мг/л поглощённого сероводорода).
2) Полное связывание сероводорода до потенциально неопасных соединений в
процессе движения раствора от забоя до устья.
3) Предупреждение сульфидного растрескивания бурильного инструмента и
бурового оборудования.
Метод борьбы с сероводородной агрессией заключается в поддержании следующей композиции факторов в буровом растворе:
а) Реагент-нейтрализатор сероводорода в требуемом количестве.
б) Высокая величина рН раствора (11,5-12,5) для превращения сероводорода в
различные сульфиды в момент его поступления из пласта в скважину, что обеспечивается обработкой щелочными электролитами.
в) Низкое содержание глинистой фазы или её отсутствие для предупреждения
интенсивных коагуляционных процессов и необратимых изменений качества бурового раствора.
г) Наличие ингибитора сероводородной коррозии для защиты бурильного инструмента и бурового оборудования.
Для нейтрализации сероводорода основное применение получили реагенты
ВНИИБТ-1 (диоксид марганца), ЖС-7, Ironite Spongе, ИКИМСО-ОЖ, СНУД, а также
гематит, магнетит и утяжелитель «Магбар».
115
6.3.3. Технология обработки бурового раствора
До начала обработки реагентом определяется его поглотительная способность
и проводится расчёт в зависимости от ожидаемой концентрации раствора. При этом
пользуются соответствующими номограммами, изображёнными на рисунках 6.1 и 6.2
или расчётной таблицей 6.9.
CP, кг/м3
1000
800
600
400
200
100
80
60
40
0,1
F K , м2
0,08 0,06 0,04 0,02
20
10
8
6
4
2
СH2S = 100%
2
5
10
30
20
60
Q = 3л/с
6
9
12
15
24
18
Рисунок 6.1 – Номограмма для определения величины добавки
нейтрализатора ЖС-7
Предварительная обработка бурового раствора нейтрализатором сероводорода
должна начинаться не менее чем за 100 м до вскрытия пласта, содержащего сероводород. При использовании ЖС-7, Ironite Spongе, ИКИМСО-ОЖ, СНУД сокращают
ввод утяжелителей в буровой раствор.
Перед вводом нейтрализаторов раствор должен быть стабилизирован, а его
условная вязкость и статическое напряжение сдвига ограничено величинами соответственно 40-50 с и не более 20 дПа.
Исходные данные для расчёта концентрации ЖС-7:
- диаметр скважины, м – D;
- наружный диаметр бурильных труб, м – d;
- площадь кольцевого пространства, м2 – Fк;
- глубина залегания сероводородосодержащего пласта, м – H;
116
- подача бурового насоса, л/с – Q;
- объёмная концентрация сероводорода в пластовом флюиде, % – СH2S.
Работа с номограммой:
От точки на оси Fк проводится перпендикуляр до пересечения с прямой Н. Затем от точки пересечения проводится прямая, параллельная оси Fк, до пересечения её
с линией Q, а далее параллельно оси Ср до пересечения с кривой CH2S. От этой точки
опускается перпендикуляр на ось Ср, что соответствует требуемому количеству ЖС-7.
Исходные данные для расчёта концентрации СНУД (рис. 6.2):
- объём бурового раствора, м3 – V;
- производительность насосов, л/с – Q;
- температура раствора на устье скважины, °C – t;
- концентрация сероводорода в буровом растворе, г/л – С.
(РНО),
кг/м3
(РВО),
кг/м3
Сснуд
(вода),
кг/м3
900
825
750
675
600
550
120
110
500
100
600
450
400
90
80
525
450
350
300
70
60
375
250
50
300
225
200
150
100
50
40
Сснуд
V, м3
400
300
150
75
200
Сснуд
100
C=17г/л
30
20
10
C=8,5г/л
C=3,4г/л
C=1г/л
C=0,1г/л
t=50˚C
Q = 40 л/с
t=40˚C
Q = 30 л/с
t=30˚C
Q = 20 л/с
Q = 10 л/с
t=10˚C
t=20˚C
Рисунок 6.2 – Номограмма для определения величины добавки
нейтрализатора СНУД
117
Работа с номограммой:
От точки на оси V проводится перпендикуляр до пересечения с прямой Q, после чего проводится прямая параллельно оси V до пересечения с прямой t и затем параллельно
оси СНУД до пересечения с кривой С. От точки пересечения опускают перпендикуляр на
ось ССНУД, по которой и определяют требуемое количество материала.
Номограмма построена с учётом максимально допустимой газонасыщенности
бурового раствора (0,6), предельно допустимой концентрации сероводорода в атмосфере над поверхностью раствора (10 мг/м3) и поглотительной способности реагента
(0,2 мг/мг).
Для нейтрализации сероводорода реагентом «Ironite Spongе» (IS) используется
формула для расчёта его количества:
(6.1)
G = 373 · СH2S/Qн,
где G – необходимое количество реагента IS, фунт/баррель;
СH2S – концентрация сероводорода, %;
Qн – подача насоса, баррель/мин.
Таблица 6.9 – Расход реагента «ВНИИБТ-1» для полной нейтрализации
сероводорода
Концентрация H2S в буровом растворе
%
кг/м3
1,0
0,015
3,3
0,050
6,0
0,091
9,8
0,148
15,0
0,228
45,0
0,685
Расход реагента
«ВНИИБТ-1», кг/м3
0,045
0,150
0,270
0,440
0,670
2,020
При обработке бурового раствора ЖС-7, Ironite Spongе, ИКИМСО-ОЖ, СНУД,
а также железистыми утяжелителями используют гидроворонки или другие смесительные устройства. Обработка ведётся равномерно в течение 2-3 циклов циркуляции.
Интенсивность ввода ЖС-7 не должна превышать 50 кг на 1 м3 бурового раствора.
Реагент «ВНИИБТ-1» вводится в жёлобную систему в виде 10-15% раствора с
интенсивностью не более 0,3-0,5 кг/м3 за один цикл. При работе с ЖС-7 и Ironite
Spongе необходимо постоянно контролировать величину рН. Остальная обработка
проводится по технологической схеме используемого бурового раствора.
В таблице 6.10 приведена краткая характеристика реагентов-нейтрализаторов
сероводорода согласно [74].
Таблица 6.10 – Характеристика некоторых реагентов-нейтрализаторов
сероводорода
Реагент
Активное вещество
ЖС-7 (порошок)
Fe2О3
СНУД (порошок)
Fe3О4
Ironite Sponge (порошок)
Fe3О4
ВНИИБТ-1 (паста)
MnO2 (технический)
Т-66 (жидкость)
Диоксицикланы
118
Плотность, кг/м3
4 200
4 700
4 190
1 030
Активность
нейтрализации, м3/кг ч
0,20
0,15
0,22
0,275
0,04
6.4. Применение бактерицидов в бурении для предупреждения последствий
от увеличения концентрации сероводорода в скважине
При содержании сероводорода в пластовых флюидах более 6% существуют дополнительные требования к безопасному ведению буровых работ. Если на месторождении содержание сероводорода несколько меньше, и оно разрабатывается как
месторождение без его повышенного содержания, то, при больших сроках строительства скважин, существует значительная вероятность изменения концентрации сероводорода в опасную область, посредством заражения подземных коллекторов
микрофлорой, способствующей образованию сероводорода.
Заражение подземных пластов микрофлорой в процессе бурения и испытания
приводит к ухудшению коллекторских свойств. В результате воздействия микроорганизмов на нефть образуются нерастворимые вещества, закупоривающие поры пласта.
Сероводородовыделяющие бактерии, взаимодействуя с нефтью, продуцируют нерастворимые соединения. Сульфатредукция обуславливает изменение физикохимических свойств воды, соприкасающейся с нефтью. Пластовая вода теряет ион
сульфата и обогащается сероводородом и углекислотой, в результате чего превращается из сульфатно-натриевой в гидрокарбонатно-натриевую. Сероводород, взаимодействуя с ионами железа, образует нерастворимый сульфит железа и, одновременно,
мигрируя в зоны с окисленным режимом, окисляется до элементарной серы. Углекислота, выделяющая при окислении парафинов и восстановлении сульфатов, способствует выпадению вторичного кальцита. Наиболее сильное выпадение вторичного
кальцита происходит в зонах контакта нефти с водой, что способствует изоляции непромытых участков залежи от водонапорной системы. Микроорганизмы при фильтрации через поры пласта-коллектора адсорбируются на поверхности его каналов,
образуют колонии бактерий различных видов и продукты их метаболизма (слизь,
биоплёнка, нерастворимые в воде осадки, микробные тела и пр.). Это приводит к
уменьшению диаметра каналов породы, что влечёт за собой снижение проницаемости
пласта-коллектора. При наличии в воде большого количества бактерий и продуктов
их деятельности проницаемость нефтеносных пород снижается более чем на 50%.
Экспериментальными исследованиями установлено, что основная часть бактерий задерживается в призабойной зоне, а часть из них продвигается с водой вглубь
пласта. Скорость миграции составляет 58 мм в сутки. Следовательно, возможна закупорка пород не только в призабойной зоне, но и в глубине заводняемого пласта.
Уменьшение проницаемости коллекторов приводит к изоляции целиков нефти и снижает нефтеотдачу пластов.
В процессе эксплуатации скважин, даже при отсутствии сероводорода в пластовом флюиде, в заражённых микрофлорой изолированных непромышленных газонефтенасыщенных сульфатно-карбонатных коллекторах неизбежно увеличивается
концентрация сероводорода, что приводит к скрытой коррозии крепления скважины
(цементного камня и обсадных труб), которым они разобщены, и к межпластовым перетокам. А это следует учитывать при выборе цемента и обсадных труб при бурении
скважин. Но существует и другой способ решения этой проблемы – подбор химического состава и стерилизация промысловых жидкостей, в том числе бурового раствора, цементного раствора и жидкости для гидроразрыва.
В зарубежной практике уже в 60-х годах XX века для предотвращения заражения пласта микроорганизмами стали применяться химические реагенты, обладающие
бактерицидным действием. В США сульфатвосстанавливающие бактерии, вызываю119
щие закупорку нефтяных платов, подавляются с помощью таких органических бактерицидов как пиримидины, фенолы, нитропарафины, причём бактерициды используются как для стерилизации нагнетаемой в пласт воды, так и для уничтожения
микроорганизмов в пласте.
В 70-80-х годах и в нашей стране началась работа по изучению и обнаружению
пластов, заражённых СВБ, закономерностей протекания микробиологических процессов, поиску новых эффективных бактерицидов и опытно-промысловым испытаниям
зарубежных и отечественных бактерицидов.
Несмотря на широкий круг соединений, применяемых в качестве бактерицидов
для защиты от биоповреждений в различных отраслях народного хозяйства, в нефтяной промышленности ассортимент применяемых бактерицидов весьма ограничен. На
сегодняшний день лишь некоторые реагенты-бактерициды отечественного производства нашли своё применение в нефтедобыче. К ним относятся СНПХ-1002 и ЛПЭ-11.
СНПХ-1002 – водный раствор алкилфенолятов натрия. Промышленное внедрение реагента в отрасли осуществляется с 1984 года в объединениях Татнефть, Башнефть, Нижневартовскнефтегаз, Коминефть. Промышленные испытания показали,
что при закачке реагента в количестве 1 ÷ 3 кг на 1 м3 порового объёма пласта, технологический процесс применения СНПХ-1002 обеспечивает:
- получение дополнительной нефти от 80 до 950 тонн на 1 т реагента;
- снижение содержания сероводорода в попутном газе на 60-80%, в попутно
добываемой жидкости на 50-60%;
- подавление жизнедеятельности СВБ в продуктивных нефтяных пластах до
100%;
- снижение аварийности, уменьшение количества порывов в системе поддержания пластового давления (ППД).
На Алёхинском месторождении в качестве реагента был применён препарат
«Бактерицид ЛПЭ-11в». Величина удельного технологического эффекта от применения технологии биоцидного воздействия составила 248,7 т дополнительно добытой
нефти на 1 т закачанного бактерицида.
В НПО «Нефтегазтехнология» проведена серия работ по определению оптимального времени и объёма биоцидного воздействия по кинетическим параметрам
процесса подавления микрофлоры биоцидом в пористой среде коллектора. В работе
Т. А. Исмагилова и др. обобщены результаты систематического применения биоцидной технологии на Южно-Балыкском месторождении. Авторами показано, что доля
собственно биоцидной составляющей технологического эффекта равна примерно половине всей дополнительно добытой нефти и проявляется, в основном, после первых
воздействий. После удаления биообразований, накопившихся в течение длительного
времени, при дальнейшей обработке закачиваемой воды бактерицидами, технологический эффект от биоцидного действия снижается с 3 509 т до 70 т на 1 т реагента. То
есть сохраняется лишь эффект от гидрофобизации породы.
Этот результат объясняет тот факт, что в зарубежной практике отсутствуют методы повышения нефтеотдачи с помощью биоцидов. Поскольку в процессе разработки нефтяной пласт постоянно стерилизуется, в нём вообще не образуются продукты
метаболизма, препятствующие нефтедобыче.
На основании вышесказанного рекомендуется применять бактерицид СНПХ-1002
из расчёта по 1-3 кг на 1 м3 бурового раствора в циркуляционной системе на один
цикл (в зависимости от содержания твёрдой фазы). Бактерицид вводить (сразу или
постепенно – в зависимости от стабильности раствора) во всасывающую трубу буро120
вого насоса непосредственно перед вскрытием охраняемых пластов до ПДК. Жидкость гидроразрыва обработать СНПХ-1002 из расчёта по 1-3 кг на 1 м3, в зависимости от осветлённости жидкости.
Из импортных бактерицидов можно отметить Aldacide G – микробиоцид (пересыщенный альдегидный раствор). Применяется в растворах на водной основе. Рекомендуется использовать с полимерами, подверженными биологической деструкции (крахмал и
т. д.). Добавлять 0,57-1,43 кг/м3 непосредственно в циркулирующий раствор.
6.5. Рекомендации по креплению скважин
в условиях сероводородной агрессии
6.5.1. Общие положения
При приготовлении тампонажных растворов рекомендуется использовать
портландцементы отечественного производства. Тип вяжущего, а также реагенты, регулирующие сроки схватывания и твердения тампонажного раствора, а также реагенты-регуляторы
реологических
и
фильтрационных
свойств
подбираются
индивидуально, в зависимости от конкретных горно-геологических условий.
При проверке качества материалов и подборе рецептуры необходимо использовать стандартное оборудование. Обязательна проверка сроков загустевания на консистометре КЦ-3 или КЦ-5. При проведении работ по креплению и ремонту скважины
необходимо использовать оборудование, предусмотренное РД 39-00147001-767-2000
«Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин».
Необходимо учитывать, что предлагаемые композиции ориентированы на горизонты с ограниченным (< 6%) содержанием сероводорода. Также необходимо учесть,
что технология крепления скважины в условиях агрессивных сред не может ограничиваться только модификацией тампонажного раствора, а должна включать в себя
комплекс мероприятий, позволяющих обеспечить повышенную надёжность крепления скважины.
6.5.2. Требования к промывочным жидкостям
При бурении скважины, проведении геофизических исследований и подготовке
к креплению в условиях сероводородной агрессии необходимо учитывать, что промывочная жидкость должна отвечать ряду требований:
1. Буровой раствор должен быть устойчив к сероводородной агрессии;
2. Буровой раствор должен обеспечивать эффективную очистку ствола скважины;
3. Фильтрационная корка бурового раствора должна иметь минимальную величину и легко смываться.
Выполнение первого требования может быть обеспечено проведением ряда мероприятий перед вскрытием сероводородсодержащих горизонтов либо непосредственно в процессе вскрытия. На стадии проектирования необходимо предусмотреть
применение реагентов, относительно устойчивых к сероводородной агрессии, использование поглотителей сероводорода и поддерживанием рН раствора на уровне не менее 9 путём ввода дополнительного количества реагентов – регуляторов рН. Для
постоянного контроля за уровнем рН в раствор добавляют оксиды кальция и магния.
При невыполнении этих условий возможно резкое снижение рН раствора с образованием высоковязкой, практически непрокачиваемой пульпы. В некоторых случаях
возможно образование отдельных сгустков высоковязкой массы с высокими адгезионными свойствами, что может привести к прихвату инструмента. В любом случае
невыдерживание параметров раствора может привести к осложнениям в процессе бурения скважины и сделает трудновыполнимым выполнение остальных требований.
121
Выполнение второго требования должно обеспечиваться, в первую очередь,
путём регулирования реологических свойств раствора в комплексе с эффективной
механической очисткой. Невыполнение данного требования может привести к некачественному цементированию, что, в свою очередь, может способствовать последующему разрушению цементного камня на менее защищённом участке, развитию
межколонных и заколонных перетоков и, в конечном итоге, к попаданию сероводорода в другие проницаемые пласты и (или) на поверхность.
Выполнение последнего требования должно быть обеспечено, в первую очередь, использованием соответствующих составов промывочных жидкостей. Невыполнение данного требования может привести к некачественному цементированию и,
кроме того, не позволит произвести блокировку продуктивного пласта в процессе цементирования.
В целом, при бурении в сероводородсодержащих горизонтах рекомендуется
использовать промывочные жидкости с пониженным содержанием глинистой фазы. В
качестве утяжелителей рекомендуется использовать железистые или свинцовые материалы, позволяющие эффективно нейтрализовывать сероводород.
6.5.3. Требования к буферным жидкостям
Применяемые при креплении скважины в условиях сероводородной агрессии
буферные жидкости должны выполнять следующие функции:
1. Обеспечивать качественную очистку ствола скважины от бурового раствора
и фильтрационной корки;
2. Производить блокировку поровых каналов для предотвращения поступления
в скважину сероводорода и других агрессивных флюидов;
3. Не оказывать отрицательного влияния на свойства тампонажного раствора и
цементного камня.
В настоящее время отсутствуют технологии, позволяющие совместить все вышеперечисленные функции в составе одной буферной жидкости. Поэтому рекомендуется применять комплекс из нескольких буферных жидкостей, взаимно дополняющих
друг друга.
В качестве жидкости, обеспечивающей очистку ствола скважины, рекомендуется применять буфер на основе реагента МБП-100 с расходом 250-300 кг реагента на
1 м3 раствора. Количество буферной жидкости должно обеспечивать заполнение не
менее 100 м затрубного пространства. В случае невозможности применения предлагаемого состава возможно использование буфера на основе КМЦ либо другой буферной
жидкости, обладающей смывающим эффектом и имеющей нейтральную или слабощелочную реакцию. Для увеличения смывающего эффекта возможно введение в
состав буфера резиновой крошки, обеспечивающей лучшее удаление глинистой корки
со стенок скважины.
В качестве буфера, блокирующего поровое пространство, рекомендуется использовать жидкое стекло (силикат натрия или калия), добавляя в товарном виде (50%-ный
раствор). Механизм действия буфера основан на полимеризации реагента при контакте с
кислой средой, то есть при проникновении раствора силиката натрия в поровое пространство образуется кремниевая кислота с последующей полимеризацией (рН пластовых флюидов, содержащих сероводород, как правило, меньше 6) и кольматация поровых
каналов нерастворимой поликремниевой кислотой. Всё это приводит к резкому снижению проницаемости приствольной зоны проницаемого пласта и уменьшает количество
сероводорода, вступающего в контакт с цементным камнем.
122
Помимо того, что уменьшается количество активного вещества, вступающего в
контакт с цементным камнем, снижается также интенсивность эррозионного износа
частично прокорродировавшего тампонажного раствора вследствие снижения количества поступающей к скважине пластовой воды и, как следствие, замедлению вымывания растворимых веществ.
В случае, если нет возможности использования жидкого стекла, возможна замена его на 2,5-3,0%-ный раствор медного купороса (CuSO4). Возможно также введение медного купороса той же концентрации в буровой раствор непосредственно в
процессе бурения. Образующиеся при реакции с сероводородом сульфиды меди являются труднорастворимыми соединениями и способны создать достаточно прочный
кольматационный барьер, препятствующий поступлению сероводорода.
Применение буферных жидкостей кольматационного типа предъявляет повышенные требования к качеству очистки ствола. В связи с этим применение смывающего буфера обязательно.
Третья порция буфера предназначается для разделения тампонажного раствора
от кольматирующей среды. Использование этой порции разделительной жидкости
обязательно, так как смешивание тампонажного раствора с жидким стеклом способно
привести к повышению реологических свойств тампонажного раствора и ускорению
схватывания последнего, что нежелательно. В качестве разделительного буфера возможно использование практически любой буферной жидкости, обладающих достаточными структурно-реологическими свойствами и нейтральной либо щелочной
реакцией. Возможно использование раствора на основе МБП-100 или на основе КМЦ.
Объём порции должен составлять 3-6 м3.
6.5.4. Тампонажные композиции
Тампонажные композиции, применяемые при креплении скважин в условиях
сероводородной агрессии, должны, помимо общих для всех композиций, отвечать
следующим условиям:
1. Обладать повышенной устойчивостью к сероводороду;
2. Иметь высокую прочность и низкую проницаемость цементного камня.
Из тампонажных цементов, устойчивых к сероводородной агрессии, можно выделить: глинозёмистые, коррозионностойкие материалы облегчённые (ЦТОК) и утяжелённые (ЦТУК), шлако-песчаные смеси совместного помола (ШПЦС-200, УШЦ-200), а
также полимерные композиции. Ограниченно устойчив к Н2S цемент типа ШПЦС120. В настоящее время в условиях сероводородной коррозии (менее 6% Н2S) используют тампонажные портландцементы, устойчивые к сульфатной коррозии, марки G
(ПЦТ I-G СС-1) и Н (ПЦТ I-Н СС-1), обладающие повышенными прочностными характеристиками.
Для повышения коррозионной стойкости цемента рекомендуются два основных пути:
1. Снижение водоцементного отношения тампонажного раствора.
2. Введение в состав раствора реагентов – поглотителей сероводорода.
Снижение водоцементного отношения позволяет повысить прочность цементного камня, его седиментационную устойчивость. Также это позволяет снизить проницаемость камня и содержание в нём свободной воды. Рекомендуется использовать
цементный раствор с водоцементным отношением не выше 0,4. При этом необходимо
учитывать, что плотность такого раствора несколько выше, чем плотность растворов,
применяемых в обычных условиях.
123
В качестве реагентов-поглотителей возможно использование любого поглотителя, применявшегося при бурении с концентрацией, равной применявшейся для обработки бурового раствора. Однако, перед использованием реагента необходимо
провести лабораторные исследования, так как некоторые поглотители, особенно на
основе окислов металлов, могут изменять рН раствора (как правило, они обладают
кислой реакцией). Кроме того, они могут несколько ослаблять структуру цементного
камня. В зависимости от типа реагента, он может вводиться как в состав жидкости затворения (водорастворимые реагенты), так и в состав сухого цемента через цементосмесительную машину. Не рекомендуется использовать в качестве поглотителя
сероводорода медный купорос, так как, входя в состав цемента, он может вызвать
ускоренную коррозию обсадной колонны.
Помимо этого, рекомендуется вводить в тампонажный раствор реагент Т-66 (Т-80,
Т-90) в качестве вспомогательного поглощающего реагента, пеногасителя и понизителя водоотдачи раствора. Количество Т-66 не должно превышать 5% от массы цемента. Реагент вводится в состав жидкости затворения.
В связи с тем, что рекомендуемый тампонажный раствор имеет низкое водоцементное отношение, его реологические параметры значительно превосходят параметры растворов, применяемых в неосложнённых условиях и имеющих, как правило,
водоцементное отношение близкое к 0,5. Кроме того, низкое водоцементное отношение обуславливает пониженные сроки загустевания и схватывания тампонажного раствора. Поэтому в составе раствора должны присутствовать реагенты-пластификаторы
и реагенты – замедлители схватывания.
Не рекомендуется использовать в качестве пластификаторов реагенты, которые
могут быстро разлагаться с последующим резким изменением реологических свойств
тампонажного раствора в процессе продавки. Также не рекомендуется использование
НТФ и других реагентов, дающих кислую реакцию. Эти требования относятся как к
зарубежным, так и к отечественным реагентам.
В связи с вышеизложенным, в качестве пластификатора рекомендуется использовать КССБ (0,1-0,7%) либо ГКЖ-10 (ГКЖ-11) (0,1-0,5%). Данные реагенты длительное время не теряют своих свойств даже в процессе разложения. Не
рекомендуется использование ГКЖ при температурах свыше 75°С. При подборе рецептуры необходима предварительная проверка раствора в лабораторных условиях.
6.5.5. Особые требования к проведению работ
При креплении скважин в условиях сероводородной агрессии с использованием специальных композиций обязательно использование осреднительной ёмкости. В
противном случае велика вероятность получения неоднородных смесей и, как следствие, снижение качества крепления.
В процессе приготовления буферных жидкостей на основе МБП-100, а также
жидкостей на основе других реагентов с низкой скоростью растворения, необходимо
подготавливать их заранее. При проведении работ в условиях низких температур
необходимо производить подогрев ёмкостей.
При использовании пластификаторов с низкой скоростью растворения (КССБ и
пр.) необходимо подготавливать их заранее в виде 20-30%-ного раствора и вводить в
жидкость затворения непосредственно перед приготовлением раствора.
При проведении работ необходим непрерывный контроль за качеством тампонажного раствора.
124
6.6. Методы контроля содержания сероводорода
в воздухе рабочей зоны
На установках, в помещениях и на промплощадках, где возможно выделение
сероводорода в воздух рабочей зоны (буровая установка, добывающая скважина,
установки по замеру дебита нефти и газа и др.), должен осуществляться постоянный
контроль воздушной среды и сигнализация опасных концентраций сероводорода.
Максимально допустимая концентрация сероводорода в воздухе составляет 1 кг/м3.
Места установки датчиков стационарных автоматических газосигнализаторов
определяются проектом обустройства месторождения с учётом плотности газов, параметров применяемого оборудования, его размещения и рекомендаций поставщиков.
На буровых установках датчики должны быть размещены у основания вышки,
ротора, в начале желобной системы, у вибросит, в насосном помещении (2 шт.), у
приёмных ёмкостей (2 шт.) и в служебном помещении.
Стационарные газосигнализаторы должны иметь звуковой и световой сигналы
с выходом на диспетчерский пункт (пульт управления) и по месту установки датчиков, проходить проверку в установленном порядке.
Замеры концентрации сероводорода газоанализаторами на объекте должны
проводиться по графику организации, а в аварийных ситуациях – газоспасательной
службой с занесением результатов замеров в журнал.
Наряду с автоматическим контролем обслуживающий персонал должен производить контроль воздушной среды переносными газоанализаторами:
- в помещениях, где перекачиваются газы и жидкости, содержащие вредные
вещества, – через каждые четыре часа;
- в помещениях, где возможно выделение и скопление вредных веществ, и на
наружных установках в местах их возможного выделения и скопления, – не реже одного раза за смену;
- в помещениях, где не имеется источников выделения, но возможно попадание
вредных веществ извне, – не реже одного раза в сутки;
- в местах постоянного нахождения обслуживающего персонала, там, где нет необходимости установки стационарных газосигнализаторов, – не реже двух раз за смену;
- в местах, обслуживаемых периодически, – перед началом работ и в процессе
работы;
- в резервуарном парке, в центре каждого каре резервуаров, а также вокруг обваловки на расстоянии 5-10 м от него на осевых линиях резервуара с подветренной
стороны, – не реже одного раза за смену;
- при аварийных работах в загазованной зоне – не реже одного раза в 30 мин.
После ликвидации аварийной ситуации в соответствии с ПЛА необходимо дополнительно провести анализ воздуха в местах возможного скопления вредных веществ.
6.7. Мероприятия по защите людей и окружающей среды
при бурении, испытании и освоении скважины
6.7.1. Требования к строительству скважин
Перед вскрытием (за 50-100 м до кровли) пластов с флюидами, содержащими
сероводород, и на весь период их вскрытия необходимо:
- установить станцию геолого-технического контроля при бурении на месторождениях с концентрацией сероводорода более 6%;
- установить предупредительные знаки вокруг территории буровой (на путях, в
местах возможного прохода на территорию буровой и др.);
125
- проверить исправность приборов контроля за содержанием сероводорода в
воздухе рабочей зоны, наличие и готовность средств индивидуальной защиты (СИЗ);
- обработать буровой раствор нейтрализатором;
- провести проверку состояния противовыбросового оборудования;
- иметь на буровой запас материалов и химических реагентов, в том числе
нейтрализующих сероводород, достаточный для обработки бурового раствора в количестве не менее двух объёмов скважины;
- на месторождениях с объёмным содержанием сероводорода более 6% организовать круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
- обеспечить наличие цементировочного агрегата на буровой и постоянную его
готовность к работе;
- определить маршруты для выхода работников из опасной зоны при аварийных ситуациях;
- рабочие и специалисты бригады должны пройти инструктаж по плану ликвидации аварий, быть ознакомлены с маршрутами выхода из опасной зоны, что должно
быть удостоверено их подписями в личных картах инструктажа.
Вскрытие сероводородсодержащих пластов должно производиться после проверки и установления готовности буровой и персонала к вскрытию пласта, проверки
выполнения мероприятий по защите работающих и населения в зоне возможной загазованности в случае аварийного выброса нефти и газа (открытого фонтана) под руководством лица, ответственного за проведение работ.
Проверку должна осуществлять комиссия буровой организации под председательством ответственного лица, утверждённого руководителем организации, при участии специалистов службы охраны труда и техники безопасности, других
специалистов и представителей противофонтанной службы. Результаты проверки
должны оформляться актом.
При бурении пластов, содержащих сероводород, необходимо контролировать
наличие сероводорода и сульфидов в буровом растворе. При их появлении необходимо дополнительно обработать буровой раствор нейтрализатором.
Бурение продуктивных горизонтов на объектах месторождений с высоким содержанием сероводорода следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых кранов в коррозионно-стойком исполнении.
На мостках буровой необходимо иметь опрессованную специальную трубу, по
диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть окрашена в жёлтый цвет и снабжена шаровым
краном, находящимся в открытом положении. В манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно-факельная установка.
С целью раннего обнаружения газопроявлений должен вестись контроль за изменением:
- уровня бурового раствора в скважине при отсутствии циркуляции;
- механической скорости проходки и давления в нагнетательной линии;
- уровня раствора в приёмных ёмкостях;
- газосодержания в растворе, содержания сульфидов и плотности бурового
раствора.
6.7.2. Освоение и гидродинамические исследования скважин
Освоение скважин производится при обязательном присутствии представителя
недропользователя.
Перед проведением освоения и исследования нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин должен быть составлен план работы, утверждённый техническими
126
руководителями организации-заказчика и организацией, уполномоченной на проведение этих работ.
В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства
обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.
С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и
исследованием скважин.
К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин,
механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной
аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения
объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населённых пунктов.
Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами,
направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не
менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.
Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на
величину 1,25 от максимального давления.
Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не
должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать
возможность возникновения местных напряжений.
К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.
Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных
скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во
всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.
Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объёмов скважины соответствующей плотности без учёта объёма раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических
реагентов согласно плану работ на освоение скважины.
В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение
и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных
скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.
При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населённых пунктов или производственных объектов не превысит санитарных норм.
Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населённых пунктов.
На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:
- постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утверждённому техническим руководителем организации, уполномоченного заказчиком на
проведение этих работ;
- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;
- готовность населения и работающих на данном производстве к защите в случае аварийного выброса.
При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:
- природного или попутного нефтяного газа;
127
- двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;
- инертных газов;
- жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей запрещается.
Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.
Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.
Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно-стойкой, цельной. При подъёме проволока должна проходить через герметичное
устройство с нейтрализатором сероводорода.
Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъёме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны
быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону.
Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.
По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура,
спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода
в соответствии с установленными требованиями.
По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на
наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.
В разведочных скважинах допускаются освоение и исследование скважин без
забойного скважинного оборудования при обязательном ингибировании эксплуатационной и лифтовой колонн.
6.7.3. Требования к организации труда,
подготовке и аттестации работников
Организации, осуществляющие деятельность в области освоения месторождений с высоким содержанием сероводорода, обязаны иметь лицензию на деятельность
по эксплуатации взрывоопасных и химически опасных производственных объектов и
на деятельность по эксплуатации пожароопасных производственных объектов.
К работам на объектах месторождений с высоким содержанием сероводорода
допускаются лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков пользования средствами
защиты органов дыхания.
Не допускается пребывание на газоопасном объекте лиц, не имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не прошедших соответствующего инструктажа
по безопасности.
Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться учебнотренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выработке практических
навыков выполнения действий по ПЛА.
При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого источника выделения сероводорода исполнители и руководитель работ должны иметь радиопереговорное устройство.
При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны выше ПДК необходимо немедленно:
128
- надеть изолирующий дыхательный аппарат (противогаз);
- оповестить руководителя работ (объекта) и находящихся в опасной зоне людей;
- принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в соответствии с ПЛА;
- лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует покинуть
опасную зону и направиться к месту сбора, установленному планом эвакуации.
Руководитель работ (объекта) или ответственный исполнитель должен подать
сигнал тревоги и оповестить вышестоящие организации.
Дальнейшие работы по ликвидации аварии проводятся специально подготовленным персоналом с привлечением рабочих бригады и специалистов.
Привлекаемый к работам на газоопасных объектах персонал сторонних организаций должен пройти обучение и проверку знаний в объёме, утверждённом главным
инженером организации-заказчика, с учётом места и вида работ, иметь индивидуальные сигнализаторы.
Количество и типы средств индивидуальной защиты органов дыхания на каждом объекте должны определяться проектом с учётом специфики работ и отраслевых
норм обеспечения работников спецодеждой, спецобувью и другими СИЗ.
Газозащитные средства следует проверять в соответствии с инструкцией по
эксплуатации в лаборатории газоспасательной службы.
На рабочих местах должна быть инструкция по проверке, эксплуатации и хранению средств защиты.
На газоопасном объекте должен быть аварийный запас газозащитных средств,
количество и типы которых определяются с учётом численности работающих, удалённости объекта, специфики выполняемых работ и согласовываются со службой газовой безопасности.
Помимо аттестации по промышленной безопасности руководители и специалисты должны пройти проверку знаний требований нормативных правовых актов в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, санитарноэпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей среды и охраны
труда.
Программа обучения персонала объектов подготовки нефти и газа, содержащих
сероводород, в числе основных разделов должна дополнительно предусматривать
следующее:
- свойства и действие сероводорода и других вредных веществ на организм человека;
- СИЗ, их назначение, устройство, правила пользования;
- знаки безопасности, цвета сигнальные, сигналы аварийного оповещения;
- порядок, методы и средства контроля воздуха рабочей зоны;
- безопасные приёмы и методы работы;
- меры безопасности и порядок действий при возможных аварийных ситуациях
и угрозе их возникновения;
- методы и средства оказания доврачебной помощи пострадавшим.
129
6.8. Технология отделения газа от бурового раствора
с последующим отводом на сжигание
6.8.1. Очистка отходящих газов от сероводорода
Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со
сжиганием газа.
Если при сжигании газа с наличием сероводорода не могут быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населённых пунктов не превысит санитарных норм, то при испытании и освоении поисковых и
разведочных скважин отходящий на факел газ следует очищать от сероводорода.
К поглотителям сероводорода относятся этаноламины, трикалийфосфат, фенолят натрия и др. Наиболее эффективны из них этаноламины. Они имеют высокую поглотительную способность. Очистка отходящих газов от сероводорода на объектах
нефтяной и газовой промышленности при помощи этих поглотителей не требует их
большого расхода. Большим их преимуществом являются высокая объёмная скорость
поглощения и низкая температура замерзания, позволяющая монтировать установки
на открытых площадках. Для очистки отходящих газов в технологических установках
используют 15-30%-ные водные растворы моно-, ди- и триэтаноламинов.
6.8.2. Сжигание отходящих газов с сероводородом
Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со
сжиганием газа, если при сжигании газа с наличием сероводорода обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населённых пунктов или производственных объектов не превысит санитарных норм.
Выход дегазатора должен быть соединён с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее
60 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.
6.9. Содержание сероводорода в нефтях
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Всю территорию ТПНГП по содержанию сероводорода в пластовых флюидах
можно разделить на три группы [10]:
1. Площади с содержанием сероводорода в пластовых флюидах более 6% объёмных: Баяндыская, Лемвинская, Усть-Лемвинская и Северо-Усть-Лемвинская. Все
эти площади расположены на юго-восточной окраине Косью-Роговской впадины. По
последним данным к первой группе можно добавить Юрвожскую структуру.
2. Площади с содержанием сероводорода в пластовых флюидах от 6 до 1% объёмных: Верхне-Возейская, Кочмесская, Интинская, Берганты-Мыльская и Ярвожская
(Косью-Роговская впадина, кроме её восточной и южной окраин).
3. Площади с содержанием сероводорода в пластовых флюидах менее 1% объёмных: Кожимская (южная оконечность Косью-Роговской впадины), Возейская,
Усинская, Харьягинская, Северо-Харьягинская, Южно-Харьягинская (южная часть
Колвинского мегавала). Такая же сероводородность характерна для площадей Шапкино-Юрьяхинского вала и примыкающей к нему западной окраине Денисовской
впадины, гряды Сорокина, Хорейверской и Верхне-Печорской впадины.
В 1998 г. с целью определения содержания сероводорода в добываемой продукции в нефтях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции Управлением «Экология» ОАО НК «Коми ТЭК» выполнен отбор проб нефти. Отбор проб
130
осуществлялся аттестованной лабораторией ООО Предприятие «Наука» (г. Усинск),
имеющей аккредитацию на определение содержания сероводорода в атмосферном
воздухе и добываемой продукции в фазах «нефть», «попутный газ», «пластовая вода».
В период исследований было отобрано:
- 46 проб нефти и нефтяной эмульсии;
- 38 проб пластовой воды;
- 86 проб попутного газа.
Отбор проб производился на 11 месторождениях (17 залежах): Ардалинское;
Харьягинское; Верхне-Возейское; Возейское (пермокарбоновая, северная, уфимская,
западная среднедевонская и южная залежи); Усинское (пермокарбоновая, среднедевонская и фаменская залежи); Сандивейское; Салюкинское; Веякшорское; Баганское;
Южно-Баганское; Рогозинское.
Ардалинское месторождение расположено в Ненецком автономном округе. Плотность добываемой нефти при 20°С колеблется от 847 до 888 кг/м3, пластовая температура
89°С, температура застывания нефти 11-22°С, температура плавления парафина 49-53°С.
После подготовки на Ардалинском месторождении в нефтепровод до Харьягинского трубопроводного терминала поступает товарная нефть плотностью 840 кг/м3 с возможным
содержанием попутного газа в объёме 0,78-1,59 м3/т. Остаточной воды в потоке не зафиксировано. В добываемой и транспортируемой нефти сероводород отсутствует. В попутном
добываемом газе зафиксирован сероводород в количестве 0,0560 г/м3.
Харьягинское нефтегазовое месторождение расположено в Ненецком автономном округе. Проектом разработки определено шесть объектов эксплуатации. Однако,
в настоящее время добыча нефти ведётся на объектах I, IV, V, VI. Объекты II, III не
введены в эксплуатацию из-за содержания в продукции скважин значительного количества сероводорода (до 2,5-4,0% мас. в попутном газе). Транспортируемая нефтегазовая смесь содержит до 130-135 м3/т газа. В связи с высокой температурой
застывания нефти, обусловленной значительным содержанием парафиновых углеводородов, её нагревают перед закачкой в нефтепровод до 40-70С. В добываемых
нефти и попутном газе обнаружено присутствие сероводорода в количестве от 1,32 до
5,48 мг/л и 1,93-3,22 г/м3 соответственно.
Верхне-Возейское месторождение расположено в Усинском районе. В добываемой нефти обнаружено до 31 мг/л сероводорода, в попутном газе – до 8,41 г/м3. Добываемый попутный газ осушается и очищается с помощью установки по
сероочистке, при сбое которой газ сжигается на факелах.
Возейское месторождение (пермокарбоновая залежь) расположено в Усинском
районе. Плотность добываемой нефти при 20°С составляет 970 кг/м3, вязкость при
20°С – 4 000 МПа·с, температура начала кипения – 109°С. Добываемая нефть содержит в своём составе до 4,25 мг/л сероводорода, пластовая вода – 2,36-2,68 мг/л. Попутный газ полностью сжигается на факеле ввиду значительного содержания
сероводорода (до 4,67 г/м3).
Возейское месторождение (северная залежь) расположено в Усинском районе.
Нефти лёгкие, маловязкие, среднепарафинистые, малосернистые. Добываемая нефть содержит в своём составе от 1,9 до 10,33 мг/л сероводорода, попутного газа – 2,45-4,57 г/м3.
Возейское месторождение (уфимская залежь) расположено в Усинском районе.
В добываемой продукции уфимской залежи во всех фазах содержится сероводород:
- в газе – 9,81 г/м3;
- в нефти – 13,6 мг/л;
- в воде – 68,86 мг/л.
131
Возейское месторождение (западная среднедевонская залежь) расположено в
Усинском районе. Аномальными параметрами нефтей является значительное содержание парафинов, плюсовая температура застывания (до + 19С). Нефть западной залежи обладает высоким газовым фактором (около 237 м3/т). Добываемая продукция
содержит во всех фазах сероводород:
- в газе – 1,48-1,49 г/м3;
- в нефти – 4,78-13,74 мг/л;
- в воде – 1,7-28,97 мг/л.
Возейское месторождение (южная среднедевонская) залежь расположена в
Усинском районе. Нефти лёгкие, маловязкие, среднепарафинистые, малосернистые. В
добываемой продукции сероводород содержится в пластовой воде в количестве
6,9 мг/л, газе – 0,061 г/м3. В нефтегазоводном потоке, перекачиваемом по нефтепроводу «Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса», сероводород содержится в количестве 33,4 мг/л. Газ очищается от капельной жидкости и поступает в газопровод
«Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса».
Усинское месторождение (среднедевонская и фаменская залежи) расположено
в Усинском районе. Нефти среднедевонской и фаменской залежей совпадают территориально и характеризуются как лёгкие, маловязкие, парафинистые, смолистые, сернистые. Добываемая продукция содержит во всех фазах сероводород:
- в газе – 0,018-3,52 г/м3;
- в нефти – 71,4 мг/л;
- в воде – 6,9 мг/л.
Общее содержание сероводорода в транспортируемой по нефтепроводу продукции составляет 132,69 мг/л.
Усинское месторождение (пермокарбоновая залежь) расположено в Усинском
районе. Нефти пермокарбоновой залежи относятся к тяжёлым, высокопарафинистым,
высокосмолистым, сернистым и высокосернистым. В нефтеводогазовом потоке промыслового нефтепровода содержится сероводород в количестве 117,85 мг/л. Газ после сепарации сжигается на факеле, так как содержит значительное количество
кислых коррозионно-активных газов, в том числе до 11,05 мг/л сероводорода. В летний период часть газа утилизируется в подогревателях.
Веякошорское месторождение расположено в Усинском районе. Содержание
воды в потоке до 6%. Продукция скважин содержит сероводород во всех фазах:
- нефть – 53,6 мг/л;
- вода – 12 мг/л;
- газ – 5,67 г/м3.
Сандивейское месторождение расположено в Усинском районе. В попутном
добываемом газе содержится сероводород, поэтому газ сжигается на факеле. Количество сероводорода в газе составляет 5,67 г/м3.
Салюкинское месторождение расположено в Усинском районе. Содержание
воды в добываемом потоке около 12%. Продукция скважин Салюкинского месторождения содержит сероводород во всех фазах:
- нефть – до 5,1 мг/л;
- газ – 2,3 г/м3;
- вода – 5,44 мг/л.
Рогозинское месторождение расположено в Усинском районе. Сероводород в
продукции скважин не обнаружен. Добываемый попутный газ используется на собственные нужды в печах подогрева. Добываемая нефть в сыром, неподготовленном
виде перекачивается по межпромысловым нефтепроводам, что не позволяет включать
поток в магистральный нефтепровод.
132
В магистральном нефтепроводе газ находится в однофазном состоянии, вода –
в связанном состоянии (эмульсия «вода в нефти»), но при содержании, превышающем
10%, возможно выделение воды в свободном виде. Качество попутных вод в трубопроводе во многом зависит от работы установок предварительного сброса воды на
пунктах сбора. Очевидно, что наибольшее количество сероводорода приносят воды
пермокарбоновой залежи Возейского месторождения, где его содержание летом
1998 г. составляло 68,86 г/м3.
Подготовка нефти до кондиций, установленных для магистрального транспорта, осуществляется на действующих установках, территориально расположенных на
центральном сборном пункте Усинского месторождения – на Головных сооружениях
НПС «Уса», куда поступает нефтегазоводная смесь со следующими показателями:
- содержание сероводорода, мг/л – до 20;
- заражённость продукции СВБ, кл/мл – 102;
- минерализация, г/л – 28,6;
- обводнённость, % – до 10;
- рН среды – слабокислая;
- температура, С – 25.
Содержание свободной воды зависит от стабильности эмульсии, транспортируемой по нефтепроводу.
Содержание сероводорода в добываемой продукции, транспортируемой по
межпромысловому нефтепроводу «Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса», показано в таблице 6.11.
Таблица 6.11 – Структура потока и характеристика НГВС, перекачиваемых
по нефтепроводу «Харьяга – Головные сооружения НПС «Уса» (1998 г.)
Наименование
месторождения
Ардалинское
Харьягинское
Смесь Сев. Возейского,
Усинского, Сандивейского, Салюкинского, Веякшорского,
Баганского,
Юж. Баганского,
Рогозинского
Верхне-Возейское
Возейское:
 уфимская залежь
 западная залежь
 смесь нефтей уфимской
и западной залежей
 пермокарбоновая
залежь
 среднедевонская
южная залежь
Вход на УПН
Содержание в потоке
газов,
сероводорода в фазах, мг/л
м3/т
газ
нефть
вода
До 1,6
0,056
Отс.
Отс.
8,147
0,02
Отс.
Нет данных
воды,
%
Отс.
19,7
парафинов,
%
17,0
17,0
5
17,0
3,17
2,2
8,6
Нет данных
4,9
4,0
0,8
4,45
17,62
151,4
70,0
5,0
1,3
9,81
13,6
68,86
45,9
9
7,5
1,48
Нет данных
17,21
1,6
6
2,835
1,49
13,74
28,97
4,7
3,3
5,05
4,63
4,25
68,86
1,9
-
6,288
0,43
19,82
10,45
8
11,6
10
3,52
26,48
69,16
Структура потока и характеристика нефтегазоводосмесей (НГВС) составлены
на основе лабораторных исследований проб, отобранных из нефтяных потоков, перекачиваемых по межпромысловому нефтепроводу. Во всех фазах транспортируемой
продукции отмечено присутствие сероводорода.
133
На Головные сооружения НПС «Уса» поступает смесь эмульсий газонасыщенных нефтей, содержащая сероводород в количестве 99,16 г/м3, в том числе в фазах:
- газ – 3,52 г/м3;
- нефть – 26,48 мг/л;
- вода – 69,16 мг/л.
Таким образом, наибольшее количество сероводорода обнаружено в фазе
«нефть» следующих месторождений и залежей:
- до 71,4 г/м3 – в тяжёлой высокосмолистой нефти пермокарбоновой залежи
Усинского месторождения;
- до 53,6 г/м3 – в нефтях средних (по плотности) Салюкинского и Веякошорского месторождений.
Значительное содержание сероводорода в резервуарных парках предполагает
активную коррозию крыш резервуаров, а также значительное загрязнение атмосферного воздуха и рабочей зоны предприятий на территории Головных Сооружений
НПС «Уса».
134
7. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН В
МНОГОЛЕТНЕМЁРЗЛЫХ ПОРОДАХ
Многолетнемёрзлые породы (ММП) – породы, частицы которых сцементированы льдом, и среднегодовая температура которых меньше 0°С. Характеризуются
коэффициентом льдистости. Коэффициент льдистости – это отношение массы (объёма) льда, содержащегося в породе, ко всей массе (объёму) горной породы. Многолетнемёрзлые грунты подразделяются на льдистые (Л = 0-0,2), среднельдистые
(Л = 0,2-0,4) и сильнольдистые (Л > 0,4). Грунты с льдистостью Л < 0,2 относятся к
непросадочным, а Л > 0,2 – к просадочным.
Халатное отношение и несвоевременное принятие мер по предупреждению и
ликвидации осложнений в ММП может привести к необратимым последствиям.
Например, известен случай, когда через 15 минут после фонтанирования вокруг устья
образовался кратер, в который погрузилась вышка и все привышечные сооружения.
Установлено, что поперечник кратера может достигать 250 м, а грифоны отмечаются
на расстоянии до 1,5 км [18, 20, 21].
Половина территории России характеризуется распространением многолетнемёрзлых пород (ММП), к которым приурочены основные запасы нефти и газа. Существующий отечественный и зарубежный опыт строительства скважин в ММП и
последующая их эксплуатация показали, что недостаточная изученность геокриологических условий, необоснованный выбор технико-технологических и проектных решений имеет причинно-следственную связь с возникновением аварий и осложнений,
загрязнением природы, вероятностью возникновений аварий и осложнений.
Существуют различные взгляды на решение этой проблемы, носящие противоречивый, а порой и дискуссионный характер, выполнен значительный объём научных
исследований в России и за рубежом, но относительно малоизвестен опыт строительства и эксплуатации скважин в мерзлоте.
7.1. Геокриологическое строение нефтегазоносных районов
Северо-Востока Европейской части России
Зональная геокриологическая характеристика, глубинное строение многолетнемёрзлых пород и геокриологическая характеристика основных нефтегазовых площадей
Севера Европейской части России согласно [18, 20, 21] представлены в таблицах 7.1, 7.2,
7.3 соответственно.
Наиболее высокая льдистость отмечается в верхней части разреза (8-10 м), до
глубины 15-17 м и составляет 2-5%, ниже по разрезу льдистость – доли процента. Самые высокольдистые породы (до 60%) приурочены к выпуклобугристым торфяникам.
В задании на проектирование скважин должен включаться комплекс данных по геокриологическому строению месторождения, а также верхней части толщи ММП в интервале 0-15 м в районе расположения площадок под буровые.
135
Таблица 7.1 – Зональная геокриологическая характеристика Северо-Востока Европейской части России
Площадное распространение
ММП
Характер
вертикального
строения
Сплошное
Шифр
зоны
Зона
Границы распространения, с. ш.
I
Северная
Севернее 67,5
Преимущественно
повсеместное
II
Центральная
67.5-67,2
Несплошное
Верхний слой
III
Южная
67,2-66,6
Спорадическое
Нижний слой
Реликтовая
Приуроченность ММП
к геологогенетическим
комплексам
Озёрно-болотные,
алювиальные морские,
ледниково-морские,
элювиально-делювиальные,
коренные породы
Озёрно-болотные, морские,
ледниково-морские, элюгиальноделювиальные отложения,
коренные породы
Коренные песчано-глинистые
породы
136
Таблица 7.2 – Глубинное строение многолетнемёрзлых пород
Шифр
зоны
I
II
III
Тип мерзлоты
Сингенетический
Эпигенетический
Полигенетический
Эпигенетический
Эпигенетический
Толщина
криолитозоны,
м
5-7
400
50-80
150-220
150-300
Интервалы залегания криолитозоны, м
кровля
подошва
0
0
0
70-100
80-240
5-7
400
50-80
200-300
200-450
Минимальная температура пород, °С
на глубине нулевых
ниже деятельного
годовых колебаний
слоя
–3,5
Возрастает
с глубиной
–2,5
–1,4
-
-0,7
Таблица 7.3 – Геокриологическая характеристика нефтегазовых площадей Севера Европейской части России
Месторождение
Возейское
южная часть
центральная часть
северная часть
Харьягинское
южная часть
северная часть
Ярейюское
Хыльчуюское
137
Грубешорское
Пашшорское
Средне-Серчейюское
Южно-Шапкинское
Шапкинское
Бенейзисское
Василково
Кумжинское
Лаявожское
Седьягинское
Лобаганское
Наульское
Южно-Торавейское
Торавейское
Варандейское
Распространение многолетнемёрзлых пород
с поверхности
Колвинский мегавал
Характеристика криолитозоны
спорадическое
-«несплошное
Р190-450
Р100-250
С5080-270
-«повсеместное
-«-«Шапкина-Юрьяхинский вал
спорадическое
несплошное
-«-«-«-«-«-«Лайский вал
повсеместное
Вал Сорокина
повсеместно
-«-«-«-«-«-
С6075-270
М400
М300
М280
Р70-420
С30100-230
С50100-250
М250
М220
М280
М280
М90
М350
М300
М380
М430
М350
М310
М350
Примечание: 1. Расшифровка индексов: М – монолитная по вертикали толща; С – слойное строение; Р – реликтовая криолитозона.
2. Цифровые обозначения индексов: вверху – толщина верхнего слоя мёрзлых пород; внизу – толщина монолитной
по вертикали толщи или интервал залегания реликтового слоя.
В комплекс данных по геокриологическому строению месторождения должны
входить:
- схематическая карта распространения на месторождении многолетнемёрзлых
пород с выделением литолого-генетических комплексов;
- нижняя граница залегания ММП;
- литологический состав и температура пород;
- льдистость и наличие незамёрзших вод;
- теплофизические свойства ММП.
Общей закономерностью многолетнемёрзлых толщ на севере России является
зональность их распространения. Здесь выделяются зоны с резко различной геокриологической обстановкой, параметры которой закономерно изменяются как в плане,
так и по размеру. Таким образом, месторождения нефти и газа сказываются расположенными в неодинаковых мерзлотных условиях и характеризуются целым комплексом параметров: геокриологическим и гидрогеологическим строением, толщиной
ММП, температурой, составом и льдистостью, теплофизическими свойствами, засоленностью пород и др. Указанные параметры являются определяющими при разработке техники и технологии строительства и эксплуатации скважин.
Геокриологические условия условно можно разделить на жёсткие и нёжесткие.
Зона с жёсткими геокриологическими условиями характеризуется практически
сплошным распространением низкотемпературных и льдистых многолетнемёрзлых
пород. К ней относятся месторождения I-IV групп. На севере зоны среднегодовая
температура многолетнемёрзлых пород –6 до –12-13°С. На юге её значения повышаются до –2-4°С. минимальные толщины (до 50 м) отмечаются в прибрежной полосе
арктических морей. На большей же части территории толщина изменяется от 150-200
до 300-550 м, достигая в отдельных районах 500 м и более.
В верхней части разреза от поверхности до глубины 20-100 м широко распространены залежи подземного льда. Суммарная объёмная льдистость достигается в Западной Сибири 75-85%, а в отдельных районах Якутии 90-95%.
Ниже на глубине 25-125 м она колеблется в пределах 30-55%, уменьшаясь до
10-20% у подошвы многолетнемёрзлых пород. В глинистых разрезах максимальная
льдистость обычно наблюдается до 10-30 м.
Таким образом, I, II, III, IV группы месторождений расположены в условиях
сплошной и монолитной толщи многолетнемёрзлых пород, преимущественно глинистого состава, низких температур, значительной толщины, высокой льдонасыщенности, наличия мощной подмерзлотной толщи охлаждённых пород.
Аварийные ситуации здесь могут возникать из-за малейшего нарушения естественного равновесия любого компонента мёрзлой толщи. Поэтому и к разработке, и
к выполнению технологии строительства, и к эксплуатации скважин в этой зоне
предъявляются повышенные (жёсткие) требования. Возможна разработка однотипного технико-технологического решения с сохранением естественных геокриологических условий и температуры пород.
Зона с нежёсткими геокриологическими условиями характеризуется прерывистым распространением многолетнемёрзлых пород. Здесь наблюдается существенная
пестрота площадного распространения мёрзлых толщ, изменчивость характера их
вертикального строения и толщины.
В северной части продолжают преобладать сплошные по вертикали толщи значительной толщины, которая заметно уменьшается на водораздельных пространствах.
В центральной и южной части зоны развиты двухслойные и глубокозалегающие (реликтовые) мёрзлые толщи.
138
Температура мёрзлых грунтов здесь не ниже минус 3-4°С. Мощность многолетнемёрзлых пород может достигать в северных районах 400 м. Мощность первого
от поверхности слоя мёрзлых пород изменяется от 10 до 70 м. Реликтовые толщи
встречены на глубинах от 130-250 м (кровля) до 200-300 (подошва).
Мёрзлые породы этой зоны лишь в самой верхней части разреза имеют довольно высокую льдистость 50-60%. Наиболее льдонасыщенные грунты залегают под
мощными торфяниками.
Таким образом, месторождения V и VI групп находятся в более благоприятных
геокриологических условиях из-за меньшей льдонасыщенности.
Аварийные ситуации возникают в верхней (10-30 м) более льдистой части разреза.
Тем не менее отмечаются серьёзные осложнения при кавернообразовании в процессе бурения и при восстановлении температурного режима мёрзлой толщи в процессе эксплуатации. Игнорирование особенностей геокриологической остановки приводит здесь не
только к просадкам поверхности, но и к столь же активному процессу протаивания мёрзлых пород и развитию мощных напряжений, деформирующих стволы скважин.
Необходима корректировка типовой технологии, создание дифференцированных и разнотипных по назначению технико-технологических решений.
Месторождения VII группы, расположенные на арктическом шельфе, ещё
очень слабо разведаны, а данные по геокриологии практически отсутствуют.
7.2. Основные виды осложнений при строительстве скважин
в многолетнемёрзлых породах, их предупреждение и ликвидация
При строительстве скважин в ММП могут возникнуть следующие основные
виды осложнений:
- растепление;
- обратное промерзание.
Кроме этого, негативное влияние оказывают низкие (отрицательные) температуры ММП, которые обуславливают:
- замедление реакции гидратации и сроков схватывания цементного раствора;
- ускорение отложений парафинов и гидратов при эксплуатации;
- затрубные перетоки как при бурении, так и при эксплуатации;
- увеличение теплопотерь в нагнетательных скважинах.
Растепление ММП обусловлено взаимодействием стенок скважины с циркулирующим буровым раствором. В результате такого взаимодействия возможно возникновение следующих осложнений:
- приустьевые провалы и воронки;
- просадка и потеря продольной устойчивости обсадных колонн;
- расцентровка вышек и оборудования;
- образование канала между цементом и породой;
- интенсивное кавернообразование;
- низкое качество цементирования;
- затрубные перетоки, грифоны.
Обратное промерзание ММП происходит при длительных остановках и консервации скважин. При этом промерзание прискважинного массива горных пород после его растепления происходит очень медленно. Однако, может привести к
возникновению следующих осложнений:
- смятие обсадных колонн;
- образование ледяных пробок в трубах;
139
- «пучение» грунта;
- вмерзание и прихват БТ;
- сужение затрубных пространств, рост гидравлических сопротивлений;
- расцентровка оборудования.
Основным способом предотвращения протаивания ММП является поддержание
нормального температурного режима скважины, при котором интенсивность теплообменных процессов между стенками скважины и циркулирующей промывочной жидкостью
находится в допустимых пределах, не вызывающих нарушения агрегатного состояния
льда. Для поддержания этого равновесия между скважиной и буровым раствором разработан ряд технико-технологических решений по предупреждению и ликвидации осложнений
[18, 20, 21], связанных с ММП, которые представлены в таблице 7.4.
7.3. Основные требования к строительству скважин в ММП
При строительстве скважин в ММП согласно источника [59] и опыта бурения
необходимо соблюдать следующие требования:
1. Не допускается нарушение равновесного состояния экосистемы, то есть сохранение поверхностного покрова при планировочных и подготовительных работах. Отсыпку площадки под БУ производить в зимнее время, то есть в период максимального
промерзания грунта.
2. Сооружение специальных оснований, предотвращающих растепление и усадку
пород: отсыпка гравийной площадки, гидро- и теплоизоляция грунтов, устройство свайных фундаментов.
3. Конструкция скважины должна обеспечивать надёжную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации скважины.
4. Бурение ствола под направление до глубины 20-30 м необходимо осуществлять
преимущественно без промывки шнеком с целью предупреждения кавернообразования.
5. Применение специальных охлаждающих шахтных направлений (рефрижераторов) [18, 20, 21].
6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых пород криолитозоны.
При этом башмак необходимо располагать ниже этих пород не менее чем на 50 м в
устойчивых породах.
7. Для предупреждения кавернообразования в ММП в качестве промывочных агентов следует применять полимерглинистые растворы, продувку забоя воздухом или пенами.
8. Бурение пилот-ствола, то есть использование долот диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины (растеплённого кольца) до проектного значения.
9. Бурение наклонно-направленного ствола в ММП запрещается. Допускается
бурение наклонного ствола только в относительно устойчивых ММП, что должно быть
обосновано в техническом проекте.
10. Расстояние между устьями скважин при кустовом бурении должно быть не
менее 5 м.
11. Для крепления обсадных колонн применять специальный цемент для холодных скважин с ускорителем сроков схватывания (хлорид кальция). Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8-10°С для обеспечения ускоренного его
схватывания, но не превышать температуру бурового раствора, который использовался
при бурении.
12. Для предупреждения замерзания в качестве буферной жидкости следует использовать незамерзающие жидкости (нефть, растворы солей), которые можно также использовать для заполнения интервала ММП при длительных остановках и консервации
скважин (табл. 7.5).
140
Таблица 7.4 – Технико-технологические решения по предупреждению и ликвидации осложнений
Характер
осложнений
Вид осложнений
Предупреждение
Ликвидация
Приустьевые провалы и воронки
в просадочных породах с льдистостью
более 20%
Бурение под направление шнеком без промывки; оборудование устьев
скважин теплоизолированными, рефрижераторными или специальными
направлениями; перекрытие просадочных пород теплоизолированными
трубами или НКТ.
То же. Установка башмака колонны в устойчивые породы. Качественное
крепление.
Ограничение температур, расхода и общего объёма бурового раствора.
Применение промывочного агента с низкой теплоёмкостью, теплоотдачей
и теплопередачей. Уменьшение времени воздействия промывочного агента
на мёрзлые породы.
Оборудование устья скважин специальным направлением. Сокращение
объёмов сбрасываемых жидкостей и пара под буровую. Оборудование поддонами. Создание на площадках под буровую гидроизоляции и теплоизоляции,
уменьшение удельных нагрузок на грунт.
Обеспечение подъёма цемента в структурированном или турбулентном
режиме. Применение специальных буферных жидкостей.
Передвижка буровой установки
в непросадочные породы. Засыпка
провалов грунтом
Просадка колонн
Интенсивное кавернообразование
Протаивание
Расцентровка оборудования
141
Неполное вытеснение бурового
раствора при цементировании из-за
интенсивного кавернообразования
Образование ледяных пробок
в трубах, вмерзание и прихват НКТ
и бурильных труб, смятие колонн,
Промерзание рост гидравлических сопротивлений
из-за образования наледей
Пучение грунта, расцентровка
оборудования
Замедление реакции гидратации
цемента, затрубные перетоки
Низкая
температура
Охлаждение пара и подогретой воды
в нагнетательных скважинах
Ускорение отложений парафинов
и гидратов
Увеличение времени обратного промерзания за счёт повышения термической
активности скважин. Применимо в непросадочных породах. Заполнение скважин в интервале криолитозоны антифризом, опорожнение колонны на период
остановки или простоя. Периодическая прокачка с интервалами по времени
меньше времени обратного промерзания.
Ограничение водосброса, усиление гидро- и теплоизоляции.
Применение специальных цементов для низких температур, включение
добавок ускорителей сроков схватывания, подогрев цементного раствора при
продавке или ОЗЦ. Применение тампонажных растворов не на водной основе.
Усиление теплоизоляции, применение теплоизолированных НКТ или неиндустриальных экранов.
То же. Применение технологий, обеспечивающих повышение дебитов.
Закрепление к предыдущей колонне
или к специальной раме
Расширка ствола перед спуском
колонны с удалением растеплённого кольца
Подсыпка площадки, укрепление
отсыпки, центровка оборудования
Не ликвидируется
Разбуривание или пропарка
ледяных пробок
Передвижка БУ в непросадочные
породы
Применение теплоизоляции
Установка скважинного нагревателя, теплообменника и другого
оборудования по удалению парафинов и гидратов
Таблица 7.5 – Температура замерзания различных растворов солей
Наименование раствора
Пластовая вода
Пластовая вода с добавкой
хлористого кальция
Вода техническая
Раствор МИН (вода техническая)
Раствор хлористого кальция
(вода техническая)
Плотность
раствора,
г/см3
1,010
1,025
1,031
1,038
1,000
1,001
1,015
1,022
1,012
1,020
1,027
Добавка солей
на 1 м3 воды,
кг
20
30
40
10
20
40
20
30
40
Температура
замерзания
раствора, °С
–1,1
–2,0
–3,0
–3,8
–0,2
–0,7
–1,2
–2,2
–1,3
–1,7
–2,2
7.4. Проектирование скважин в ММП
При проектировании скважин в ММП основным принципом строительства является сохранение почвенно-растительного покрова в естественном состоянии в течение всего периода эксплуатации. Для этих целей в России разработан ряд типовых
оснований (рис. 7.1) [18, 20, 21].
4
3
2
а)
6
5
3
б)
1
3
в)
7
3
2
8
г)
Рисунок 7.1 – Типовые основания под буровые сооружения в условиях ММП
(1 – ММП; 2 – торфо-моховая прослойка (мох); 3 – насыпь из песчаного грунта;
4 – берма; 5 – теплоизоляционный слой, изготовленный из торфа; 6 – откос
из торфяной присыпки; 7 – противофильтрационная выстилка из глинистого
материала; 8 – полимерная плёнка)
На малольдистых грунтах (Л < 0,2) насыпь сооружается из песчаного грунта,
нанесённого непосредственно на растительный покров (рис. 7.1 а).
На льдистых грунтах (Л = 0,2 – 0,4) насыпи сооружают из песчаных грунтов с
укладкой на берме (рис. 7.1б). Берма – уступ на откосе земляного полотна для придания устойчивости вышележащей части сооружения. Выполняется из теплоизоляционных торфяных грунтов.
142
На сильнольдистых грунтах (Л > 0,4) насыпи сооружают двухслойными
(рис. 7.1в) с приоткосными бермами, причём нижний теплоизоляционный слой изготавливают из торфа, отличающегося пониженным коэффициентом теплопроводности,
а откос выполаживают с помощью торфяной присыпки. Надёжность основания существенно повышается при предварительном промораживании ММП, то есть при его
сооружении в зимний период.
На мёрзлых торфяных грунтах (Л > 0,4) насыпи сооружают на противофильтрационной выстилке (рис. 7.1г). При этом начало возведения таких оснований приурочивается к моменту максимального сезонного оттаивания торфяника в конце
теплого периода. Сохраняя естественную торфо-моховую прослойку, укладывают полимерную плёнку, на которую отсыпают противофильтрационный выравнивающий
слой из глинистого материала. Затем сверху сооружают песчаную насыпь. Полимерная плёнка служит для защиты насыпи от переувлажнения капиллярной влагой, поступающей снизу, и обеспечивает отвод из тела насыпи дренируемой влаги,
поступающей сверху (осадки, таяние).
Фирма «Хамильтон Бразерс» при строительстве скважин на Аляске в ММП использует свайный фундамент, изображённый на рисунке 7.2. Для изготовления фундамента требуется от 150 до 300 свай, которые устанавливаются в специально
пробуренные скважины и циклически заливаются 7-8 л воды через 4 часа, что предотвращает всплытие свай и их повреждение при кристаллизации льда. Затем свайное поле покрывают песчано-гравийной смесью, насыпаемой непосредственно на моховорастительный покров. Поверх насыпи укладывается слой пенопласта для повышения
эффективности термозащиты ММП под свайным основанием. Торцы свай оборудуются брусьями с настилом из досок в два слоя, между которыми укладывают полиэтиленовую плёнку, выполняющую роль гидроизоляционного экрана. Фундаменты под
вспомогательное оборудование и жилой комплекс представляет собой выкладку из
брусьев, установленных на досчатом настиле, размещённом на гравийной подсыпке.
Площадь между брусьями покрывается слоем пенопласта толщиной не более половины
высоты вентиляционного канала. Таким образом, нижележащий слой ММП защищён
гравием, пенопластом, настилом из досок, а также воздушным пространством.
1
6
5
4
7
8
10
3
10
10
5
2
3
7
10
9
8
11
12
13
Рисунок 7.2 – Тепло- и гидроизоляционное основание под буровую установку
для ММП (1 – вышка; 2 – буровое оборудование; 3 – вспомогательное оборудование;
4 – жилой комплекс; 5 – настил из досок; 6 – полиэтиленовая плёнка; 7 – выкладка
из брусьев; 8 – слой пенопласта; 9 – сваи; 10 – вентиляционный канал; 11 – гравийнопесчаная смесь; 12 – мохово-растительный покров; 13 – ММП)
143
Способы защиты скважин от воздействия мерзлоты можно подразделить на
два типа: механические и термические. Механический способ защиты не предполагает ограничения тепловой эрозии ММП и направлен на предотвращение деформации
металлической крепи.
Предупреждение продольных изгибов и перемещений колонн осуществляется
путём подвески колонн на специальных фермах, опоры которых устанавливают около
устья скважины за пределами зоны протаивания (рис. 7.3а). Гибкие тяги узла подвески компенсируют термическое удлинение обсадных колонн. Для защиты от осевых
деформаций американцами предложено использовать телескопические обсадные колонны (рис. 7.3б). При этом затрубное пространство заполняется загущенной нефтью
или другим высокоэффективным теплоизоляционным материалом, что значительно
снижает темп протаивания прискважинной зоны. Указанные конструкции испытывались на Аляске на месторождении Прадхо-Бей.
5
4
3
3
2
2
6
1
1
а
б
Рисунок 7.3 – Способы механической защиты скважин от воздействия многолетней
мерзлоты (1 – ММП; 2 – воронка протаивания; 3 – обсадная колонна; 4 – ферма;
5 – тяги узла подвески; 6 – телескопическое звено)
Механические способы защиты конструкции скважин от радиальных деформаций представляют собой мероприятия, направленные на предотвращение смятия обсадных колонн при обратном промерзании. Американскими специалистами
предложен следующий способ. В затрубное пространство обсадной колонны дополнительно спускается перфорированная колонна для периодической откачки оттаивающей пульпы. Предусмотрена также возможность продувки затрубного пространства
воздухом с последующим заполнением его тампонажным раствором. Смятие колонны
предупреждают также регулярным прогревом приствольной зоны.
Термические способы защиты конструкций скважины от воздействия ММП
подразделяются на активные и пассивные. Активные способы делятся на энергоёмкие
и неэнергоёмкие, а пассивные – на индустриальные и неиндустриальные. К энергоёмким относят способы, осуществляемые с помощью источника энергии (механический,
электрический и т. д.), к неэнергоёмким – способы, реализуемые с помощью энергии
атмосферы, движущихся потоков добываемой продукции. Индустриальными способами защиты считают использование термозащитных экранов заводского изготовления, неиндустриальными – с помощью тепловой изоляции, сооружаемой в процессе
строительства скважины.
Сущность активного способа термической защиты энергоёмкого типа заключается
в том, что хладоноситель, охлаждённый с помощью холодильной машины, расположен144
ной на поверхности, прокачивается по смежным межтрубным кольцевым пространствам,
соединённым в башмачной части циркуляционным каналом (рис. 7.4).
К неэнергоёмким способам активной термозащиты скважины относят способ,
основанный на принципе конвекции. Воздух, находящийся во внутреннем кольцевом
пространстве, прогреваясь от обсадной колонны, поднимается вверх, создавая разрежение во внешнем кольцевом пространстве (рис. 7.5). Возникает естественная циркуляция, при которой холодный воздух поступает к обсадной колонне, охлаждает её и
способствует предотвращению таяния ММП.
4
3
4
2
3
2
1
1
Рисунок 7.4 – Способы активной термозащиты
энергоёмкого типа
(1 – циркуляционный канал в башмачной части;
2 – межтрубное кольцевое пространство;
3 – обсадная колонна;
4 – холодильная машина)
Рисунок 7.5 – Способы активной термозащиты
скважин неэнергоёмкого типа
(1 – циркуляционный канал в башмачной части;
2 – внутреннее кольцевое пространство;
3 – внешнее кольцевое пространство;
4 – обсадная колонна)
Американские исследователи предлагают использовать энергию добываемого
газа, в частности, дросселировать газовый поток при подходе его к подошве ММП.
Охлаждённый до отрицательной температуры поток направляют в затрубье для охлаждения сопряжённого с ним горного массива.
Пассивная термозащита индустриального типа включает способы тепловой
изоляции конструкций скважин с помощью термозащитных экранов промышленного
изготовления, отличающихся простотой свинчивания, развинчивания и взаимозаменяемости, что не нарушает стандартной технологии спуско-подъёмных и ремонтных
работ в скважинах. В связи с этим все разработанные способы термозащиты индустриального типа основаны на использовании стандартных труб нефтяного сортамента. В качестве теплоизолирующих материалов используются пенополиуретан,
поролон, пенопласт и базальтное волокно.
К пассивному типу неиндустриальной термозащиты относятся способы, основанные на использовании воздуха или газа в качестве теплоизоляционных материалов. Его
сущность заключается в том, что одно или несколько кольцевых пространств освобождаются от жидкости и поддерживаются в сухом состоянии. Кроме этого, этого предлагается
покрывать поверхности обсадных колонн теплоизоляционными материалами. Например, в
США предлагается надевать на трубы полускорлупы из пенополиуретана с последующим
нанесением на их поверхности гидроизоляционного покрытия.
145
8. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ С ПРОДУВКОЙ
Бурение с продувкой забоя воздухом и промывочной аэрированной жидкостью
в России впервые было осуществлено в 1959 году в Башкирии и Татарии. Основными
преимуществами бурения с продувкой является малая плотность и вязкость, незамерзаемость и большая сжимаемость воздуха по сравнению с промывочными жидкостями. Кроме этого при вскрытии продуктивного коллектора не происходит его
загрязнение и отпадают затраты на транспорт и утилизацию выходящего из скважины
воздуха (газа). Однако, не смотря на полученную высокую эффективность промысловых исследований, бурение с продувкой не нашло широкого применения из-за ряда не
решённых технических и технологических проблем [52].
8.1. Причины и виды осложнений при бурении с продувкой
Одной из основных причин, препятствующих широкому внедрению бурения с
продувкой, является поступление в скважину подземных вод или образование воды в
стволе в результате конденсирования нагнетаемого воздуха. Характер таких осложнений
различен и зависит от конкретных гидрогеологических, геологических и технических
условий бурения и определяется, прежде всего, количеством воды, поступающей в скважину в единицу времени. Наиболее опасными являются осложнения, связанные с образованием сальников. На интенсивность сальникообразования влияет испарительная
способность газового потока, количество шлама и размер его частиц. В зависимости от
свойств породы для слипания частиц достаточно присутствие воды по весу от 10 до 30%
от количества шлама. Поэтому в работе [52] рекомендуется условно разделять водопритоки по их интенсивности. Такая классификация обусловлена различиями в методах
борьбы с происходящими при этом осложнениями.
При малых водопритоках (до 8 л/мин.) во время бурения вода увлажняет стенки скважины и выбуриваемую породу. Смесь шлама с водой образует густую и липкую пульпу, не удаляемую потоком воздуха или газа. Она налипает на увлажнённые
стенки скважины и буровой инструмент, образуя сальники. При этом происходит
сужение ствола скважины, отмечается рост давления на компрессоре и снижение подачи воздуха (по объёму), что приводит к ухудшению очистки забоя. Первоначально
образуются рыхлые и неплотные сальники, которые при подъёме инструмента уплотняются, в результате чего возникают затяжки и прихваты. Наиболее интенсивное
сальникообразование отмечается в глинистых породах. Осложнения, обусловленные
малыми водопритоками, настолько значительны, что бурение с продувкой в ряде случаев становится невозможным.
При умеренных (средних) водопритоках (8-120 л/мин.) вода образует с выбуренной породой жидкую пульпу, которая может быть вынесена на поверхность воздушным потоком. В этом случае основная трудность при проходке скважины
заключается в удалении накопившейся в скважине воды перед началом проведения
спуско-подъёмных операций. Для восстановления циркуляции при наличии воды в
скважине нередко требуется создание значительных давлений. После первого выброса воды, который может быть весьма интенсивным, давление на компрессорах понижается и устанавливается равномерное или периодическое истечение аэрированной
жидкости со шламом из скважины. Значительные осложнения при средней интенсивности водопритока наблюдаются лишь при наличии в разрезе скважины неустойчивых и разрушающихся от смачивания водой пород. Вследствие малого
противодавления на пласт, периодического смачивания пород водой и динамического
146
действия эрлифта происходят обрушения и обвалы пород, в результате чего ствол
скважины разрушается до значительных размеров и создаётся возможность прихвата
бурильного инструмента.
При обильных (сильных) водопритоках (более 120 л/мин.) осложнений обычно
не наблюдается, но на удаление воды из скважины требуются дополнительные затраты энергии, что ухудшает технико-экономические показатели строительства скважины. Преимущества бурения с продувкой практически сразу же исчезают из-за
больших расходов, затрачиваемых на эксплуатацию компрессоров.
Одним из основных признаков поступления значительного количества воды в
скважину (более 10-30% воды от объёма выбуренной породы) является прекращение
выноса шлама на поверхность по причине его слипания со стенками скважины и бурильным инструментом. Кроме этого увеличивается давление на стояке при неизменной работе компрессора и наблюдается пульсация воздушного потока при выходе из
скважины.
8.2. Мероприятия по предупреждению осложнений
при бурении с продувкой
Учитывая характер осложнений при продувке забоя в работе [52] предлагается
ряд способов и методов предупреждения возникновения и ликвидации осложнений в
зависимости от условий залегания воды и её дебита (табл. 8.1).
Таблица 8.1 – Методы предупреждения и борьбы с осложнениями при продувке
Тип воды
по условиям
залегания
Давление
компрессоров
Достаточно
для работы
эрлифта
Верховодка и грунтовые безнапорные
(артезианские)
пластовые воды
Не достаточно
для работы
эрлифта
Трещинные
и карстовые воды
Достаточно
для работы
эрлифта
Не достаточно
для работы
эрлифта
Дебит воды, л/мин.
до 8 (малый)
8-120 (средний)
> 120 (обильный)
Нагнетание
стеаратов и
вспенивателей
Возможно нормальное бурение, при
необходимости
добавление вспенивателей, тампонаж
Добавление вспенивателей, тампонаж
Тампонаж, бурение
с промывкой
аэрированной
жидкостью
Добавление
вспенивателей
Нагнетание
стеаратов и
вспенивателей
Добавление
вспенивателей
Возможно нормальное бурение, при
необходимости
добавление вспенивателей, тампонаж
Добавление
вспенивателей
Тампонаж, спуск
обсадной колонны
Бурение
с промывкой
аэрированной
жидкостью
Переход
на промывку
скважины
буровым раствором
Кроме представленных в таблице 8.1 методов предупреждения и ликвидации
осложнений, возникающих при продувке забоя, разработан ряд других способов:
1) Добавление в поток нагнетаемого воздуха органических жидкостей типа
керосина или дизельного топлива и воды, вплоть до перехода на бурение с аэрированной жидкостью.
2) Использование компрессоров с повышенными параметрами по давлению и
расходу воздуха.
3) Добавление при бурении с продувкой в аэрированную жидкость ПАВ.
147
Органические жидкости типа керосина или дизельного топлива, растворимые в
нефти смолы, мыла тяжёлых металлов и так далее нашли широкое применение за рубежом для предупреждения образования сальников. Жидкости, введённые в скважину, образуют водонепроницаемую плёнку на стенках скважины и частицах шлама, но в случае
их избытка происходит образование массы типа оконной замазки, извлечение которой из
скважины весьма затруднено. Это обстоятельство является серьёзным препятствием
распространения такого способа предупреждения сальникообразования.
Увеличение подачи воздуха и использование компрессоров с высоким рабочим
давлением при малых водопритоках не обеспечивает подъёма на поверхность образующейся при бурении густой, липкой шламовой пульпы, а поскольку пульпа не выпроисходит
интенсивное
сальникообразование.
Увеличение
носится,
то
производительности компрессоров даёт положительный эффект при средних и
обильных водопритоках.
Добавление ПАВ в воздушный поток при одновременном увеличении расхода
воздуха на 20-30% согласно [30, 74] будет способствовать:
1. Снижению степени слипания частиц шлама между собой и налипания их на
стенки скважины и буровой инструмент. Это происходит за счёт молекулярной
структуры и баланса полярных и неполярных свойств ПАВ. Молекулы ПАВ концентрируются на поверхностях раздела воды с воздухом, причём полярная (гидрофильная) группа обращена в сторону воды, а неполярная (гидрофобная) – в сторону
воздуха. Понижение поверхностной энергии и образование ориентированного слоя
молекул ПАВ на границе раздела воды с воздухом облегчает возникновение большого количества воздушных пузырьков и предохраняет их от слияния друг с другом. На
поверхности горной породы также происходит повышение концентрации (адсорбция)
ПАВ с образованием ориентируемого слоя его молекул толщиной в одну молекулу
мономолекулярного слоя. Этот слой обладает гидрофобными свойствами и уменьшает силы слипания частиц шлама между собой и налипание их на стенки скважины и
бурильный инструмент.
2. Снижению и стабилизации давления на компрессорах за счёт уменьшения
трения при движении смеси воздуха, жидкости и шлама о стенки скважины и бурильный инструмент.
3. Более равномерному перемешиванию всех частиц шлама в воздушном потоке. Образующиеся газообразная и жидкая фазы более равномерно распределяются по
сечению кольцевого пространства ствола скважины за счёт интенсивного пенообразования и механической прочности пены.
4. Улучшению смазывающих свойств потока, уменьшению пульсации давления, что снижает вероятность усталостного разрушения породы на стенках
скважины.
Выбор наиболее эффективного ПАВ определяется степенью минерализации
и химическим составом солей, растворённых в воде, температурой и свойствами
горной породы [74]. Определённое влияние оказывают скорость бурения, геометрические характеристики инструмента и скважины, расход воздуха и дебит воды.
Например, согласно иностранным исследователям бурение с продувкой с применением ПАВ экономически не выгодно при интенсивности водопритока более
160 л/мин.
Характеристика ПАВ для бурения с применением воздуха (газа) по данным
ВНИИБТ представлена в таблице 8.2.
148
Таблица 8.2 – Характеристика ПАВ для бурения с применением воздуха (по
данным ВНИИБТ)
ПАВ
Класс ПАВ
Внешний вид
ОП-7, ОП-10
неионогенные
ДБ
неионогенные
Синтанол ДСП
неионогенные
Синтамид-5
неионогенные
Превоцелл W-ON-100
неионогенные
Превоцелл W-OF-100
неионогенные
маслянистая, светлокоричневая паста
вязкая, жёлтокоричневая жидкость
тёмно-коричневая
жидкость
светло-коричневая
жидкость
вязкая, жёлтокоричневая жидкость
белая паста
Сульфонат
Лотос
Сульфонол
анионоактивные
анионоактивные
анионоактивные
Прогресс
анионоактивные
ПО-3А
анионоактивные
Препарат 8М
смесь неионогенных
и анионоактивных
порошок
порошок
тёмно-коричневая
жидкость
тёмная жидкость,
иногда прозрачная
светло-жёлтая
жидкость
светло-коричневая
жидкость
Концентрация
активного
вещества, %
25-30
25
35
25
50
70
40
25
24-40
27
30
25
Упаковка
металлические
бочки
металлические
бочки
металлические
бочки
металлические
бочки
металлические
бочки
металлические
бочки
крафт-мешки
крафт-мешки
металлические
бочки
металлические
бочки
металлические
бочки
металлические
бочки
Концентрация ПАВ в воде (табл. 8.2) для пресных и слабоминерализованных вод
плотностью до 1 001,5 кг/м3 составляет 0,10-0,23% в пересчёте на активное вещество,
для вод средней минерализации плотностью 1 001,5-1 028,3 кг/м3 соответственно в диапазоне 0,20-0,38%, для рассолов плотностью 1 028,4-1 190,0 кг/м3, особенно хлоркальциевого типа, необходимо применять сульфонат и прогресс при концентрации 1,1-1,2%.
Оптимальная температура пластовой воды должна находиться в пределах 15-50°С [74].
Расход воды с ПАВ должен подбираться опытным путём. При этом с увеличением водопритока объём подаваемой воды с ПАВ необходимо уменьшать. Обычно подача воды с
ПАВ в воздушную линию осуществляется дозирующим насосом с расходом до 3-5 л/с.
Основным признаком достаточной подачи воды с ПАВ является стабилизация выходящего на устье потока смеси (шлам, туман, пена).
Предельный расход водопритока, необходимый для удаления воды из скважины в один приём и ограниченный допустимым давлением компрессора, определяется
по формуле [74]:
Qп 
Vп Pк  Sкп

,
t в  g  t
(8.1)
Vп – предельный объём воды, м3;
t – время технологического перерыва (СПО, смена долота и др.), с;
Рк – допустимое давление компрессора, Па;
Sкп – средневзвешенная по длине скважины площадь кольцевого пространства, м2;
ρв – плотность пластовой воды, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м2/с.
Для наглядности определим предельное время технологического перерыва в
бурении по формуле (8.1) при роторном способе бурения скважины с продувкой. Исгде
149
ходные данные для расчёта: рабочее давление компрессора (Рк) – 5 МПа, диаметр
скважины (Dс) – 295,3 мм, коэффициент кавернозности (k) – 1,1, дебит воды (Vп) –
0,8 м3/ч, плотность пластовой воды (ρв) – 1 100 кг/м3, длина УБТ (LУБТ) – 80 м, диаметр УБТ (DУБТ) – 229 мм, длина бурильных труб (LБТ) – 820 м, диаметр бурильных
труб (DБТ) – 140 мм.
Определим площади затрубного пространства в интервале УБТ (SУБТ) и бурильных труб (SБТ):
SУБТ = 0,785·(k·Dc2 – DУБТ2) = 0,785·(1,1·0,29532 – 0,2292) = 0,0341 м2.
SБТ = 0,785·(k·Dc2 – DБТ2) = 0,785·(1,1·0,29532 – 0,142) = 0,0599 м2.
Найдём площадь скважины при отсутствии в ней инструмента:
Sс = 0,785·k·Dс2 = 0,785·1,1·0,29532 = 0,0753 м.
Учитывая, что гидростатическое давление, соответствующее длине столба воды (Lв) в кольцевом пространстве при её выбрасывании из скважины сжатым воздухом, по условиям данного примера должно быть равно рабочему давлению
компрессора:
Lв = Рк/(ρв·g) = 5·106/(1 100·9,8) = 464 м.
Найдём объём воды в затрубном пространстве при длине столба 464 м (инструмент спущен в скважину):
Vп = SУБТ·LУБТ + SБТ·(Lв – LУБТ) = 0,0341·80 + 0,0599·(464 – 80) = 25,7 м3.
Определим высоту столба воды в скважине при отсутствии в ней инструмента:
h = Vп/Sс = 25,7/0,0753 = 343 м.
Из формулы (8.1) оцениваем допустимое время технологического перерыва в
бурении:
t = Vп/Qп = 25,7/0,8 = 32,1 ч.
Для качественной очистки забоя скважины от шлама расход воздуха или
газа при нормальном атмосферном давлении должен определяться по формуле
(м3/с) [24]:
Q = 0,785·Vвп·k1· k2· k3·(Dc2 – DБТ2),
(8.2)
где Vвп – скорость восходящего потока газообразного агента, м/с. (при бурении сплошным забоем шарошечными долотами рекомендуется 15-25 м/с, при бурении алмазными
долотами – 15-18 м/с, при бурении бурголовками – 10-12 м/с) [24];
k1 – коэффициент, учитывающий неравномерность скорости потока по стволу
из-за наличия каверн (рекомендуется 1,1-1,3) [24];
k2 – коэффициент, учитывающий водоприток в скважину (при малых и средних
водопритоках рекомендуется 1,15-1,20) [24];
k3 – коэффициент, учитывающий увеличение потерь давления в кольцевом пространстве с ростом глубины (при глубинах до 200 м рекомендуется 1, при глубинах
более 200 м – 1,08-1,25) [24];
Dc – диаметр скважины, м;
DБТ – наружный диаметр бурильных труб, м.
В реальных условиях действительный расход с ростом глубины можно определить по формуле (м3/с):
Qд  Q 
где
Pзаб .
,
Ратм.
(8.3)
Рзаб. – давление в призабойной зоне кольцевого пространства скважины, Па;
Ратм. – атмосферное давление на поверхности, Па.
На основании расчётов требуемого расхода газообразного агента по таблице 8.3
выбирается компрессор или группа компрессоров, подача которых в сумме была бы
равна или больше расчётной.
150
Таблица 8.3 – Технические данные передвижных компрессоров
Параметры
Подача, м3/мин.
Рабочее давление, МПа
Мощность на валу компрессора, кВт
Двигатель компрессора
ЗИФ-55 ПКС-5 ДК-9М ПК-10
5
5
10
10,5
0,7
0,7
0,6
0,7
43,7
33,8
67,6
63,2
бензиновый
дизельный
ЭК-9М ЗИФ-51 КСЭ-5М
10
4,65
5
0,6
0,7
0,8
70
34
34
электродвигатель
8.3. Аварии при бурении скважин с продувкой
Основными причинами аварий при бурении скважин с газообразными агентами
являются технические, технологические и геологические.
Аварии технического характера включают в себя выход из строя различных
элементов бурильных и обсадных колонн, наземного и герметизирующего оборудования. Согласно практическому опыту бурения скважин с использованием газообразных агентов вероятность возникновения аварий намного меньше, чем при роторном
способе или бурении с забойными двигателями [30, 52]. Однако, если авария случилась по причине усталости металла, то её ликвидация не представляет серьёзных
трудностей и занимает немного времени.
Аварии технологического характера возникают намного чаще при бурении с
использованием газообразных агентов. Эти аварии связаны в основном с образованием сальников на бурильном инструменте и в скважине с возможностью последующего прихвата. Различают три причины образования сальников:
1. Наличие влаги (конденсата) в нагнетаемом в скважину воздухе.
2. Наличие глинистой корки или влаги на стенках скважины или бурильной колонны, оставшейся после удаления жидкости из ствола перед началом бурения с продувкой.
3. Наличие водоносных пластов в разрезе скважины.
Как правило, прихваты сальником при бурении с продувкой не образуются моментально, так как ему предшествуют затяжки и заклинки инструмента и можно принять соответствующие меры. Наличие сальника обнаруживается после подъёма двухтрёх свечей, так как сальник в этот момент образует шламовые пробки в стволе скважины, вызывая затяжки инструмента. В этом случае необходимо приступить к проворачиванию и расхаживанию инструмента с обеспечением максимальной циркуляции
воздуха с добавкой ПАВ.
Аварии геологического характера возникают при вскрытии газоносных пластов
с возможностью возникновения подземного пожара. По своей природе воздух является инертным газом, так как содержит большое количество азота. Поэтому он относительно безопасен в пожарном отношении. Однако, если воздух, нагнетаемый в
скважину, и пластовый газ, вскрытый при бурении, находятся в определённой пропорции при соответствующих условиях (давление, температура, концентрация компонентов, трение долота и бурильного инструмента), то может произойти взрыв.
Более серьёзную опасность при бурении с продувкой представляют пожары в стволе,
которые возникают в результате взрыва в скважине. Подземный пожар, если не прекратить подачу воздуха, способен расплавить бурильный инструмент. Признаком
подземного пожара на поверхности являются клубы белого дыма, выносящегося из
выкидной линии. Для избежания возникновения подземного пожара рекомендуется
нагнетать в скважину воздух температурой не более 50-70°С.
Наибольшую опасность представляют выбросы, возникающие при вскрытии с
продувкой воздухом, высоконапорных и высокодебитных пластов. Поэтому при отсутствии надёжного герметизирующего оборудования или отказе его в работе выброс
может перейти в открытое фонтанирование, ликвидация которого представляет серьёзную опасность и трудность.
151
9. АВАРИИ С БУРИЛЬНОЙ КОЛОННОЙ
Являются наиболее часто встречающимся видом аварий в бурении. Основными
причинами аварий с бурильной колонной являются:
1. Усталость металла (основная причина).
2. Некачественность изготовления (брак).
3. Недостаточная автоматизация при выполнении СПО.
4. Нарушение трудовой и технологической дисциплины.
Усталость металла труб возникает под действием переменных нагрузок: крутильных ударов, изгиба и колебаний бурильной колонны. Ускоряют усталость металла следующие факторы:
1. Дефекты материала труб (надрезы, царапины, инородные включения).
2. Малые радиусы закругления восьминиточных резьб.
3. Нарушение технологического проекта и ГТН.
4. Неблагоприятные геологические и технологические условия бурения, что
обуславливает:
- крутые углы падения пластов, частое переслаивание пород, большая кавернозность ствола;
- работа БК в химически-агрессивных средах (соли, кислоты, щелочи);
- несоответствие типоразмера долота диаметру применямых труб;
- возникновение резонансных колебаний в бурильной колонне;
- превышение нагрузки на долото и частоты его вращения;
- установка над УБТ труб прочности Е, К или ЛБТ;
- эксцентричность вышки, ротора по отношению к скважине.
Различают следующие основные виды аварий с бурильной колонной:
1. Слом и поломки по телу, в концевых утолщениях и по резьбе.
2. Срыв резьбы.
3. Падение колонны труб в скважину.
Слом и поломки по телу характерны для всех видов труб (ведущих, бурильных
и утяжелённых) и элементов (переводники), соединяющих их в бурильную колонну.
Ведущие трубы ломаются сравнительно редко и в основном это связано с длительной эксплуатацией без дефектоскопических проверок. Поломки приходятся, как
правило, на тело в зоне резьбы, в основном ниппельной.
Бурильные трубы ломаются по телу, в концевых утолщениях и в зоне замковой
резьбы. Наиболее часто поломки происходят в зоне замковой резьбы.
Утяжелённые бурильные трубы и переводники ломаются в зоне замковой резьбы, в основном ниппельной.
Срыв резьбы в бурильных замках, УБТ и переводниках происходит в основном
из-за их размыва и износа после многократного свинчивания и развинчивания. Размыв и износ резьбовых соединений обусловлен:
- недокреплением резьбовых соединений при спуске инструмента;
- качеством бурового раствора и давлением его прокачки;
- неотцентрированностью вышки и ротора;
- недоброкачественностью или отсутствием смазки для резьб;
- некачественностью изготовления.
Падение колонны труб в скважину обусловлено в основном нарушением технологических требований к спуску и подъёму колонны, а также неисправностью или
152
отсутствием спуско-подъёмного оборудования и инструмента. В практике бурения
наиболее часто встречаются следующие нарушения и неисправности:
- подъём колонны на одном штропе;
- несоответствие грузоподъёмности элеватора, штропов и крюкоблока массе
колонны;
- неисправность тормозной системы (разрыв тормозной ленты, износ тормозных колодок, отключение гидродинамического тормоза при спуске);
- недостаточная автоматизация СПО (отсутствие АКБ, ПКР, ПБК);
- нарушение трудовой и технологической дисциплины.
Предупреждение аварий с бурильной колонной:
1. Тщательный контроль БТ на трубных базах, которые осуществляют проверку, транспорт, ремонт и профилактические проверки качества изготовления и эксплуатации.
2. Разбивка БТ на комплекты и осуществление контроля за их эксплуатацией.
Правильное использование комплектов труб по назначению. Например, при бурении
в осложнённых условиях или в интервалах резкого изменения зенитного и азимутального углов необходимо использовать неизношенные комплекты БТ повышенной
прочности (класс I).
3. Проведение периодических визуальных осмотров, опрессовок и дефектоскопии бурильного инструмента. Давление опрессовки должно в 1,5 раза превышать
максимальное давление при бурении, но быть не менее 30 МПа.
4. Транспорт труб должен осуществляться на специальных средствах. Сбрасывать трубы и тащить их волоком запрещается.
5. Установка в обсаженной части ствола скважины над каждым бурильным
замком резиновых предохранительных колец (протекторов).
6. Центровка вышки и ротора.
7. Применение специальных смазок для смазки резьбовых соединений.
8. Проведение СПО при исправных ПКР, АКБ, ПБК и др.
9. Вес используемых УБТ должен на 25% превышать нагрузку на долото.
10. Все замковые резьбы УБТ и БТ следует докреплять при спуске.
11. При креплении или раскреплении замковых резьбовых соединений БТ запрещается устанавливать машинный ключ или челюсти АКБ на тело труб.
12. Раскрепление резьбовых соединений ротором запрещается.
13. Максимально допустимые растягивающие нагрузки при расхаживании не
должны превышать 80% нагрузки, при которой напряжение в самом слабом элементе
колонны достигает предела текучести соответствующего класса труб.
14. Для достижения равномерного износа труб рекомендуется через 10-20 СПО
менять местами свечи.
Признаки возникновения аварий с бурильной колонной:
1. Изменение показаний по индикатору веса.
2. Снижение давления на насосе.
3. Увеличение частоты вращения ротора (уменьшение крутящего момента).
4. Резкое перемещение колонны с последующей потерей веса.
5. Снижение температуры раствора.
6. Снижение силы тока при бурении с электробуром.
При сходимости одного или нескольких признаков необходимо немедленно
приступить к подъёму колонны с одновременным осмотром тела всех труб и проверкой состояния замковых соединений.
153
После подъёма верхней части оборванной колонны уточняют характер слома
БК, а также глубину, размеры и состояние верха оставшейся в скважине части. Одновременно определяют причины и обстоятельства аварии. На основании полученных
данных подбирают ловильный инструмент и намечают план работ по ликвидации
аварии.
Ловильный инструмент применяют, если вес оставшихся в скважине труб не
превышает допустимой нагрузки на ловитель или если труба имеет сильно разорванный конец со сложной конфигурацией излома.
Предпочтение следует отдавать освобождающемуся ловильному инструменту.
Если для освобождения колонны, находящейся в скважине, требуется её расхаживание, то рекомендуется применять метчики или колокола.
При неровном контуре излома оставленной колонны рекомендуется сначала
отвинтить эту трубу ловильным инструментом с левым вращением. Это необходимо
для последующего надёжного захвата путём соединения по замковой резьбе.
Если верхняя часть оставленной колонны отклонилась в каверну, то в скважину
спускают ловушку-захват с ловильным инструментом на кривой трубе. Если это не
помогает, то обычно верхнюю часть оставленной колонны срезают фрезером и затем
захватывают колоколом. При наличии затяжек колонну расхаживают.
Легкосплавные трубы извлекаются из скважины с особой осторожностью. Если
оставленные в скважине ЛБТ не удается захватить ловильным инструментом, то их
разбуривают до бурильного замка долотами типа Т (ТЗ) или фрезером. При этом разбуривание предпочтительнее осуществлять турбинным способом при максимально
возможной подаче насосов с нагрузкой 20-40 кН. При разбуривании зацементированных ЛБТ нагрузка может достигать 60-110 кН. Через каждые 1,5-2,0 м проходки колонну следует приподнимать на 10-15 м.
При большой вероятности прихвата оставленной колонны ловильный инструмент спускается с ясом.
Наиболее часто применяемым ловильным инструментом ввиду своей простоты
и надёжности являются метчики и колокола.
В целом, при невозможности извлечь колонну устанавливают цементный мост
в голове оставленной колонны и забуривают второй ствол.
154
10. ПРИХВАТЫ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
10.1. Причины возникновения прихватов и их виды
Прихват колонны труб – это потеря поперечной и продольной подвижности колонны труб. На практике является самым многочисленным и тяжёлым видом аварии.
Причины возникновения прихватов:
1) оставление инструмента в скважине без движения;
2) прекращение циркуляции промывочной жидкости;
3) затяжки инструмента при его подъёме из скважины вследствие образования
сальников;
4) обвалы, оползание и выпучивание стенок скважины;
5) применение некачественных растворов, содержащих большое количество
песка и шлама;
6) поглощение промывочной жидкости;
7) малые подачи раствора, не обеспечивающие вынос шлама на поверхность;
8) образование жёлобов при проходке скважины;
9) прилипание инструмента к толстым и липким коркам, отложившимся на
стенках скважины.
Прихваты подразделяются на следующие группы:
1) прилипание колонны к стенке скважины;
2) заклинивание колонны труб;
3) прихват колонны вследствие обвалов неустойчивых пород;
4) прихват колонны сальником.
Прилипание колонны к стенке скважины (дифференциальный прихват) происходит под действием перепада давления между скважиной и пластом, в результате
которого избыточное давление прижимает бурильную колонну к стенке скважины и
вдавливает её в глинистую корку. Естественно, что инструмент прилипает лишь в интервале залегания проницаемых пород, где образуется корка. На степень прилипания
влияют:
1) время нахождения колонны в скважине без движения;
2) перепад между пластовым и гидростатическим давлениями;
3) состояние глинистой корки (толщина, прочность);
4) площадь соприкосновения колонны со стенкой скважины;
5) проницаемость пород;
6) сила трения между элементами колонны и стенкой скважины;
7) температура в зоне прихвата;
8) параметры бурового раствора (вязкость, плотность, фильтрация, наличие
смазывающие добавки).
Заклинивание колонны труб происходит обычно в суженной части ствола
скважины, в желобах, а также при заклинивании посторонними предметами и шламом. Часто заклинивания происходят при спуске без проработки интервалов бурения
с отбором керна и алмазного бурения. При бурении хемогенных пород очень часто
колонна оказывается прихваченной в результате сужения ствола скважины, вызванного текучестью солей. Заклиниванию в желобах способствует бурение скважин бурильной колонной с недостаточной жесткостью низа, что приводит к интенсивному
набору кривизны и изменениям азимута. Обычно ширина жёлоба равна диаметру
замка бурильных труб. В равных условиях при роторном бурении образуется более
глубокий жёлоб, чем при турбинном. Заклинивание колонн шламом происходит при
155
низкой скорости восходящего потока в затрубье. При этом разбуренные частицы пород оседают вокруг бурильной колонны и заклинивают её. Причинами нарушения
режима промывки скважины может явиться негерметичность резьбовых соединений,
плохая работа буровых насосов.
Прихват колонны обвалившимися неустойчивыми породами происходит в результате влияния геологических факторов и технологии проводки скважины. К геологическим факторам относятся:
- большие углы падения пластов;
- трещиноватость пород;
- литологический состав;
- механические свойства пород.
Наибольшее число обвалов происходит в глинистых породах из-за их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости. Технологические факторы, способствующие обвалам:
- низкое гидростатическое давление в скважине;
- плохое качество бурового раствора (большая фильтрация);
- резкое колебание давления раствора в скважине;
- длительное время воздействия раствора на породы, склонные к обвалам.
Прихват колонны сальником происходит в местах перехода от большого диаметра к меньшему, в результате чего изменяются скорости течения раствора. Вследствие уменьшения скорости течения раствора в месте перехода концентрируются
частицы шлама, которые при благоприятных условиях (липкая глинистая корка, раствор с большим содержанием твёрдой фазы и большой вязкостью) с течением времени слипаются в большие комки и прилипают к трубам и стенкам скважины.
Накопление комков приводит к закупорке кольцевого пространства, в результате чего
увеличивается давление на эти комки, которые уплотняются и вызывают прихват.
Кроме этого, сальник может образоваться в результате сдирания глинистой корки со
стенок скважины при проведении СПО. Корка, двигаясь по стволу, превращается в
полутвёрдую массу, образуя сальник, который начинает выталкиваться раствором
при восстановлении циркуляции до препятствия (сужение ствола, увеличение диаметров замков инструмента и т. п.), где он останавливается, уплотняется перепадом
давления и прихватывает колонну.
Согласно проведённому анализу установлено, что 26% прихватов происходят
под действием перепада давления (1 категория); 32% – из-за заклинивания инструмента (2 категория); 42% – по причине сужения ствола скважины из-за обваливания,
оседания шлама, сальникообразования (3 и 4 категории) [65]. Наибольшей трудоёмкостью ликвидации характеризуются прихваты 2 категории. Время ликвидации прихвата может достигать до 3 000 ч.
Следует отметить, что основное число прихватов в Тимано-Печорской провинции происходит в нижнепермских отложениях, высокопроницаемых песчаниках триаса, серпуховском ярусе нижнего карбона.
10.2. Предупреждение прихватов
Основными мероприятиями по предупреждению прихватов являются:
1) Правильный выбор типа промывочной жидкости. Переход на растворы с
малым содержанием твёрдой фазы, обработанные ПАВ. Хорошие результаты дают
применение полимеров и лигносульфонатов. Введение в раствор смазывающих добавок и детергентов. Использование растворов на нефтяной основе и ингибированных
буровых растворов.
156
2) Параметры раствора необходимо поддерживать в строгом соответствии с
ГТН. Плотность раствора должна исключать возникновение избыточных давлений на
пласт. Водоотдача должна быть минимальной.
3) Ограничение скорости и количества СПО.
4) Не оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола
скважины. В случае вынужденного оставления колонны в открытом стволе необходимо, чтобы бурильщик принял все меры к обеспечению постоянной промывки забоя
с вращением колонны или подъёму инструмента. При невозможности подъёма труб
или восстановления циркуляции необходимо приподнять инструмент и периодически
опускать его. При выполнении ремонтных работ, занимающих долгое время, необходимо поднять колонну бурильных труб в обсадную колонну.
5) При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять её
на 15-20 м и проработать опасный интервал с промывкой и только после этого продолжить спуск.
6) КНБК должна иметь минимальные площади контакта со стенками скважины, для чего необходимо применять УБТ квадратного сечения или УБТ со спиральными канавками. Использование противоприхватных опор и накладок (центраторы,
стабилизаторы с диаметром меньшим диаметра долота на 5-10 мм). КНБК должна
обеспечивать бурение на оптимальных режимах, не создавать больших гидравлических сопротивлений, исключать искривление ствола скважины, не допускать потерю
диаметра ствола и скопление шлама.
7) При бурении с использованием забойных двигателей необходимо обязательно периодически проворачивать бурильную колонну.
8) Включение в компоновку ясса в интервалах, склонных к прихватам.
9) Для предотвращения образования жёлобов использование эксцентричных
переводников, диаметр УБТ должен быть примерно равен диаметру замков БТ, установка калибратора над УБТ.
10) Контроль ствола скважины геофизическими методами: кавернометрия,
профилеметрия, инклинометрия. В случае образования жёлоба его проработка эксцентричным калибратором.
11) Включение в КНБК шламометаллоуловителя или периодическое применение магнитного ловителя.
12) Использование наддолотных амортизаторов для уменьшения воздействия
колонны труб на стенки скважины.
13) Увеличение интенсивности промывки в породах, склонных к сальникообразованию.
10.3. Признаки и определение интервала прихвата
Основными признаками прихвата являются:
1. Увеличение крутящего момента бурильной колонны и силы сопротивления её
осевым перемещениям в начальной стадии с потерей в последующем вращения и осевого
перемещения. При этом циркуляция бурового раствора может проходить нормально.
2. Повышение и скачки давления в скважине. При этом возможно отсутствие
циркуляции.
3. Снижение механической скорости проходки.
В случае возникновения прихвата следует первоначально восстановить циркуляцию и попробовать провернуть колонну. После неудачных попыток следует приступить к расхаживанию.
157
Перед ликвидацией прихвата необходимо определить границы прихвата. Это
возможно сделать либо приближённым методом, либо с помощью прихватоопределителя или АКЦ. Основным препятствием для массового использования АКЦ является
его большой диаметр. Например, АКЦ-80 можно применять только в трубах диаметром не меньше 140 мм.
Для одноразмерных труб верхнюю границу прихвата или длину свободной части неприхваченных труб находят по формуле:
L
1,05  (10  E  F  l )
,
( P2  P1 )
(10.1)
где
1,05 – коэффициент, учитывающий наличие жёсткости замков;
E – модуль Юнга (0,21·106 МПа);
F – площадь поперечного сечения трубы, см2;
l – удлинение колонны, см;
P2 и P1 – растягивающие усилия, Н.
Удлинение l и растягивающие усилия P2 и P1 определяют следующим образом:
1. Прикладывают к колонне усилие P1, которое должно превышать на пять
делений показания ГИВ, соответствующие весу бурильных труб до прихвата, и делают на трубе отметку напротив плоскости стола ротора.
2. Повторно натягивают колонну с усилием, превышающим на пять делений
первоначальное, и быстро снимают его до первоначального веса (P1). Разница между
первой и второй отметками объясняется трением в роликах талевого механизма.
3. Делят расстояние между первыми двумя отметками пополам и принимают
среднюю черту верхней отметки для отсчёта.
4. Прикладывают к колонне бурильных труб усилие P2, которое по ГИВ будет
на 10-20 делений превышать усилие P1, и делают новую отметку на трубе. При этом
величина P2 должна быть такой, чтобы деформации, вызванные этой силой, находились в зоне упругости материала.
5. Повторно натягивают колонну с усилием, не более чем на пять делений
превышающим усилие P2, затем быстро снижают нагрузку до P2 и делают вторую отметку на трубе.
6. Делят расстояние между двумя последними отметками пополам и полученную черту считают нижней отметкой отсчёта.
7. Расстояние между отметками – искомое удлинение l.
Для многоступенчатой бурильной колонны найдена другая формула, позволяющая рассчитывать верхнюю границу прихвата.
Исходной служит формула получения суммарного удлинения колонны l под
действием силы Р:
l
10  P  H1 10  L2  P 10  L3  P
10  Ln  P


 ... 
,
28,1  q1
28,1  q2
28,1  q3
28,1  qn
где
(10.2)
Н1 – длина прихваченной части труб, м;
L2, L3, …, Ln – длина соответствующей секции труб, м;
q1, q2, q3, …, qn – масса 1 м одноразмерных по наружному диаметру и толщине
стенок труб в воздухе, кг/м.
Из выражения (10.2) определяют длину неприхваченной части труб Н1 самой
нижней секции L1:
158
 28,1  l L2 L3
L 
H1  q1  
   ...  n  .
qn 
 10  P q2 q3
(10.3)
Если она окажется отрицательной, то, очевидно, верхняя граница прихвата расположена в вышестоящей секции труб, то есть надо найти длину не прихваченной части Н2 второй от низа секции колонны:
 28,1  l L3
L 
H 2  q2  
  ...  n  .
qn 
 10  P q3
(10.4)
Расчёты продолжают до получения положительного результата.
 28,1  l
L 
H i  qi  
  n .
qn 
 10  P
(10.5)
Тогда верхняя граница прихвата определяется из уравнения:
(10.6)
Н = Нi + Ln.
Пример расчёта.
Прихвачена колонна длиной 4 000 м, состоящая из трёх секций труб. Для определения верхней границы прихвата приложили усилие 25 кН. При этом удлинение
колонны оказалось равным 50 см. Определить верхнюю границу прихвата. Исходные
данные представлены в таблице 10.1.
Таблица 10.1 – Исходные данные
Показатели
1.
2.
3.
4.
Диаметр трубы, мм
Толщина стенки, мм
Длина секции, м
Масса 1 м труб, кг
Н1
146
11
200
42,1
Номер секции
Н2
127
10
1 000
32,9
Н3
114
10
1 000
29,8
Находим:
 28,1  50 1 000 1 000 
H1  42,1  


  7,8 м.
 10  2,5 32,9 28,8 
Значение Н1 отрицательное, следовательно, верхняя граница прихвата
находится выше. Решая уравнение относительно второй секции Н2, получаем:
 28,1  50 1000 
H 2  32,9  

  745 м.
 10  2,5 29,8 
Значение Н2 положительное, следовательно, общая длина свободной части бурильной колонны (Н) будет равна сумме Н2 и длине верхней секции.
Н = 745 + 1 000 = 1 745 м.
10.4. Методы ликвидации прихватов
В настоящее время разработано достаточно большое количество методов ликвидации прихватов, основными из которых являются следующие:
Снижение уровня бурового раствора и его плотности в скважине. Этот метод применяется при дифференциальных прихватах. Метод является достаточно
быстрым и эффективным. Основное условие применения – отсутствие напорных пластов в разрезе скважины и наличие циркуляции.
159
Применение жидкостных ванн. Достаточно простой и эффективный метод
ликвидации, благодаря которому извлекается вся бурильная колонна. Непременное
условие – наличие циркуляции. В зависимости от причины прихвата применяют
нефтяную, водяную или кислотную ванну. Для ликвидации прихватов колонн из
алюминиевых труб ванны из плавиковой кислоты и из смеси плавиковой и соляной
кислот использовать запрещается. Для ликвидации прихвата этих труб в карбонатных
породах рекомендуется применять ванны из 15-20% раствора сульфаминовой кислоты.
При выборе технологии установки ванн надо иметь в виду следующее:
1. Плотность жидкости для ванны желательно иметь равной или немного
больше (для ликвидации прихвата в призабойной зоне) плотности раствора.
2. Плотность, вязкость и СНС бурового раствора, находящегося в скважине,
должны быть минимальными.
3. Объём жидкости для ванны должен быть равен объёму скважины от долота
до верхней границы прихвата плюс 50%. Следует отметить, что там, где жидкость
ванны заполняла весь открытый ствол, установка ванны давала лучшие результаты.
При возможности жидкость ванны должна перекрывать все пласты с проницаемыми
породами. Американские исследователи рекомендуют минимальный объём жидкости
для ванны 24 м3, даже если по расчёту его требуется меньше.
Технология установки ванны предусматривает следующее.
Жидкость для ванны подаётся в зону прихвата не вся сразу: последние 3-5 м3
жидкости, находящейся в трубах, закачиваются порциями по 1 м3 через 1 ч стояния
под ванной.
Нагрузка на крюке в момент закачивания и нахождения бурильной колонны
под ванной должна быть равной нагрузке до прихвата.
Время нахождения колонны под ванной не должно превышать 24 ч. Действие
ванны продолжается в среднем 12 ч.
Максимально допустимые растягивающие нагрузки при расхаживании инструмента не должны превышать 80% предела текучести для соответствующего класса
труб. При безрезультатности расхаживания снижается натяжка до веса колонны перед
прихватом и колонна оставляется на 1 час до очередного расхаживания. При расхаживании делается 2-3 попытки провернуть колонну труб.
Если ванна не дала положительного результата, то её повторяют или переходят на
другие способы ликвидации прихвата. При освобождении колонну осторожно расхаживают с интенсивной промывкой, удаляют жидкость ванны и поднимают колонну.
Нефтяная ванна. Устанавливают при прилипании бурильных или обсадных
колонн либо прихвате их сальником, а иногда для ликвидации обвалов. Эффективность нефтяных ванн резко повышается при добавлении в нефть ПАВ: до 2,0% сульфонола, до 1,0% дисульфона или 0,5-2,0% дисолвана к объёму закачиваемого
количества нефти.
Нефтесмоляная ванна. Нефть – 75-85%, смолистые вещества – 10-16%, алюминат натрия – 4-7%, ПАВ – 1-2%. Плотность состава примерно 1,08 г/см3.
Нефтенатриевая ванна. Нефть – 10-88%, 50%-ный раствор едкого натра, окисленный петролатум 0,5-2,0%. Для регулирования плотности раствора до 1,43 г/см3
применяют серебристый графит (10-70% к объёму состава).
Для предупреждения всплывания нефти рекомендуется применять буферную
жидкость. Она должна иметь следующие параметры: плотность, равную плотности
бурового раствора; вязкость максимально возможную; СНС, замеренную за 10 мин.,
160
не менее 27 Па; фильтрацию не больше фильтрации бурового раствора в скважине.
Кроме того, буферная жидкость при смешивании с буровым раствором не должна вызывать его коагуляцию. Объём буферной жидкости берут из расчёта заполнения 150-200 м
кольцевого пространства.
Для успешного применения нефтяной ванны необходимо устанавливать её
своевременно, то есть не более чем через 3-5 ч после возникновения прихвата. Продолжительность первой нефтяной ванны не должна превышать 24 ч. При установке
второй ванны продолжительность увеличивается. Если повторная ванна не даёт результата, то иногда переходят к сплошной промывке нефтью в течении 2-3 ч, а при
отрицательных результатах – в течении 5-6 ч.
Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара.
Поэтому необходимо соблюдать тщательные меры пожарной безопасности.
Водяная ванна. Её преимущество – быстрота установки, так как не требуется
специальных агентов, агрегатов и специальной подготовки для её осуществления.
Эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу,
если в зоне ванны встречены обваливающиеся глины, и особенно, когда бурильная
колонна заклинена в интервале залегания магниевых и натриевых солей.
Фосфорно-кислая ванна на водной основе. Водный раствор трёхзамещённого
фосфорно-кислого калия – 95-97%, ПАВ (ОП-10) – 2-3%, ПАА – 1-2%. Данный состав
позволяет приготовить жидкость с плотностью до 2,0 г/см3.
Уксусно-кислая ванна на водной основе. Водный раствор уксусно-кислого калия –
92-96%, КМЦ – 3-5%, ПАВ (ОП-10) – 1-3%. Данный состав позволяет приготовить
жидкость с плотностью до 1,36 г/см3.
Ванна из винно-каменной кислоты на водной основе. Вода – 85-95%, виннокаменная кислота – 5-15%. Рекомендуется устанавливать для ликвидации прихватов,
возникших в песчано-глинистых, меловых и хемогенных породах.
Ванна из сбросовых вод. Сбросовые воды нефтяных товарных парков –
98,0-99,5%, дисолван – 1,0-0,5%.
Кислотная ванна. Предназначена для освобождения прихваченных бурильных
колонн и устранения заклинивания долота, турбобура в карбонатных, глинистых и
других породах, поддающихся действию кислоты. Для кислотных ванн используют в
основном соляную кислоту 8-14% концентрации. Однако, часто применяют смеси соляной кислоты и воды, нефти и кислоты или 15-20% соляной и 40% плавиковой кислот (10% к объёму). Для получения оптимальной концентрации соляной кислоты
кислоту, полученную с баз, разбавляют водой.
Для закачивания в скважину необходимо применять кислоту, хорошо поддающуюся ингибированию и дающую высокую растворимость пород. Скорость реакции
карбонатных пород с соляной и плавиковой кислотами зависит от давления и температуры. С увеличением давления скорость реакции уменьшается, а с ростом температуры – повышается. Например, при увеличении температуры на 20-25°С скорость
реакции увеличивается в 2-3 раза.
В качестве ингибиторов используют товарный формалин, униколы различных
марок, лёгкие смоляные масла, различные ПАВ и т. д. Ингибиторы уменьшают вредное действие кислоты на трубы.
Применение кислотной ванны начинают с закачки воды в объёме, зависящем от
соотношения между диаметрами скважины и бурильных труб. При этом исходят из
того, что 50 м высоты затрубного пространства между кислотой и промывочной жидкостью должны заполняться водой. Затем закачивают расчётный объём кислоты и за
161
ней воду из расчёта заполнения труб на высоту 50 м. При кислотной ванне в колонне
сначала должно быть оставлено 65-75% закачанного расчётного объёма кислоты, после чего колонну оставляют под давлением на 3-6 ч. Одновременно колонну расхаживают и подкачивают через 1 ч в кольцевое пространство от 1 до 4 м3 кислоты.
При установке кислотных ванн особое внимание надо уделять соблюдению
правил техники безопасности.
Расчёт ванны. В скважинах номинального диаметра зону прихвата надо перекрывать на 50-100 м. Если в скважине имеются каверны, то следует увеличить количество жидкости для перекрытия места прихвата, так как возможны большие
расхождения предполагаемых и истинных каверн.
При расчётах ванн разницей между диаметрами турбобура, УБТ и труб пренебрегают. Для расчёта объёма жидкости, необходимого для заполнения затрубного
пространства, исходят из разницы между диаметрами скважины и бурильных труб.
При прихвате труб, турбобура и УБТ на забое количество агента для ванны
определяется по формуле:
Q = 0,785 · ((k · Дд)2 – Дтр2) · (H + h) + 0,785 · dв2 · h1,
(10.7)
где k – коэффициент кавернозности;
Дд – диаметр долота, м;
Дтр – наружный диаметр бурильных труб, м;
H – высота подъёма жидкого агента от забоя до верхней части прихвата, м;
h – высота подъёма жидкого агента выше зоны прихвата, м;
dв – внутренний диаметр труб, м;
h1 – высота подъёма жидкого агента в бурильных трубах, м.
При прихвате бурильной колонны высоко над забоем жидкий агент для ванны
должен находиться в зоне прихвата, ниже и выше её не менее чем на 50-100 м. Количество жидкости для ванны определяют по формуле:
Q = 0,785 ·((k · Дд)2 – Дтр2)) · (H1 + 2 · h),
(10.8)
где H1 – высота прихваченного участка колонны, м.
Объём продавочной жидкости определяется по формулам:
- при ликвидации прихвата у забоя:
Vп = 0,785 · dв2 · (L – h1) + Vнл,
(10.9)
- при ликвидации прихвата над забоем:
Vп = 0,785 · (dв2 · L + ((k · Дд)2 – Дтр2) · hз) + Vнл,
(10.10)
где L – длина бурильной колонны, м;
Vнл – объём жидкости для заполнения нагнетательной линии, м3;
hз – высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве до места
расположения жидкого агента для ванны.
Гидроимпульсный способ (ГИС) рекомендуется для ликвидации дифференциальных прихватов, при заклинивании колонны в жёлобе и прихватов, которые возникли при подъёме бурильной колонны. ГИС можно использовать при наличии
циркуляции бурового раствора и относится к категории оперативных способов, не
требующих длительного времени для его подготовки и осуществления.
Способ основан на создании избыточного давления внутри бурильной колонны
или затрубном пространстве и последующем мгновенном снятии этого давления при
быстром открытии затвора (разрывающие диафрагмы, золотники, ДЗУ и т. п.).
Назовём вариант ГИС при создании избыточного давления внутри бурильной колонны – прямым (ПГИС), а при создании этого давления в затрубном пространстве – обратным (ОГИС).
162
При наличии циркуляции избыточное давление создают путём закачки в трубы
(затрубное пространство) более лёгкой чем буровой раствор жидкости (вода, нефть,
нефтепродукты и др.) или газа (воздуха).
Избыточное давление на устье по окончании закачки определяется по формуле:
(10.11)
Ризб = l · g · (ρбр – ρл),
где l – длина столба замещающей жидкости, м;
ρл – плотность замещающей жидкости, кг/м3;
ρбр – плотность бурового раствора, кг/м3.
Использование газа (воздуха) предпочтительнее, однако необходим компрессор
или другой источник газа с высоким давлением. При использовании газа (воздуха)
расчёт по формуле (10.11) производят при ρл = 0.
При проведении ПГИС после резкого открытия задвижки возникает переток
жидкости из затрубного пространства внутрь бурильной колонны, где было создано
избыточное давление. При проведении ОГИС, наоборот, переток происходит из внутреннего пространства бурильной колонны в затрубье. В результате резкого перетекания раствора происходит размывание глинистой корки, снижается гидростатическое
давление в скважине и формируются сильные затухающие колебания в колонне, которые способствуют ликвидации прихвата. Интенсивность колебаний зависит от величины первоначального избыточного давления. После затухания колебаний высота
столба бурового раствора в скважине уменьшается, а следовательно гидростатическое
давление скважине. Поэтому необходимо постоянное поддержание нижнего предела
допустимого значения гидростатического давления в скважине с целью предупреждения проявлений и осыпей стенок.
Принимая, что давление в скважине на глубине h после цикла ГИС не должно
быть ниже Р, получаем формулу для вычисления максимальной высоты столба замещающей жидкости:
Lmax

 
(бр  g  h  P)   S1  S2  S2(1)  л 

бр 


,
S1(2)  g  (бр   л )
(10.12)
где S1 и S2 – средневзвешенная площадь поверхности соответственно внутренней
полости труб и затрубного пространства, м2.
По формуле (10.11) при l = Lmax, находим максимальное избыточное давление
на устье из условия нижнего предельно допустимого давления в заданном сечении
скважины.
В свою очередь, максимальное давление на устье при ПГИС ограничивается
прочностью труб на разрыв в условиях сложного нагружения при известных значениях коэффициента запаса прочности.
Предельное значение давления, исходя из прочности труб на растяжение, находят по формуле:
т  f
G
a
,
Рпр 
S1
(10.13)
где σт – предел текучести стали для верхней трубы бурильной колонны площадью
сечения по металлу f;
G – вес колонны по индикатору веса при реализации ГИС;
а – коэффициент запаса прочности.
163
Имея значение предельного давления по формуле (10.13), находим из формулы
(10.11) предельную длину столба замещающей жидкости, исходя из прочности бурильной колонны. Имея два расчётных значения длины столба замещающей жидкости, принимаем наименьшее значение (l).
Далее определяют необходимый объём замещающей жидкости для первоначального цикла ГИС:
(10.14)
Vл = S1(2) · l.
После цикла ГИС в бурильной колонне (затрубном пространстве) остаётся
столб лёгкой жидкости длиной:
lл 
l  S1(2)

S1  S2  S2(1)  л
бр
.
(10.15)
После каждого цикла ГИС из скважины выбрасывается (вытесняется) лёгкая
жидкость в объёме:
(10.16)
Vвыт = S1(2) · (l – l л).
Объём жидкости, рассчитанный по формуле (10.16), следует закачивать в скважину при каждом последующем повторении цикла ГИС.
Приведённые формулы применимы для любого варианта исполнения ГИС. При
ПГИС их используют в приведённой записи, при реализации ОГИС S1 заменяется на
S2 и наоборот. При использовании газа (воздуха) расчёты ведут при ρл = 0. При реализации ОГИС расчёты по формуле (10.13) не проводят.
Гидростатическое давление после в скважине после цикла ГИС находят по
формуле:




Рс = ρбр · g · (h – hст) = ρ бр  g   h  l л  1 


ρл  
 ,
ρбр  
(10.17)
hст – статический уровень бурового раствора, м;
h – расчётная глубина, м.
Результативность работы при использовании ГИС будет иметь место, если расчётное избыточное давление по формуле (10.11) составляет не менее 5 МПа на каждую 1 000 м бурильной колонны. Это значительная величина, но именно она
определяет интенсивность встряхивания колонны при цикле ГИС. Приняв минимальное значение Ризб = 5 МПа на 1 000 м, из (10.11) получаем формулу для оценки нижнего значения плотности бурового раствора при заданной плотности замещающей
жидкости:
где
ρбр = ρл +
500
,
С
(10.18)
где С – коэффициент, показывающий, какую часть бурильной колонны (затрубного
пространства) предполагается заполнить замещающей жидкостью (0 < С ≤ 1).
Особенности ПГИС состоят в следующем: создаются волновые процессы в бурильной колонне и в столбе жидкости; превентор не используется и остается открытым; быстро открывающееся устройство монтируется на бурильной колонне; переток
бурового раствора идёт из затрубного пространства внутрь бурильной колонны.
При проведении ПГИС создаются более интенсивные встряхивания прихваченной колонны, а следовательно формируется больше предпосылок к ликвидации
прихвата. Недостаток ПГИС определяется поступлением бурового раствора внутрь
бурильной колонны, что может зашламовать турбобур, УБТ или долото. Поэтому ин164
тенсивная промывка скважины перед проведением ПГИС обязательна. Нежелательно
также применять ПГИС при большой кавернозности ствола скважины.
Особенности ОГИС: создаются волновые процессы только в столбе жидкости;
операция проводится при закрытом универсальном превенторе; быстро открывающееся устройство монтируется на боковом отводе превентора; переток бурового раствора идёт из бурильной колонны в затрубное пространство. Поэтому при проведении
ОГИС обеспечивается более слабое встряхивание прихваченной колонны, однако исключается зашламование низа бурильной колонны.
Считается, что если 10 последовательных циклов ГИС не дали положительного
результата, дальнейшие работы следует проводить только после установки жидкостной ванны. Общее число циклов не должно превышать 30. Ограничениями к применению ГИС является негерметичность бурильной колонны, наличие напорных
пластов и неустойчивых пород в разрезе скважины. После ликвидации прихвата лёгкую жидкость из скважины вытесняют в ёмкость.
Пример расчёта.
Рассчитать параметры ОГИС и ПГИС для ликвидации прихвата. В качестве
лёгкой жидкости использовать воду. Исходные данные представлены в таблице 10.2.
Таблица 10.2 – Исходные данные
Глубина верхней границы прихвата, м
Пластовое давление в верхней границе прихвата, МПа
Диаметр промежуточной колонны, мм
Глубина спуска промежуточной колонны, м
Толщина стенки промежуточной колонны, мм
Плотность бурового раствора, кг/м3
Диаметр бурильных труб, мм
Толщина стенки бурильных труб, мм
Масса 1 м бурильных труб, кг/м
Предел текучести бурильных труб, МПа
Вес колонны, т
2 100
22
245
1 700
10
1 100
127
9
26
655
24
Расчёт параметров ОГИС:
Определяем значения S1 и S2:
S1 = 0,785 · (0,127 – 2 · 0,009)2 = 0,0093 м2,
S2 = 0,785 · ((0,245 – 2 · 0,010)2 – 0,1272) = 0,0271 м2.
По формуле (10.12) определяем длину столба воды (лёгкой жидкости) в затрубном пространстве:
Lmax
(1100  10  2 100  22  106 )   0,0093  0,0271  0,0093  0,91
l 
 695 м.
0,0271  10  100
Далее по формуле (10.15) определяем длину оставшегося в затрубном пространстве столба воды после проведения ОГИС:
lл 
695  0,0271
 675 м.
0,0093  0,0271  0,0093  0,91
Объём воды, который следует закачать в затрубное пространство, определяется
по формуле (10.14):
Vл = 0,0271 · 695 = 18,8 м3.
165
Находим избыточное давление в конце закачки воды по формуле (10.11). Это
давление служит дополнительным ориентиром окончания закачки:
Ризб. = 695 · 10 · (1 100 – 1 000) = 0,695 МПа.
Объём вытесненной воды по формуле (10.16) после открытия задвижки (превентора) будет равно:
Vвыт. = 0,0271 · (695 – 675) = 0,54 м3.
Статический уровень внутри бурильной колонны по окончании вытеснения
находим, используя формулу (10.17):
hст. = 675 · (1 – 1 000/1 100) = 60,7 м.
Проверим по формуле (10.17) давление в скважине в интервале прихвата при
h = 2 100 м:
Рс = 1 100 · 10 · (2 100 – 60,7) = 22 МПа.
Давление в скважине получилось наперёд заданной величине, поэтому технологические расчёты выполнены верно.
Расчёт параметров ПГИС:
Определяем значения S1 и S2:
S1 = 0,785 · (0,127 – 2 · 0,009)2 = 0,0093 м2,
S2 = 0,785 · ((0,245 – 2 · 0,010)2 – 0,1272) = 0,0271 м2.
По формуле (10.12) определяем длину столба воды (лёгкой жидкости) внутри труб:
Lmax
(1 100  10  2 100  22  106 )   0,0093  0,0271  0,0271  0,91
l 
 1 384 м.
0,0093  10  100
По формуле (10.13) определяем предельное значение давления, исходя из
прочности труб на растяжение:
f = 0,785 · (0,1272 – 0,1092) = 0,0033 м2.
655  106  0,0033
 24  103
1,5
Рпр. 
 2,1 МПа.
0,0093
Из формулы (10.11) определяем l:
l
2,1  106
 2 100 м.
10  (1 100  1 000)
Имея два значения l (1 384 м и 2 100 м), выбираем наименьшее, равное 1 384 м,
которое будем использовать при дальнейших расчётах.
Далее по формуле (10.15) определяем длину оставшегося в трубном пространстве столба воды после проведения ПГИС:
lл 
1 384  0,0093
 1100 м.
0,0093  0,0271  0,0271  0,91
Объём воды, который следует закачать в затрубное пространство, определяется
по формуле (10.14):
Vл = 0,0093 · 1384 = 12,9 м3.
Находим избыточное давление в конце закачки воды по формуле (10.11). Это
давление служит дополнительным ориентиром окончания закачки.
Ризб. = 1 384 · 10 · (1 100 – 1 000) = 1,38 МПа.
Объём вытесненной воды по формуле (10.16) после открытия задвижки будет
равно:
Vвыт. = 0,0093 · (1 384 – 1 100) = 2,64 м3.
166
Статический уровень внутри бурильной колонны по окончании вытеснения
находим, используя формулу (10.17):
hст. = 1 100 · (1 – 1 000 / 1 100) = 99 м.
Проверим по формуле (10.17) давление в скважине в интервале прихвата при
h = 2100 м:
Рс = 1 100 · 10 · (2 100 – 99) = 22 МПа.
Давление в скважине получилось наперёд заданной величине, поэтому технологические расчёты выполнены верно.
На основании проведённых расчётов составляем технологический регламент на
проведение ПГИС и ОГИС, представленный в таблице 10.3:
Таблица 10.3 – Регламент на проведение ПГИС и ОГИС
Обозначение
Формула
ОГИС
ПГИС
l, м
10,12
695
1384
lл, м
10,15
675
1 100
Vл, м3
10,14
18,8
12,9
Vвыт., м3
10,16
0,54
2,64
Pизб., МПа
10,11
0,695
1,380
hст., м
10,17
60,7
99,0
Pс, МПа
10,17
22
22
Использование ударных механизмов. В качестве ударных механизмов применяют
ясс, гидравлический ударный механизм (ГУМ) или возбудитель упругих колебаний
(ВУК). Используются при ликвидации прихватов вызванных заклиниванием, прилипанием, обвалами. Используется если другие методы ликвидации не дали результатов. Позволяет извлекать колонны, прихваченные части которых не превышают 300 м.
Отличительной особенностью ударных механизмов является наличие бойка,
который совершает удары по наковальне, связанной с прихваченным инструментом.
Различают ударные механизмы (далее УМ) со свободным бойком и УМ, имеющим
боёк с присоединительной массой, колонной труб, на которой ударный механизм
спущен в скважину. УМ могут иметь 2 варианта исполнения: обычное, требующее
спуск УМ в скважину для ликвидации прихвата, и встроенное. В последнем случае
УМ вставлен в компоновку бурильной колонны в наиболее рациональном месте и
может быть приведён в рабочее состояние сразу после возникновения прихвата.
Встроенный вариант имеет более сложную конструкцию, хотя технологически он,
несомненно, предпочтительнее.
Технология применения УМ при работе в ударном режиме заключается в выборе
места установки УМ и рациональной компоновки бурильного инструмента; обеспечении
наиболее высокой энергии каждого удара, которая при заданной массе ударной части
сводится к реализации максимальной скорости удара бойка по наковальне.
УМ следует устанавливать как можно ближе к верхней границе прихвата, где и
отвинчивают свободную часть инструмента. УМ соединяют с прихваченным инструментом через предохранительный переводник. Над УМ размещают УБТ соответствующего диаметра и массой, примерно равной массе прихваченного инструмента. УМ
наиболее эффективно работает в вертикальной скважине.
Работа УМ – это сложный технологический процесс, который основан на закономерностях взаимодействия стержневых ударных систем. Первая система – это бурильная колонна, на которой УМ спущен в скважину. Это система неоднородна по
длине, так как составлена из стальных труб разного поперечного сечения с соединительными концами. Это первый волновод, нижняя часть которого имеет боёк, настоящий удар по наковальне, то есть по прихваченной колонне.
Вторая система (волновод) – это прихваченная колонна. Она тоже может быть
достаточно длинной и неоднородной.
167
Импульс напряжения, формирующийся при ударе, перемещается со скоростью
звука по первому и по второму волноводам от места его зарождения.
Расчёт режима работы УМ сводится к нахождению условий, обеспечивающих
наиболее высокую (максимальную) скорость удара при некоторых начальных данных. Фактически это сводится к определению рационального хода бойка, то есть основного конструктивного размера УМ.
Волновой режим работы УМ на прихваченный инструмент передаёт продольные волны разгрузки, которые формируются за счёт упругого сжатия предварительно
растянутой верхней свободной части прихваченного инструмента. Боёк УМ для
наиболее полной реализации этого режима не должен ударять по наковальне, то есть
ход бойка должен быть больше удвоенной суммы амплитуд колебаний бойка и наковальни. Волновой режим работы может быть обеспечен УМ любой конструкции, однако необходимый ход бойка должен существенно превышать ход бойка при
реализации ударного режима.
Число ударов или число циклов работы УМ для ликвидации прихватов согласно опыту ликвидации аварий на Харьягинском месторождении рекомендуется наносить не более 50 ударов, а в случае отрицательного результата вносить корректировку
в план работ по ликвидации прихвата.
Рассмотрим на примере расчёт УМ. Определим расчётные технологические
характеристики УМ при следующих условиях: инструмент отвинтили над верхней
границей прихвата на глубине 1 920 метров, в скважине осталось УБТ массой 20 т,
длиной 100 м, бурильные трубы длиной 1 820 м с массой погонного метра 30 кг,
средневзвешенное по длине сечение аварийной колонны по металлу 3,3 · 10-3.
1. Примем ударную массу УБТ равной 20 т, то есть соответствующую массе
прихваченной компоновки.
2. Приняв плотность бурового раствора 1 100 кг/м3 и запас прочности аварийной бурильной колонны на растяжение при работе УМ в вертикальной скважине
а = 1,5, находим максимально допустимое усилие расцепления замковой пары:
a
т  S
,
1,15  m  g    G2
(10.19)
σт – предел текучести стали бурильных труб (σт = 539 МПа);
S – площадь сечения труб по металлу, м2;
m – масса аварийной колонны, т;
β – коэффициент, учитывающий выталкивающую силу;
G2 – верхнее допустимое усилие при работе УМ, Н.
(10.20)
m = l1·q1+l2·q2+…+ln·qn,
где l1, q1, l2, q2, ln, qn – длины и массы погонного метра соответствующих секций
аварийной колонны.
где
β=1–
где
р
ст
,
ρр , ρст – соответственно плотности раствора и стали (7 850 кг/м3).
Для нашего случая:
m = 1 820·30 = 54 600 кг,
β=1–
1100
= 0,86.
7850
Выражаем из формулы (10.19) величину G2:
168
(10.21)
G2 
 т  S  1,15  m  g    a
.
a
Для нашего случая имеем:
G2 
539  106  3,3  103  1,15  54 600  9,8  0,86  1,5
 656 кН.
1,5
Ограничимся усилием расцепления равным 600 кН.
3. Найдём время работы аварийной колонны без учёта длины ударной массы
УБТ.
l
t  2 ,
c
где
(10.22)
l – длина аварийной бурильной колонны, м;
с – скорость звука в стальных трубах 5 000 м/с.
Найдём время работы ударной массы УБТ:
tэ  2,3 
m убт.
k
,
(10.23)
mубт. – масса УБТ, кг;
k – коэффициент трения (k = k1 + E · S/c, E – модуль упругости 2,06 · 1011 Па,
S – площадь сечения аварийной бурильной колонны по металлу, м2).
где
t  2
1 820
 0,73 с,
5 000
2,06  1011  3,3  103
 145 960,
5 000
20 000
tэ  2,3 
 0,32 с.
145 960
k  1  104 
Так как t > tэ (0,73 > 0,32), то ударная масса аварийной колонны (боёк) в конце
фазы разгона достигнет эффективной скорости, а энергия удара бойка по наковальне
будет оптимальна.
4. Находим скорость удара и ход, на которые нужно отрегулировать УМ, приняв для наших условий tэ = 0,32 c, а G2 = 600 кН:

k  t 
(10.24)
 1  exp
,
m убт 


 k  t   
G  m
(10.25)
h  2  t  убт   exp 
1 ,
 m   
k 
k 
 убт   

600  103 
145 960  0,32 

 1  exp
  3,7 м/с,
145 960 
20  103
600  103 
20  103 
 145 960  0,32   
h
 0,32 
  exp 
  1   0,8 м.
145 960 
145 960 
20  103

 

G2
k
Если для ликвидации этого прихвата будет применён УМ с нерегулируемым
ходом бойка, существенно отличающимся от 0,8, то сила удара при прочих равных
169
условиях будет иной. При использовании УМ с меньшим ходом бойка скорость удара
уменьшится.
5. Найдём удлинение аварийной колонны при усилии натяжения сверх собственного веса, равного 600 кН по формуле:

 (F  l )
i
i
1,05  Ei  Si
,
(10.26)
где Fi, li, Si, Ei – соответственно натяжение усилия, длина, площадь поперечного
сечения, модуль упругости.
Для наших условий:

600 000  1 820
 1,5 м.
1,05  2,06  1011  3,3  103
Поскольку Δ > h (1,5 > 0,8), то работа УМ будет обеспечена.
Освобождение колонны с помощью испытателя пластов. Пакер применяется
при ликвидации дифференциальных прихватов. Метод наиболее эффективен после установки ванн. Пакер спускают в скважину на бурильных трубах и соединяют с прихваченной колонной. Длину компоновки и место отвинчивания подбирают таким образом, чтобы
пакер размещался на необходимой глубине внутри обсадной колонны, что обеспечит
надёжность пакеровки. После разгрузки инструмента на пакер происходит пакеровка, открывается клапан, в результате чего подпакерное пространство (интервал прихата) гидравлически соединяется с внутренней полостью бурильной колонны, которая заполнена
буровым раствором на заданную высоту. Это и обеспечивает резкое снижение гидростатического давления в интервале прихвата и устраняет прижимающую силу. После ликвидации прихвата начинают промывку и вращение инструмента, а затем подъём.
Основными условиями применения данного способа ликвидации прихватов являются отсутствие в подпакерном интервале напорных пластов и неустойчивых пород
с целью недопущения нефтегазоводопроявлений и интенсивных осыпей и обвалов
стенок скважины.
Для ликвидации прихватов применяют стандартные 180- и 195-мм пакерные манжеты, предназначенные для пакеровки ствола диаметром, соответственно до 200-208 и
220-225 мм. Характеристики пакеров, применяемых при ликвидации прихватов, представлены в таблице 10.4.
Таблица 10.4 – Характеристики применяемых пакеров
Диаметр пакера номинальный, мм
Диаметр скважины, мм
Ход поршня пакера, мм
Осевая нагрузка на пакер, кН
180
200-208
135
95
195
220-225
176
150
При использовании пакера необходимо обеспечить его сжатие. Поэтому возникает
необходимость определять минимальную глубину спуска пакера, при которой обеспечивается заданное давление в интервале прихвата, а также минимальную глубину при которой набирается требуемый вес бурильной колонны для раскрытия пакера.
Уровень бурового раствора в бурильной колонны, который обеспечит заданное
давление в скважине в интервале прихвата, определяется по формуле:
h  Lпр. 
где
kд  Pпл.
,
 g
Lпр. – глубина интервала прихвата, м;
kд – коэффициент депрессии (kд ≤ 1);
170
(10.27)
Рпл. – пластовое давление, Па;
ρ – плотность бурового раствора, кг/м3.
Минимальная глубина спуска пакера, при которой обеспечивается пакеровка,
определяется по формуле:
L
k р  G  l убт.  g  ko  (q убт.  qбт. )  h  S    g
qбт.  g  ko
,
(10.28)
где
kр – коэффициент резерва (kр = 1,1 ÷ 1,3);
G – усилие пакеровки, Н;
lубт. – длина УБТ, м;
ko – коэффициент облегчения инструмента в скважине;
qубт. – масса 1 м УБТ, кг;
qбт. – масса 1 м бурильных труб, кг;
S – площадь сечения внутренней полости бурильных труб, м2.
Разумеется, должно соблюдаться соотношение:
(10.29)
L ≤ Lп ≤ Lпр.
Если соотношение не выполняется, то данный способ ликвидации при имеющемся инструменте не применим.
Необходимый объём доливаемого внутрь бурильной колонны бурового раствора определяется по формуле:
(10.30)
Vр = S · (Lп – h),
где Lп – глубина установки пакера, м.
Если прихват не ликвидируется, то его поднимают, предварительно отвинтив
от прихваченной колонны с помощью установленного в компоновке предохранительного переводника.
Пример расчёта.
Оценить возможность применения пакера для ликвидации прихвата. Исходные
данные представлены в таблице 10.5.
Таблица 10.5 – Исходные данные
Глубина верхней границы прихвата, м
Пластовое давление в верхней границе прихвата, МПа
Диаметр промежуточной колонны, мм
Глубина спуска промежуточной колонны, м
Плотность бурового раствора, кг/м3
Диаметр УБТ, мм
Длина УБТ, м
Масса 1 м УБТ, кг/м
Диаметр бурильных труб, мм
Толщина стенки бурильных труб, мм
Масса 1 м бурильных труб, кг/м
2 100
22
245
1 700
1 100
146
50
97
127
9
26
Определяем по формуле (10.27) уровень раствора в бурильной колонне, который обеспечит равенство давления в скважине и пластового давления (kд = 1):
1  22  106
h  2 100 
 100 м.
1100  10
Находим коэффициент облегчения инструмента в скважине и площадь сечения
внутренней полости бурильных труб:
171
ko  1 
1100
 0,86,
7 850
S = 0,785 · (0,127 – 2 · 0,009)2 = 0,0093 м2.
Усилие пакеровки для наших условий из таблицы 10.4 равно 150 кН.
Определяем по формуле (10.28) минимальную глубину спуска пакера, при которой обеспечивается пакеровка:
L
1,2  150 000  50  10  0,86  (97  26)  100  0,0093  1100  10
 715 м.
26  10  0,86
715 м ≤ Lmin ≤ 2 100 м.
Поскольку условие (10.29) соблюдается, а пакер будет размещён внутри обсадной колонны, то устройство можно применить. Условимся установить пакер на глубине 725 м, тогда необходимый объём доливаемого внутрь бурильной колонны
бурового раствора по формуле (10.30) будет равен:
Vр = 0,0093 · (725 – 100) = 5,94 м3.
Применение торпед из детонирующего шнура. Метод основан на принципе
«встряхивания» труб взрывом торпедами типа ТДШ. Способ особенно эффективен
сразу же после возникновения прихвата перед установкой ванны. После ванны или
других длительных методов не эффективен. Основное условие применения – дохождение торпед до интервала прихвата внутри бурильной колонны. Длина торпеды
ТДШ для ликвидации прихвата методом встряхивания должна быть равна или немного больше длины интервала прихвата, но с расчётом, чтобы общий вес заряда не превышал 50 Н. Порядок применения торпед ТДШ: определяют интервал прихвата или
верхнюю границу; спускают в скважину торпеду выбранной по расчёту длины и
устанавливают против интервала прихвата; натягивают бурильную колонну с максимально возможным усилием; производят взрыв; колонна должна освободиться. После
взрыва торпеды ТДШ немедленно приступают к расхаживанию бурильной колонны с
отбивкой её ротором.
Обуривание прихваченной колонны. Очень надёжный способ, но длительный
и сложный. Для применения данного способа необходимо использовать тонкостенные трубы с обязательной установкой в нижней части кольцевого фрезера. При обуривании происходит разрушение связи между поверхностью трубы и
фильтрационной глинистой коркой.
Импульсно-волновой способ. Метод основан на подаче упругой импульсной волны
от устья скважины до прихваченного участка по колонне. Для этого на роторе устанавливается импульсный двигатель, который состоит из якоря и реактора. Якорь через переводник соединяется с колонной, а реактор подвешивается на талевой системе. От источника
энергия поступает на обмотки якоря и реактора, где импульсный ток создаёт импульс механической силы 1400 кН, направленной по оси колонны. При этом верхняя часть колонны защемляется и остаётся неподвижной, а упругая волна со скоростью звука
устремляется вниз к месту прихвата и устраняет его путём встряхивания колонны.
Обрезание колонны и забуривание второго ствола. Сущность метода заключается в следующем. Если прихваченную колонну не удаётся извлечь целиком, то её
отворачивают или обрезают по верхней границе прихвата, устанавливают цементный
мост и забуривают второй ствол. Для обрезания колонны в намеченном месте и её
подъёма на поверхность возможно применение труборезов кумулятивных или специальных торпед. Основное условие применения – прохождение трубореза или торпеды
до места прихвата внутри бурильных труб.
172
11. АВАРИИ С ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ
Основными видами аварий с обсадными колоннами являются:
1. Прихваты обсадных колонн.
2. Падение отдельных труб и секций колонн в скважину.
3. Смятие обсадных колонн.
4. Разъединение обсадной колонны по резьбовому соединению.
5. Прочие аварии.
Прихваты обсадных колонн происходят по следующим причинам:
1. Плохая подготовка ствола скважины перед спуском колонны.
2. Применение раствора при подготовке ствола и его промывке, параметры
которого не соответствуют ГТН.
3. Резкие изменения зенитного и азимутального углов скважины.
4. Остальные причины прихватов обсадных колонн аналогичны причинам
прихватов БК (гл. 10).
Падение отдельных труб и секций колонн в скважину обусловлено:
1. Неисправностью спуско-подъёмного оборудования (элеваторы, спайдерэлеваторы, клинья из-за несвоевременной проверки их состояния ультразвуковой дефектоскопией не позволяют своевременно выявить развитие усталостных трещин).
2. Наличием уступов в скважине, в результате чего на них возможна остановка обсадной колонны и открытие элеватора.
3. Вырывом труб из муфт, чему способствуют:
- некачественная нарезка резьбы;
- недостаточное крепление трубы в муфте;
- свинчивание резьбовых соединений с перекосом их осей;
- приложение растягивающих нагрузок, превышающих допустимые (например,
при натяжении колонны при прихвате);
- отсутствие контроля затяжки резьбы моментомерами, устанавливаемыми на
ключах.
Смятие обсадных колонн характерно:
1. При несвоевренной доливке обсадных колонн при их спуске.
2. При чрезмерной разгрузке колонны на забой, особенно в кавернозных интервалах и большой разнице диаметров скважины и колонны.
3. При опорожнении колонны в процессе подъёма БК наружными давлениями
в местах отсутствия цементного кольца.
4. При обратном промерзании ММП.
К прочим авариям с обсадными колоннами относятся:
1. Отсоединение нескольких нижних труб от обсадной колонны после цементирования или во время работы в ней. Как правило, это происходит, если колонна
спущена не до забоя, а также при установке башмака в кавернозных мягких несвязанных породах и большой кривизне ствола скважины.
2. Невозможность отсоединения колонны БТ от секции обсадной колонны.
3. Прорезание «окна» в обсадной колонне и забуривание нового ствола при
разбуривании цементного стакана.
Предупреждение аварий с обсадными колоннами:
1. Перед спуском колонны обязательная проверка всего оборудования, в том
числе ультразвуковой дефектоскопией.
2. Опрессовка обсадных труб; их осмотр; проверка номинальных диаметров и
размеров, конусности резьб; контроль качества труб дефектоскопами; сортировка и
маркировка обсадных труб.
173
3. При транспортировке обсадных труб на буровую применять специальный
транспорт. Запрещается сбрасывать трубы и транспортировать их волоком. На каждые 1 000 м обсадных труб доставляется 50 м запасных.
4. Осуществление повторного осмотра на буровой для выявления вмятин, дефектов и царапин. Перед спуском в скважину обязательная шаблонировка труб (табл. 11.1).
5. Приведение параметров бурового раствора требованиям ГТН. Обязательная
проработка ствола скважины перед спуском обсадной колонны. Проведение полного
комплекса геофизических исследований.
6. Применение специальных смазок при спуске обсадных колонн.
7. Докрепление ключами обсадных труб, особенно нижних. Использование
специальной технологической оснастки (башмак, обратный клапан, центраторы, турбулизаторы, скребки, пакеры и т. д.).
8. Производить своевременный долив обсадной колонны при спуске.
9. В процессе спуска обсадной колонны осуществлять постоянный контроль
за характером вытеснения бурового раствора из скважины. Ограничивать скорость
спуска обсадной колонны. При остановках производить периодическое расхаживание
колонны.
10. Цементирование колонн осуществлять в подвешенном состоянии для избежания её изгиба. Разгрузка колонны осуществляется только после ОЗЦ.
11. Разбуривание цементных стаканов производить только после установки
ПВО и приведении параметров раствора требованиям ГТН. Монтаж ПВО производится не ранее чем через 12 ч после цементажа.
12. После ОЗЦ и установки ПВО обсадную колонну испытывают на герметичность.
Таблица 11.1 – Размеры шаблонов
Диаметр обсадных труб, мм
114-219
245-340
407
Длина шаблона, мм
150
300
300
Наружный диаметр шаблона, мм
D–3
D–4
D–5
Примечание: D – номинальный внутренний диаметр обсадной трубы, мм
Ликвидация аварий с обсадными колоннами. При прихвате колонны следует
восстановить интенсивную промывку и одновременно расхаживать колонну. Расхаживание производится без резких посадок, усилие при натяжении колонны не должно превышать 50-100 кН от веса колонны до прихвата. В случае неуспешности этих мер
колонну цементируют в месте вынужденной остановки. Когда требуется в обязательном
порядке доспустить колонну, то пытаются её освободить при помощи ванны или сплошной промывки скважины водой, нефтью или кислотой. При отсутствии циркуляции в колонне выше стоп-кольца простреливают 15-20 отверстий, через которые пытаются
восстановить циркуляцию. В случае неудачи с помощью прихватопределителя или АКЦ
определяют интервал прихвата. Затем над верхней границей прихвата простреливают
15-20 отверстий и опять восстанавливают циркуляцию. Если после этого колонна не
освободилась, то, как правило, колонну цементируют в данном интервале.
Кроме этого, возможно извлечение прихваченной колонны по частям. Извлечение упрощается, если можно произвести обуривание прихваченной обсадной колонны. В этом случае обуривают часть колонны, спускают преимущественно наружную
труболовку или наружный ловитель, соединяют её или его с извлекаемыми трубами и
174
пытаются извлечь трубы расхаживанием. Если это не удаётся, то в скважину спускают труборез и срезают обуренную часть колонны. Затем операцию повторяют. Применение последовательного обуривания со срезанием колонны труборезкой позволяет
извлечь всю прихваченную обсадную колонну.
Возможно также применение следующего метода ликвидации аварии. Обрезают прихваченную обсадную колонну над местом прихвата и последующими спусками труборезки с силовым конусом разрезают прихваченные трубы на части. Длина
вырезаемого участка трубы составляет 1,5-2,0 метра. Этот метод целесообразно применять, если длина прихваченных труб небольшая. Помимо этого можно небольшие
участки колонн в подобных случаях разрушать забойными фрезерами.
Упавшую в скважину часть колонны обсадных труб извлекают ловителем или
труболовкой для обсадных труб (в основном типа ТВО). Использование неосвобождающихся ловильных инструментов нежелательно. Обсадные трубы и часть обсадных
колонн большого диаметра, как правило, не поддаются извлечению.
При смятии обсадных колонн спускают печать или скважинный фотоаппарат
для выяснения формы и степени смятия колонны. Для выправления колонны используют оправки, диаметр которых должен быть на 5-10 мм меньше внутреннего диметра
колонны. Желательно, чтобы оправки, спускаемые в скважину диаметром более
190 мм, для ликвидации нарушений в обсадных колоннах имели направляющую головку меньшего диаметра по типу пилот-долота. Направляющая головка проходит
ниже места нарушения и исключает зарезку ствола за обсадной трубой. В случае
необходимости интервал выправления цементируют или используют перекрыватели
(гофрированные трубы).
175
12. АВАРИИ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ
Основные виды аварий из-за неудачного цеметирования обусловлены:
1. Разрушением обсадных колонн под действием внутреннего давления.
2. Спуском секций обсадной колонны на неопрессованных БТ.
3. Цементированием без продавочных пробок.
4. Ошибками в расчётах объёма цементного раствора и продавочной жидкости.
5. Несоответствием качества цементного раствора требованиям ГОСТ.
Нарушение и разрывы обсадных колонн под действием внутреннего давления
могут произойти в результате:
1. Восстановления циркуляции раствора после спуска обсадной колонны.
2. Продавки цементного раствора, особенно в затрубное пространство.
3. Преждевременного схватывания цементного раствора.
4. Создания внутреннего давления при испытании колонны на герметичность.
5. Ликвидации газонефтеводопроявлений.
Создаваемые давления в момент аварии, как правило, бывают больше допустимых. В противном случае разрушение связано с заводскими дефектами (браком).
Спуск секции обсадной колонны на неопрессованных БТ может привести во
время продавливания цементного раствора к продольному разрыву БТ и последующему их зацементированию.
Цементирование без продавочных пробок может явиться причиной образования цементных стаканов высотой до нескольких сот метров, при разбуривании которых возможно нарушение обсадной колонны.
Ошибки в расчётах объёма цементного раствора и продавочной жидкости могут привести к оголению башмака обсадной колонны или к недоподъёму цементного
раствора в затрубье.
Несоответствие качества цементного раствора требованиям ГОСТ обусловлено:
1. Использованием цементного раствора для других температурных условий в
скважине.
2. Использованием залежалого, старого цемента, не соответствующего требованиям ГОСТ.
3. Применением для затворения цемента воды, загрязнённой примесями
(например, с поверхностных водотоков), что может ускорить сроки схватывания.
Предупреждение аварий при цементировании:
1. Подъём тампонажного раствора в затрубье должен удовлетворять следующим требованиям [59]:
- за направлением и кондуктором цементный раствор должен подниматься до
устья;
- за промежуточной и эксплуатационной колоннами цементный раствор должен
перекрывать башмак предыдущей колонны не менее чем на 150 м.
2. Использование буферных жидкостей.
3. Перед цементированием обязательное проведение лабораторного анализа
цементного раствора и жидкости затворения на предмет наличия примесей и соответствия требованиям ГОСТ. При этом должно обращаться особое внимание на совместимость тампонажного раствора с буферной и промывочной жидкостями. Время
начала схватывания тампонажного раствора должно в 1,5-2,0 раза превышать время,
необходимое для цементирования.
176
4. Расчёт объёмов цементного раствора и продавочной жидкости производить
с учётом данных геофизических исследований (кавернометрия).
5. Разбуривание цементных стаканов осуществлять забойными фрезерами.
6. Опрессовка бурильных труб на поверхности перед спуском секции обсадной колонны на 1,5-кратное давление от максимально ожидаемого при креплении
скважины, но не превышающее допустимое для данного типоразмера труб.
7. Использование при креплении продавочных пробок и постоянный контроль за давлением при промывке, цементировании и испытании колонны на герметичность.
Ликвидация аварий при цементировании:
1. Разрушенное при цементировании тело труб практически нельзя восстановить, поэтому вначале нарушенный интервал необходимо выправить оправкой и перекрыть его другой обсадной колонной или перекрывателем. Возможно также в
зависимости от степени разрушенности обсадной колонны нарушенный участок проработать фрезером со шламометаллоуловителем. Затем для закрепления нарушенного
участка ствола рекомендуется либо установить в этом интервале цементный мост, либо использовать профильный перекрыватель (гофрированные трубы).
2. При оставлении цементного раствора или значительного его количества в
обсадной колонне необходимо поднять её, если позволяет грузоподъёмность буровой
установки, или приступить к вымыванию цементного раствора из колонны пока он не
успел схватиться. Иначе либо прийдётся ликвидировать скважину, либо приступить к
разбуриванию цементного стакана – работе достаточно длительной и не всегда дающей положительные результаты.
177
13. АВАРИИ С ДОЛОТАМИ
Основными видами аварий с долотами являются:
- отвинчивание;
- поломка;
- заклинивание.
Отвинчивание долот происходит в результате нарушения правил крепления
или спуска долота, а также при использовании переводников с несоответствующей
резьбой.
Поломка долот осуществляется по следующим причинам:
1. Бурение с нагрузками и частотами вращения, превышающими допустимые.
2. Удар долота о забой.
3. Разбуривание пород долотами, не соответствующей им крепости.
4. Дефекты и брак при изготовлении долот.
5. Малая прочность опор, лопастей, корпуса, сварных швов.
6. Работа долотами по металлу.
7. Передержка долота на забое.
8. Заклинивание долот.
В результате аварий в зависимости от типа долота на забое чаще всего остаются шарошки, подшипники (тела качения и скольжения), зубья (фрезерованные, твердосплавные, алмазы или алмазосодержащие композиции), лопасти, секции.
Заклинивание долот происходит в результате:
1. Резкой посадки долота на забой или уступ.
2. Отсутствия или недостатка промывки долота.
3. Попадания на забой инородних предметов.
4. Образования сальников.
5. Длительной работы другого долота с потерей диаметра или другого типоразмера.
Предупреждение аварий с долотами:
1. Правильный подбор типов долот и параметров режима бурения в пределах
допустимых нагрузок и частот вращения.
2. Аккуратная транспортировка долот и их хранение. Запрещается хранение и
транспорт долот навалом, а также их сбрасывание на металлические предметы.
3. Перед присоединением долота к колонне в зависимости от его типа бурильщик обязан проверить: чистоту резьбы, наличие насадок и надёжность их крепления, отсутствие внешних дефектов, свободное и плавное вращение шарошек (кроме
опор типа НУ и АУ), диаметр. После проверки бурильщик должен полностью записать в буровой журнал клеймо долота.
4. Не использовать долота с износом диаметра более чем на 3 мм.
5. Крепление долота к колонне осуществляется с помощью специального приспособления для навинчивания долота. Запрещается крепления долота с помощью ротора. Докрепление долота осуществлять с помощью двух ключей.
6. Перед спуском долота и БТ в скважину надо освободить защёлку крепления
крюка к блоку, чтобы обеспечить свободное вращение крюка и исключить отвинчивание долота или других элементов БК при спуске.
7. Спуск долота и БК должен замедляться в местах уступов, сужений, интервалах обвалообразований, набора кривизны и резкого изменения азимутального угла,
при подходе к башмаку спущенной обсадной колонной. При спуске долота нельзя до178
пускать его удары и посадки более 30-40 кН. Проработка интервалов посадок осуществляется при нагрузке не более 30 кН. Проработка на одном месте более 15 мин.
запрещается во избежание зарезки нового ствола.
8. Не вращать БК, если долото находится в обсадной колонне.
9. Обязательная проработка и расширка интервалов бурения, в которых разрушение породы осуществлялось изношенным по диаметру долотом, после бурения
алмазными долотами и бурголовками.
10. Перед бурением обязательно производится приработка долота. Шарошечные долота с опорами типа В и Н при роторном способе бурения прирабатываются в
течение 15-30 мин. при нагрузке 20-30 кН, при бурении с забойными двигателями – в
течение 3-5 мин. Шарошечные долота с опорами типа НУ и АУ спускаются на забой
без вращения, создается нагрузка 30-100 кН и только после этого включается ротор.
Приработка осуществляется в течение 20-40 мин. Лопастные и алмазные долота прирабатываются в течение 10-15 мин. при нагрузке 20-40 кН.
11. Запрещается бурение и проработка ствола скважины без промывки.
12. Забой скважины необходимо периодически (каждые 10-15 СПО) очищать
от шлама с использованием шламометаллоуловителя.
Признаки аварий с долотами:
1. Повышение вращающего момента.
2. Падение механической скорости бурения.
3. Падение давления на насосе.
Ликвидация аварий с долотами:
1. При отвороте долота первоначально печатью следует определить его положение в скважине. Если резьбой вверх, то пытаются навернуться по замковой резьбе,
если вниз, то долото разрушают фрезером со шламометаллоуловителем. Согласно
опыта бурения долото диаметром 295,3 мм разрушается за 2-3 рейса с фрезером [60].
Запрещается извлекать долото метчиком, так как либо произойдёт раскол долота,
либо плохое закрепление по сварному шву.
2. При поломке долот оставленные в скважине части можно разрушить фрезером со шламометаллоуловителем либо использовать паук.
3. При заклинивании долота возможна установка жидкостных ванн, встряхивание колонны торпедами или ударными механизмами.
179
14. АВАРИИ С ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
Основные виды аварий с забойными двигателями:
1. Срыв и отвинчивание резьб в узлах забойного двигателя.
2. Слом корпуса и вала.
3. Заклинивание корпуса.
Срыв и отвинчивание резьб в узлах забойного двигателя происходит по следующим причинам:
1. Недостаточное крепление в процессе сборки.
2. Нарушение правил эксплуатации и ремонта.
3. Заклинивание вала кусками шлама и металлическими предметами.
4. Осевые вибрации.
5. Погнутость вала.
Слом корпуса и вала забойного двигателя происходит из-за усталости металла
и приложения чрезмерных нагрузок, превышающих допустимые (например, при расхаживании или в процессе бурения).
Заклинивание корпуса забойного двигателя может произойти либо в жёлобе,
либо посторонними предметами (шлам, металл).
Предупреждение аварий с забойными двигателями:
1. Правильный подбор сочетания диаметров забойного двигателя и долота.
Уменьшение диаметра забойного двигателя значительно снижает его энергетические
характеристики, а следовательно ведёт к более быстрому износу, то есть развитию
усталости металла.
2. Транспортировка забойных двигателей должна осуществляться на спецсредствах. При этом опора на транспорт должна быть не менее чем в трёх точках,
равноудалённых друг от друга. Запрещается транспортировка забойных двигателей
волоком и сбрасывание их при разгрузке.
3. Перед спуском забойного двигателя обязательно производится его опробование на устье. В работающем на устье забойном двигателе не должно быть шумов, а
корпус не должен нагреваться. Кроме этого проверяется герметичность резьбовых соединений при полной подаче и состояние присоединительной резьбы на долото.
4. Резьбовые соединения забойных двигателей крепят ключами с моментомерами для поддержания требуемых натягов.
5. Проверка износа корпуса забойного двигателя по наружному диаметру. Допускается износ по наружному диаметру не более 1 мм в любом сечении.
6. Не допускать ударов забойного двигателя о забой. Каждый рейс должен
фиксироваться в буровой журнале. После нормированного времени работы в скважине забойный двигатель направляется в мастерские, где в обязательном порядке
производят дефектоскопию вала и корпуса.
Ликвидация аварий с забойными двигателями:
1. При отвинчивании или сломе применяют стандартный ловильный инструмент.
2. При заклинивании используют методы ликвидации прихватов.
180
15. ПАДЕНИЕ ПОСТОРОННИХ ПРЕДМЕТОВ В СКВАЖИНУ
Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов – падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ПКР,
челюстей АКБ, ПБК и УМК, сухарей, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на
устье скважины или над ним.
Основными причинами падения посторонних предметов в скважину являются:
1. Нарушение правил эксплуатации устройств и механизмов.
2. Применение неисправного вспомогательного инструмента.
3. Несовершенство конструкции инструмента.
4. Невнимательность членов буровой бригады.
5. Нарушение техники безопасности и трудовой дисциплины.
Предупреждение падения посторонних предметов в скважину:
1. Применение исправного инструмента.
2. Применение различных устройств, исключающих падение в скважину посторонних предметов.
3. Соблюдение правил эксплуатации устройств и механизмов, техники безопасности и трудовой дисциплины.
При ликвидации аварий, связанных с падением посторонних предметов в
скважину, первоначально следует определить местонахождение упавшего предмета,
например, с помощью прихватоопределителя, так как посторонний предмет может
застрять на стенке скважины и заклинить спускаемую колонну. Особенно часто это
случается там, где скважина имеет большую кривизну, значительную длину необсаженной части ствола скважины, много уступов, каверн и т. д. Затем если предмет
находится на стенке скважины, то его следует сбить на забой эксцентричным долотом
или с помощью кривой трубы. Снова определяют новое местонахождение предмета, и
если он не был сбит на забой, то его торпедируют и прорабатывают скважину до забоя. В случае, если предмет находится на забое, то приступают к выполнению ловильных работ. При небольших размерах предмета его ловят с помощью паука.
Крупные предметы (клинья, челюсти ключей и т. п.) разрушают забойными фрезерами. Колонковые трубы, грунтоноски либо разбуривают фрезерами, либо извлекают
трубными ловушками. В отдельных случаях крупные предметы разрушают торпедами. При этом скважина периодически очищается от металла с помощью магнитного
фрезера и шламометаллоуловителя.
181
16. ПРОЧИЕ АВАРИИ
16.1. Аварии при геофизических исследованиях
К авариям при проведении геофизических исследований относятся: прихват
или оставление в скважине кабеля, геофизических приборов, радиоактивных источников и других предметов. Основными причинами аварий при проведении геофизических исследований являются:
1. Большая скорость подъёма геофизических приборов.
2. Применение изношенного кабеля.
3. Плохое крепление кабеля и приборов.
4. Оставление в скважине приборов без движения.
5. Нахлёстывание кабеля при торпедировании.
6. Самопроизвольные взрывы торпед и выстрелы перфораторов.
7. Неудовлетворительная подготовка ствола скважины перед проведением геофизических исследований.
Предупреждение аварий при проведении ГИС:
1. Тщательная подготовка ствола скважины перед проведением ГИС (приведение параметров раствора согласно ГТН, проработка интервалов сужений и уступов).
2. Перед проведением ГИС проверяется:
- состояние бурового оборудования (при неисправностях работы проводить запрещается);
- состояние пола буровой и приёмных мостков (убрать все инструменты и
предметы);
- степень освещённости рабочих и опасных мест;
- наличие запаса бурового раствора и его уровень в скважине.
3. Проведение геофизических работ сразу после окончания подъёма инструмента.
4. При проведении геофизических работ всё электрооборудование на буровой
обесточивается.
5. Применение противоприхватных рессорных центраторов.
6. Контроль за уровнем раствора в скважине при спуске и подъёме прибора.
Ликвидация аварий при проведении ГИС. В случае прихвата спускают канаторезку, которая обрезает кабель по верхней границе прихвата или в месте его
крепления к прибору. В случае неудачи кабель обрывают лебедкой. Далее с помощью
прихватоопределителя или микроамперметра определяют местонахождение кабеля.
Затем, используя ловители кабеля (вилки, удочки, ерши), извлекают кабель на поверхность. При образовании пробки из кабеля и невозможности его извлечь на поверхность для предупреждения заклинивания инструмента пробку закрепляют
цементным мостом и разбуривают фрезером.
Оставленный в скважине прибор можно разбурить забойным фрезером со шламометаллоуловителем, но первоначально следует определить его местоположение в стволе и
если он находится в каверне на стенке скважины, то его необходимо столкнуть на забой с
помощью эксцентричного долота или кривой трубы. Запрещается разбуривать прибор с
радиактивным источником. В этом случае прибор извлекается на поверхность с помощью
специального ловильного инструмента. Если прибор с радиактивным источником извлечь
не удаётся, то над ним либо устанавливается цементный мост высотой 50 м и забуривается
второй ствол, либо скважина ликвидируется.
Оставленную в скважине аппаратуру со взрывчатым веществом уничтожают
торпедами.
182
16.2. Падение и разрушение вышек и элементов талевой системы
Падение и разрушение вышек встречается относительно редко, но представляют опасность, связанную обычно с травмированием членов буровой бригады и загромождением устья скважины деформированной вышкой и бурильными свечами.
Падение элементов талевой системы встречается на практике относительно часто.
Основными причинами падения и разрушения вышек являются:
1. Перегрузка фонаря вышки при расхаживании прихваченной бурильной или
обсадной колонны.
2. Длительная эксплуатация вышки.
3. Проседание фундамента вышки, происходящее в результате растепления
ММП или длительного воздействия воды и бурового раствора.
4. Установка оснований под ноги вышки не на одном уровне (разница должна
составлять не более 5 мм).
5. Применение неисправного ГИВ.
Основными причинами падения элементов талевой системы являются:
1. Неисправность противозатаскивателя.
2. Невнимательность бурильщика.
3. Изношенность талевого каната.
4. Плохая освещённость фонаря вышки.
Предупреждение падения и разрушения вышек:
1. Осмотр вышки буровым мастером и механиком не реже 1 раза в 2 месяца.
2. Обязательный осмотр вышки комиссией предприятия до и после перетаскивания вышки, перед вводом в эксплуатацию, перед спуском обсадной колонны, перед
началом и после ловильных работ, после открытых фонтанов.
3. Центрирование вышки.
4. Недопущение перегрузок вышки при расхаживании инструмента.
Предупреждение падения элементов талевой системы:
1. Проверка при приёме вахты состояния талевого каната.
2. Проверка исправности противозатаскивателя.
3. Обеспечение требуемой освещённости рабочей площадки и фонаря.
16.3. Взрывы и пожары на буровых
Взрывы и пожары на буровых встречаются относительно редко. Основные
причины возникновения взрывов и пожаров на буровых:
1) Нарушение правил ведения буровых работ.
2) Несоблюдение противопожарных правил.
3) Беспечность и халатность членов буровой бригады.
4) Проведение сварочных работ на устье скважины.
5) Отогрев буровых механизмов в зимнее время открытым огнём.
6) Замазученность и захламлённость основания буровой.
Предупреждение пожаров и взрывов на буровых:
1) Соблюдение правил пожарной безопасности.
2) Отогрев замёрзших частей бурового оборудования паром.
3) Перед проведением сварочных работ на устье скважины убедиться в отсутствии проявления.
4) Устранение загрязнённости и замазученности основания и пола буровой.
183
16.4. Открытые нефтяные и газовые фонтаны
Открытые фонтаны наносят значительный ущерб и урон экономике производственных предприятий и компонентам окружающей среды, принимая иногда характер стихийных бедствий. На различных расстояниях от устья скважины могут
возникать грифоны. При этом значительную опасность представляет присутствие в
выбрасываемом флюиде сероводорода.
Основной причиной фонтанирования является неправильная или несвоевременная ликвидация газонефтеводопроявлений, что может быть обусловлено:
1. Необученностью членов буровой бригады методам предупреждения и установления признаков начала ГНВП.
2. Несоответствием конструкции скважины геологическим условиям. Например,
неперекрытие интервалов поглощения обсадной колонной или несоответствие прочностной характеристики промежуточной колонны реальным давлениям в скважине.
3. Негерметичностью резьбовых соединений, смятием и некачественным цементированием обсадных колонн, в результате чего могут появиться грифоны.
4. Отсутствием или неисправностью ПВО и устройств для предотвращения
выброса (обратные и шаровые клапаны).
5. Отсутствием необходимого запаса бурового раствора на буровой.
6. Низкой производственной и технологической дисциплиной буровой бригады.
При бурении из 202 случаев газонефтепроявлений 89 перешли в открытые фонтаны, а при капитальном ремонте из 49 ГНВП-36 [12].
Открытые фонтаны классифицируются по следующим признакам:
1. Состояние устья скважины (фонтан с доступным устьем и фонтан с кратером на устье). Аварии с доступным (сохранившимся) устьем ликвидируются либо путём замены вышедшего из строя ПВО на исправное при отсутствии в скважине
колонны труб, либо при их наличии без смены ПВО путём закачки в трубы бурового
раствора. Аварии с образовавшимся кратером на устье ликвидируются путём бурения
одной или нескольких наклонно-направленных скважин. Первый вид аварий ликвидируется намного быстрее и проще, чем второй.
2. Состав пластового флюида (газовые, газонефтяные, нефтяные и газоводяные).
Наиболее разрушительными и опасными являются газовые фонтаны, которые из-за значительной подвижности газа и возникающих в скважине больших давлений могут сопровождаться грифонами и образовывать кратеры на устье. Газонефтяные фонтаны
характеризуются небольшим содержанием нефти в газовой струе. Нефтяные фонтаны менее разрушительны, чем газовые, но требуется проведение мероприятий по сбору нефти и
предупреждению загрязнения окружающей природной среды. Газоводяной фонтан характеризуется выносом большого количества пластовой воды на поверхность, что в зимнее
время будет способствовать обледенению вышки и бурового оборудования.
3. Состояние фонтанирующей струи (горящие и не горящие фонтаны). Воспламенение газа или нефти может произойти от постороннего источника огня или самовоспламенения. Источником воспламенения могут служить двигатели БУ, сварочные работы,
курение, силовые и осветительные электрические приборы т. д. Причиной самовоспламенения являются разряды статического электричества. При ликвидации горящих фонтанов
необходимо проведение дополнительных работ по растаскиванию сгоревшего оборудования и тушению пожара. Наименее опасны газоводяные фонтаны.
4. Характер действия фонтана (непрерывный и пульсирующий). Пульсирующие фонтаны встречаются достаточно редко и ликвидируются намного проще, чем
непрерывные.
184
5. Конфигурация фонтанной струи (распылённая и компактная). Если струя
фонтанирующего флюида направлена вверх единым потоком, то струя считается
компактной. Распыление струи происходит из-за негерметичности ПВО по конструкциям оборудования, вышки, труб. Тушение компактной струи на сегодняшний день
не представляет трудностей. Сложнее обстоят дела с тушением распылённой струи,
для чего первоначально ПВО сбивается с устья выстрелами из артиллерийского орудия с целью превращения распылённой струи в компактную.
6. Мощность фонтана (небольшие – менее 0,5 млн м3/сут. газа, менее
3
100 м /сут. нефти; средние – 0,5-1,0 млн м3/сут., 100-300 м3/сут. нефти; мощные –
1-10 млн м3/сут. газа, 300-1 000 м3/сут. нефти; большой мощности – более
10 млн м3/сут. газа, более 1 000 м3/сут. нефти) Выбор способа и метода ликвидации
фонтана зависит от его мощности. Очевидно, что установить ПВО на устье небольшого фонтана не представляет сложностей, а вот снять и установить ПВО на устье
среднего фонтана требует применения специальных устройств (тросовая оснастка и
подъёмная стрела или натаскиватели).
Примеры открытых фонтанов, описанные авторами в работе [50]:
1. Скважина 107-Бованенковская. Газовый фонтан возник в результате большой скорости спуска инструмента в скважину, что привело к гидроразрыву пород и
последующему выбросу. Затем возник пожар, в результате произошло падение вышки, а на устье образовался кратер. Суточный дебит составил более 2,0 млн м3 газа.
Продолжительность фонтанирования – 20 суток.
2. Скважина 118-Бованенковская. Газовый фонтан произошёл при ликвидации
прихвата бурильной колонны после закачки в скважину 35 м3 воды. При этом напротив плашек плашечного превентора находилась ведущая труба, а универсальный превентор отсутствовал, поэтому герметизировать устье не удалось. Через несколько
минут произошло воспламенение газа. Через 20 суток фонтанирования на устье образовался кратер диаметром 90 м. Первоначально высота пламени достигала 60-70 м.
Затем скважина на несколько часов прекратила фонтанирование, после чего были отмечены грифоны. Фонтан ликвидирован бурением двух наклонных скважин с последующим обводнением пласта. Суточный дебит составил более 5 млн м3 газа.
3. Скважина 13-Харасавэйская. Газовый фонтан возник при подъёме бурильной колонны с глубины 2 068 м без своевременного долива скважины и негерметичности плашек превентора. Суточный дебит составил 1,5 млн м3 газа.
Продолжительность фонтанирования – 19 суток.
Согласно опыта бурения и требованиям [59] разработаны первоочередные
действия буровой бригады при возникновении открытого фонтана:
1. Прекращение всех работ в загазованной зоне и немедленное выведение из
неё людей.
2. Остановка работы всех двигателей внутреннего сгорания.
3. Отключение силовых и осветительных приборов в загазованной зоне.
4. Прекращение всех огневых и сварочных работ.
5. Прекращение курения в загазованной зоне.
6. Прекращение пользования стальным инструментом из-за опасности появления искры.
7. Отключение всех соседних производственных объектов, которые могут
оказаться в загазованной зоне.
8. Принятие мер по предотвращению растекания нефти.
9. Сообщение о случившемся руководству предприятия, подразделению военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых
фонтанов, пожарной охране и скорой помощи.
185
Этапы ликвидации фонтанов:
1. Подготовительные работы
2. Удаление негерметичного, распыляющего фонтана ПВО.
3. Тушение пожара.
4. Смена ПВО, вышедшего из строя.
5. Монтаж спецустройств и спуск труб под давлением в скважину.
6. Глушение фонтана.
Подготовительные работы включают в себя расчистку путей подхода к устью
скважины, которые должны обеспечить эвакуацию работающих при внезапном возгорании. Возгорание приводит к падению и разрушению вышки и оборудования, в
результате чего происходит загромождение устья скважины металлом. Поэтому необходимо оттащить от устья вышку и вышечно-лебёдочный блок. Первоначально необходимо обеспечить постоянную подачу воды для защиты работающих при тушении
пожара. В случае значительного обледенения вышки и оборудования приступают к
его демонтажу, а вышку сваливают и оттаскивают в сторону.
Удаление негерметичного ПВО осуществляется путём его отстреливания из орудия, чтобы направить пламя горящей струи вверх с целью возможности подхода к устью.
Этот метод также применим при отсутствии пожара. В некоторых случаях при негерметичности плашек превентора или фланцевых соединений ликвидацию фонтана можно
осуществлять без смены ПВО. Иногда целеобразнее не менять ПВО, а установить дополнительно запорные устройства сверху. После замены ПВО или установки дополнительных запорных устройств фонтан становится управляемым (закрытым).
Примерно около 50% открытых фонтанов загораются, что приводит к значительному увеличению убытков от аварии и осложняет работы по ликвидации [12, 50].
Уже после 10-15 минут после возгорания буровая вышка деформируется и падает
вместе со свечами бурильных труб, значительно загромождая устье.
Методы тушения пожаров:
1. Тушение взрывом.
2. Отрыв пламени струями воды.
3. Тушение огнегасительной струёй турбореактивной установки.
4. Вихрепорошковый способ тушения.
5. Способ насыпки холма.
6. Применение специальной установки.
Тушение пожара взрывом рекомендуется тогда, когда к месту пожара нельзя доставить пожарную технику и отсутствует достаточное водоснабжение. Заряд подаётся к
устью скважины либо с помощью стального троса, либо на тележке. Способ тушения
пожара с помощью стального троса разработал в 1971 г. Г. Г. Мамикоянц. Этот способ
требует проведения ряда трудоёмких операций и поэтому применяется очень редко.
Тушение взрывом с использованием тележки отличается простотой и достаточной эффективностью, но требует значительных затрат времени и точности. В обоих способах
тушения взрыв заряда осуществляется с помощью электрического тока.
Отрыв пламени струями воды является достаточно простым и эффективным
способом тушения фонтана, но требует запаса большого количества воды. Лафетные
стволы устанавливают равномерно по окружности вокруг горящей струи фонтана.
Воду из лафетных стволов подают под пламя со всех сторон, после чего равномерно и
одновременно поднимают все стволы вверх, что способствует отрыву пламени. При
этом если хоть одна из струй запоздает с движением вверх, то операцию придётся
начать заново.
186
Тушение пожара с помощью турбореактивной установки наиболее эффективно
для газовых и нефтяных фонтанов. Турбореактивная установка установлена на самоходном шасси и снабжена поворотными и подъёмными механизмами для направления огнегасительной струи в нужном направлении. Одна турбореактивная установка
способна потушить газовый фонтан дебитом до 3 млн м3 в сутки и нефтяной – до
500 т в сутки. Две турбореактивные установки могут тушить даже распылённые фонтаны различной конфигурации.
Вихрепорошковый способ применяют при тушении компактных нефтяных и
газовых фонтанов. Используется при отсутствии значительных запасов воды или их
перемерзании зимой. Способ разработал Д. Я. Ахметов в 1980 г. Тушение фонтана
осуществляется воздействием на пламя воздушным вихревым кольцом, заполненным
распылённым огнетушащим порошком. Вихревое кольцо создаётся взрывом заряда
взрывчатого вещества, находящегося под слоем огнетушащего порошка у основания
фонтана. В отличие от тушения взрывом исключаются работы по изготовлению тележки и рельсов, а также в 10 раз уменьшается количество взрывчатого вещества. Огнетушащие средства размещаются либо в кольцевой траншее вокруг устья, либо в
виде кольца на поверхности. Взрывчатое вещество в виде шнурового заряда укладывается в траншею глубиной 0,2-0,4 м и шириной 0,3-0,4 м. Масса огнетушащего порошка, взрывчатого вещества и диаметр траншеи представлены в таблице 16.1. В
качестве взрывчатого вещества используют аммонит, 6ЖВ, ПЖВ, реже – тротил. В
качестве огнетушащего порошка используют порошок ПСБ-3. При взрыве кольцевого
заряда образуется импульсная порошковая струя, движущаяся вверх и трансформирующаяся в грибообразное вихревое кольцо, которое поднимается вдоль оси факела и
сносит зону стабилизации пламени вверх, а распылённый огнетушащий порошок резко уменьшает скорость турбулентного горения, способствуя более быстрому сносу
пламени к вершине.
Таблица 16.1 – Масса огнетушащего порошка, взрывчатого вещества и диаметр
траншеи
Высота факела, м
30
40
Диаметр кольце1,0-1,2 1,4-1,6
вой траншеи, м
Масса огнетуша55
130
щего порошка, кг
Масса взрывча0,55-0,66 1,3-1,55
того вещества, кг
50
60
70
80
90
100
1,7-2,0
2-2,4
2,3-2,8
2,7-3,2
3,0-3,6
3,4-4
250
430
690
1 020
2 460
2 000
2,5-3,0
4,3-5,2
7-8,3
10-12
15-18
20-24
Способ насыпки холма применяется при тушении распылённого фонтана и при
невозможности доставки или отсутствии турбореактивных установок. Сущность метода заключается в следующем. Территорию вокруг устья обваловывают, а для отвода
нефти укладывают дренажные трубы. Затем пространство внутри обваловки забрасывают бутовым камнем, который сверху покрывается глиной. Когда поверхность
нагревается до высокой температуры, то на поверхность холма направляют струи воды, поднимая их снизу вверх, в результате чего пожар затухает.
Специальная установка, разработанная И. М. Абдурашмовым в 1981 г., предназначена для тушения мощных фонтанов дебитом 10-15 млн м3 в сутки. Позволяет
тушить пожары за 1-2 с при расходе ингибитора 170-200 кг.
После тушения пожара приступают либо к замене ПВО, либо к установке дополнительных запорных устройств. Если на устье нет базового фланца и колонна
187
имеет неровный конец, то его обрезают специальной труборезкой или специальной
ножовкой по металлу, или шнуровыми кумулятивными зарядами, разработанными
Тюменской военизированной частью. Затем при наличии на устье ПВО его демонтируют. После этого на выровненный конец обсадной трубы устанавливают разрезной
фланец, состоящий из двух половин, скрепляемых болтами. Снятие и установка ПВО
осуществляется двумя способами: с помощью тросовой оснастки или с использованием специальных устройств-натаскивателей. Сущность первого метода заключается в
том, что подъём, спуск, вывод и ввод в фонтанную струю ПВО и запорных устройств,
а также создание временной герметичности во фланцах осуществляется с помощью
тросовой оснастки. Временная герметизация позволяет подойти к устью, вставить
крепёжные шпильки и закрепить их. Сущность второго метода заключается в подъёме
и спуске ПВО с помощью устройств-натаскивателей. По сравнению с первым методом этот наиболее безопасен и надёжен, а также наименее трудоёмок. Разработан достаточно широкий спектр устройств-натаскивателей: натаскиватель гидравлический
(НГ-50), шарнирный натаскиватель и др.
Спуск труб в скважину осуществляется в случае, если в ней отсутствует колонна бурильных или насосно-компрессорных труб.
Спуск колонны труб в скважину осуществляется под давлением с использованием специального гидравлического механизма для спуска труб. Если прочность колонны достаточна, то фонтан глушат прямой закачкой жидкости с
герметизированного устья. Данный метод основан на превышении давления в фонтанирующей скважине над пластовым.
Глушение фонтана путём создания искусственного пакера в стволе скважины в
затрубном пространстве. Для реализации этого метода используют спущенные в колонну трубы, а при их отсутствии спускают колонну труб с пакерной решёткой под
давлением. Затем закачивают в трубы жидкость, в которую вводят алюминиевые шары для закупорки наиболее стеснённого сечения в затрубном пространстве. После создания прочного каркаса пакера из шаров различного диаметра для окончательного
перекрытия потока флюида в трубы вводятся дополнительно закупоривающие инертные материалы (пакеты, куски спецодежды и т. п.). Намыв наполнителей осуществляется до момента полного закупоривания затрубного пространства, после чего приток
из пласта прекращается и скважина задавливается последовательной закачкой воды и
бурового раствора необходимой плотности.
В некоторых случаях фонтанирование сопровождается прорывом газа за обсадной колонной с образованием грифонов, в результате чего у устья скважины образуются глубокие провалы (кратеры). Диаметр кратера зависит от дебита фонтана и
может достигать 120-150 м с увеличением в последующем до 500-600 м. При этом в
результате заполнения кратера водой и её перемешивания с газом или нефтью образуется пульпа плотностью до 1 800 кг/м3 из-за размыва стенок пород кратера. Образование грифонов и кратеров происходит по геологическим и техническим причинам. К
геологическим факторам относятся: большие дебиты скважин, присутствие в фонтанирующем флюиде абразивных и коррозийных частиц и веществ, способствующих
нарушению целостности обсадной колонны, наличие ММП. К техническим факторам
относятся: низкое качество цементирования, негерметичность резьбовых соединений
обсадных колонн, нарушение герметичности обсадных колонн из-за их истирания при
проведении СПО, неправильная конструкция скважины. Глушение открытых фонтанов с образовавшимся на устье кратером осуществляется с помощью бурения одной
188
или нескольких наклонно-направленных скважин (ННС). Методы глушения открытых фонтанов с образовавшимся кратером с использованием ННС:
1. Метод закачки жидкости на расчётном режиме.
2. Метод отвода газа в наклонные скважины.
3. Метод интенсивного отбора газа из призабойной зоны пласта.
4. Метод заводнения газового пласта.
5. Метод ликвидации с помощью взрыва.
Метод закачки жидкости на расчётном режиме основан на закачке задавочной
жидкости через ННС и соединении с фонтанирующей скважиной через трещины гидроразрыва. При этом темп закачки и необходимый объём задавочной жидкости играют важнейшую роль при глушении фонтана.
Метод интенсивного отбора газа из призабойной зоны пласта (ПЗП) основывается на создании глубокой воронки депрессии, в результате чего забойное давление в
фонтанирующей скважине снижается и жидкость из кратера проникает в ствол и заглушает фонтан. Для реализации этого метода необходимо бурение нескольких ННС
с расположением их забоев в продуктивном горизонте вокруг аварийного ствола.
Метод заводнения газового пласта основан на снижении притока газа к забою
фонтанирующей скважины, за счёт увеличения сопротивления в пласте при введении
в него жидкости. При закачке воды в пласт в окрестностях забоя фонтанирующей
скважины сокращается дебит газа вплоть до полного прекращения фонтана из-за заводнения ПЗП и оттеснения газа от забоя. Метод эффективен при малой мощности
газового пласта.
Метод глушения фонтана с помощью взрыва основан на проведении подземных взрывов, в результате чего происходят осыпи, обвалы, смещение горных массивов, образуя пробки, препятствующие выходу потока газа на поверхность. Метод
является достаточно эффективным и не зависит от дебита фонтана. Однако, требуется
достаточная точность бурения ННС.
В отдельных случаях может происходить самопроизвольное прекращение фонтанов, что связано с разрушением стенок скважины и образованием в ней пробок или
с сокращением дебита газа из-за падения пластового давления.
189
17. ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
Ловильный инструмент – приспособления и механизмы, используемые для извлечения из скважины сломанной и/или прихваченной части бурильной колонны, её
отдельных элементов, забойных двигателей, долот или посторонних предметов.
По назначению ловильный инструмент подразделяют на основной (ловители,
труболовки, овершоты, метчики, колокола, фрезеры, райберы и др.) и вспомогательный (печати, отводные крючки, центрирующие приспособления и др.). Основной ловильный инструмент предназначен для непосредственного соединения с аварийным
объектом и последующего его разрушения или удаления из скважины, вспомогательный – для изучения аварийного объекта, определения степени его разрушения и подготовки к ликвидации аварии.
Метчики и колокола
Метчики и колокола – самонарезающие ловильные инструменты с упрочнённой резьбой и обычно с продольными канавками для выхода стружки, образующейся
при нарезании резьбы в оставленной в скважине аварийной колонны. Метчики и колокола рекомендуется применять, когда требуется интенсивное вращение и расхаживание извлекаемой буровой колонны.
Метчики предназначены для захвата за внутреннюю поверхность колонны труб
и извлечения её на поверхность скважины. Метчики выпускаются трёх типов: универсальные, специальные и гладкие. Метчики буровые универсальные (МБУ) применяют для захвата колонны ввинчиванием в тело элементов бурильной колонны.
Метчики специальные замковые (МСЗ) предназначены для захвата ввинчиванием в
замковую резьбу. Основные размеры МБУ и МСЗ представлены в таблицах 17.1 и
17.2 соответственно.
Таблица 17.1 – Основные размеры метчиков типа МБУ
Грузоподъёмность, т
Типоразмер
Длина
Масса
Резьба
метчика
метчика, мм минимальная максимальная метчика, кг
МБУ 20-45
З-62
715
16
30
9
МБУ 22-54
З-76
830
22
42
13
МБУ 32-73
З-88
980
30
64
20
МБУ 58-94
З-102
905
56
82
28
МБУ 74-120
З-147
1 105
76
115
68
МБУ 100-142
З-171
1 045
110
140
88
МБУ 127-164
З-189
975
115
145
89
Примечание: 1. МБУ 20-45 – метчик буровой универсальный правый с рабочими диаметрами
захвата трубы за внутреннюю поверхность диаметрами от 20 до 45 мм;
МБУ 32-73Л – метчик буровой универсальный левый с рабочими диаметрами
захвата трубы за внутреннюю поверхность диаметрами от 32 до 73 мм.
2. Наименьшая и наибольшая грузоподъёмности метчика означают допустимую
величину натяжения инструмента при захвате за соответственно наименьший и
наибольший внутренние диаметры элементов БК.
На пояске метчика указывается товарный знак завода изготовителя, шифр метчика, порядковый номер, дата выпуска.
Метчики каждого типа в зависимости от назначения выполняют с правой и левой
резьбой. Метчики с правой резьбой применяют для извлечения оставшейся колонны целиком, а метчики с левой резьбой – для отвинчивания и извлечения колонны по частям.
190
Таблица 17.2 – Основные размеры метчиков типа МСЗ
Типоразмер
Длина
Масса
Резьба
Грузоподъёмность, т
метчика
метчика, мм
метчика, кг
МСЗ-62
З-62
280
100
4
МСЗ-76
З-76
300
160
9
МСЗ-88
З-88
300
160
14
МСЗ-92
З-92
320
200
15
МСЗ-101
З-101
320
200
16
МСЗ-102
З-102
320
200
15
МСЗ-117
З-117
320
200
22
МСЗ-121
З-121
320
200
25
МСЗ-133
З-133
360
275
27
МСЗ-140
З-140
360
330
37
МСЗ-147
З-147
400
330
36
МСЗ-152
З-152
400
370
50
МСЗ-161
З-161
430
330
40
МСЗ-171
З-171
430
370
55
МСЗ-189
З-189
430
350
60
Примечание: МСЗ-62 – метчик специальный замковый правый с захватом трубы за резьбу З-62;
МСЗ-140Л – метчик специальный замковый левый с захватом трубы за
резьбу З-140.
Порядок проведения ловильных работ с метчиком:
1. При подходе колонны труб с метчиком к оставленной БК на расстояние 3-5 м
включают насос, уточняют вес спущенной колонны, давление и температуру бурового раствора. Нельзя спускать универсальный метчик на 80 см, а специальный метчик
на 20 см ниже расчётной глубины соединения.
2. Нащупывают оставленную колонну на расчётной глубине. Немного проворачивают колонну. При попадании метчика внутрь колонны давление раствора увеличивается, временно прекращается циркуляция и снижается вес колонны.
3. Медленным вращением ротора (2-3 оборота) с нагрузкой 10-20 кН метчик
закрепляют в оставленной колонне. Увеличение давления в начале и его последующее снижение до величины больше первоначальной указывают на циркуляцию жидкости через долото.
4. Докрепляют метчик с нагрузкой 20-30 кН при неполных (0,3-0,5) оборотах
ротора до его отдачи (на 4-5 оборотов). Уменьшение нагрузки на крюке свидетельствует о соединении метчика с БК. Повышение температуры раствора при большой
длине извлекаемой колонны также указывает на циркуляцию через долото.
5. Начинаются работы по освобождению колонны с расхаживанием и интенсивной промывкой. При ловле метчиком колонны небольшой длины производят продолжительное крепление с увеличенной нагрузкой до 200 кН.
Выполнять ловильные работы метчиком желательно с установкой центрирующих приспособлений. При ловильных работах в расширенной части используется
кривая труба либо в верхней части метчика просверливается отверстие. При подаче
циркулирующего агента раствор выходит через боковое отверстие и отталкивает метчик от центра к стенке скважины.
Метчик гладкий предназначен для извлечения предметов с внутренним круглым сечением и толщиной стенок не менее 15 мм. Они имеют форму обычных метчиков, но без ловильной резьбы. Гладкие метчики применяют, как правило, для
отвинчивания аварийной трубы и вместе с ней нескольких труб, чтобы потом надёжно соединить их с муфтовой частью бурильного замка. Силы нагружения берут не бо191
лее 200 кН, помня о том, что в случае необходимости освобождения гладкого метчика
надо приложить силу, равную нагружению плюс 50-100 кН. Ловильные работы гладким метчиком аналогичны работам с универсальными и замковыми метчиками.
Колокола предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны с захватом её посредством навинчивания на наружнюю поверхность оставленных труб.
По конструкции колокола делятся на несквозные с захватом за наружную поверхность труб (тип К); сквозные с пропуском через них сломанной трубы с захватом за замок,
муфту или УБТ (тип КС); гладкие с захватом за наружную часть всех видов труб. Основные размеры колоколов типа К и КС представлены в таблицах 17.3 и 17.4 соответственно.
Таблица 17.3 – Основные размеры колоколов типа К
Типоразмер
Длина
Масса
Резьба
Грузоподъёмность, т
колокола
колокола, мм
колокола, кг
К 42-25
З-50
385
25
6,5
К 50-34
З-50
340
35
5,0
К 58-40
З-62
490
45
15,0
К 70-52
З-62
510
65
14,0
К 85-64
З-76
550
75
18,0
К 100-78
З-88
595
85
26,5
К 110-91
З-101
555
100
26,5
К 125-103
З-121
560
110
31,0
К 135-113
З-133
635
125
33,0
К 150-128
З-147
655
135
49,0
К 174-143
З-171
800
150
83,0
Примечание: К 42-25 – колокол несквозной правый с рабочими захватывающими диаметрами труб за наружную поверхность диаметрами от 25 до 42 мм; К 85-64Л – колокол несквозной левый с рабочими захватывающими диаметрами труб за
наружную поверхность диаметрами от 64 до 85 мм.
Таблица 17.4 – Основные размеры колоколов типа КС
Длина
Грузоподъёмность,
Масса
колокола,
т
колокола, кг
к приёмной трубе к воронке
мм
КСБ 115-1
114
460
50
25
КСБ 125-1
127
440
70
26
КСБ 125-2
127
146
440
70
26
КСБ 145-1
146
545
85
46
КСБ 145-2
146
178
545
85
53
КСБ 160-1
168
550
95
51
КСБ 160-2
168
194
550
95
57
КСБ 180-1
178
560
155
74
КСБ 180-2
178
219
560
155
74
КСБ 195-1
194
575
185
57
КСБ 195-2
194
219
575
185
57
КСБ 210-1
219
550
195
28
КСБ 210-2
219
245
550
195
26
Примечание: КСБ 125-1 – колокол сквозной буровой правый с захватом трубы за наружную
поверхность диаметром 125 мм без воронки; КСБ 180-2Л – колокол сквозной
буровой левый с захватом трубы за наружную поверхность диаметром 180 мм с
воронкой.
Типоразмер
колокола
Резьба
192
Ловильные работы колоколами типов К и КС не отличаются от работ с метчиком. Во всех возможных случаях колокола рекомендуется спускать с воронкой, устанавливаемой в его нижней части. Колокола каждого типа в зависимости от
назначения, как и метчики, выполняют с правой и левой резьбой.
Гладкие колокола применяются достаточно редко, так как имеют достаточно
небольшую грузоподъёмность и возможность срыва из него извлекаемых предметов.
Поэтому обычно гладким колоколом отвинчивают несколько труб, чтобы в верхней
части находилась замковая муфта. Гладкий колокол представляет собой колокол с
внутренней конической поверхностью без ловильной резьбы.
Ловильные работы гладким колоколом осуществляются следующим образом:
1. Гладкий колокол спускают в скважину и останавливают за 3-5 м от конца
извлекаемых труб. Устанавливают минимальную подачу.
2. Колокол доспускают и заводят в него извлекаемые трубы. Вхождение последних отмечается ростом давления.
3. Нагружают колокол нагрузкой до 100 кН и пытаются провернуть колонну,
чтобы убедиться в её захвате. При убеждении в захвате для надёжности БК догружают до 200-300 кН.
4. Извлекают либо всю колонну, либо их часть. Допустимый вес извлекаемой
колонны должен быть менее 500 кН.
При невозможности извлечь трубы на поверхность колокол отсоединяют натяжением колонны более 500 кН с вращением.
Ловители и труболовки
Ловитель с промывкой предназначен для захвата оставшейся в скважине бурильной колонны за трубу или замок или за то и другое одновременно с провывкой скважины
через захваченную часть бурильной колонны и извлечения её на поверхность. Ловители
изготовливают одинарные и сдвоенные, внутренние и наружные. Одинарные ловители захватывают элемент бурильной колонны (трубу, замок или муфту) только за один участок,
а сдвоенные – за два участка: трубу или за трубу и замок. При хорошем состоянии ствола
скважины для более надёжного захвата рекомендуется применять сдвоенный ловитель.
Наружные ловители предназначены для захвата и удержания труб за наружную поверхность и извлечения их на поверхность, внутренние – за внутреннюю поверхность труб.
Выпускают следующие типы ловителей (табл. 17.5-17.8):
1. Наружные
- ЛБП – ловитель буровой плашечный одинарный освобождающийся;
- ЛБПС – ловитель буровой плашечный сдвоенный освобождающийся;
- ЛТН – ловитель трубный наружный.
2. Внутренние
- ЛТВ (ЛТВ-УБТ) – ловитель трубный внутренний (ловитель внутренний УБТ).
Таблица 17.5 – Основные размеры ловителей типа ЛБП (ЛБПС)
Типоразмер ловителя
ЛБП (ЛБПС) 89/114-175
ЛБП (ЛБПС) 114/140-200
ЛБП (ЛБПС) 127/155-225
ЛБП (ЛБПС) 140/178-245
ЛБП (ЛБПС) 168/203-270
Диапазон
Диаметр
захватываемых
скважины/
наружных
ловителя, мм
диаметров, мм
190/175
89-114
214/200
114-140
243/225
127-155
269/245
140-178
295/270
168-203
193
Грузоподъёмность, кН
Масса
ловителя, кг
ЛБП
ЛБПС
ЛБП
ЛБПС
800
1 000
1 250
1 250
1 600
1 200
1 500
1 800
1 800
2 400
< 112
< 160
< 165
< 170
< 230
< 250
< 300
< 310
< 320
< 390
Таблица 17.6 – Основные размеры ловителей типа ЛТН
Шифр
ЛТН 86/65
ЛТН 95/79
ЛТН 112/87
ЛТН 120/96
ЛТН 125/ЮЗП
ЛТН 138/109
ЛТН 175/128
ЛТН 197/160
ЛТН 200/173
ЛТН 206/179
Максимальный захватываемый диаметр, мм
спиральным цанговым
захватом
захватом
65
56
79
66,5
87
78,5
96
87,5
103
90,5
109
101
128
119
160
143
173
158
179
162,5
Наружный
диаметр ЛТН,
мм
86
95
112
120
125
138
175
197
200
206
Допустимая
грузоподъёмность,
кН
550
530
1 200
640
700
1 600
3 300
3 300
3 000
3 000
Присоединительная
резьба
З-66
З-66
З-66
З-76
З-76
З-88
З-140
З-140
З-147
З-147
Таблица 17.7 – Технические характеристики ловителей типа ЛТВ-УБТ
Показатель
Диаметры захватываемых труб, мм
Допустимая грузоподъёмность, кН
Присоединительная резьба
ЛТВ-УБТ-146
66,5-79
1 350
З-121
ЛТВ-УБТ-178
76-91,5
1 800
З-147
ЛТВ-УБТ-203
78,5-104
1 800
З-171
Таблица 17.8 – Технические характеристики ловителей типа ЛТВ
Шифр
ЛТВ 48
ЛТВ 60
ЛТВ 73
ЛТВ 89
Наружный
диаметр, мм
Диаметры
захватываемых
труб, мм
39,5-42,5
46-64
54-67
65-78,5
Допустимая
Присоединительная
грузоподъёмность,
резьба
кН
410
НКТВ 48
600
З-66
850
З-76
1 350
З-88
1 150
З-73
2 050
З-102
1 250
З-76
3 100
З-117
1 750
З-88
3 150
З-121
З-117
3 100
63,5
80
95
108
89
ЛТВ 114
91-107
127
98
ЛТВ 127
100-121
140
114
ЛТВ 146
116-141
160
140
ЛТВ 168-178
141,5-169,5
172
ЛТВ 219
185
191-207
З-133
ЛТВ 245
212
214-231
3 200
ЛТВ 324
285
295-311
Примечание: ЛТВ 89Л – ловитель трубный внутренний левый для захвата труб диаметром
89 м (НКТ-89); ЛТВ 168-178 – ловитель трубный внутренний правый для захвата труб диаметрами от 168 и 178 мм.
Труболовки предназначены для извлечения из скважины труб различного
назначения и других инструментов, имеющих цилиндрическую форму. Используются
при больших глубинах и малых кольцевых зазорах между стенкой скважины и ава194
рийной трубой. Если не удаётся извлечь прихваченный инструмент целиком, то его
извлекают по частям. Для этого желательно, чтобы верхняя часть оставшейся в скважине колонны не была повреждена. Кроме того, иногда требуется извлекать повреждённые верхние участки труб для проведения в нижних частях колонны других
работ. Труболовки также подразделяются на внутренние и наружные, соответственно,
захватывающие извлекаемый предмет за внутреннюю и наружную поверхность. Выпускают следующие типы труболовок (табл. 17.9 и 17.10):
- ТВО – труболовка внутренняя освобождающаяся;
- ТВУ – труболовка внутренняя универсальная;
- ТВИ – труболовка внутренняя извлекаемая;
- ТВР – труболовка внутренняя распорная;
- ТН – труболовка наружная неосвобождающаяся;
- ТНС – труболовка наружная освобождающаяся;
- ТВ – труболовка внутренняя неосвобождающаяся;
- ТВМ – труболовка внутренняя освобождающаяся.
Примеры обозначения: ТВ 89-120Л – труболовка внутренняя неосвобождающаяся левая диаметром 120 мм для захвата труб диаметром 89 мм (НКТ-89);
ТВМ 1-127-2 – труболовка внутренняя освобождающаяся правая для захвата труб
диаметрами 127 и 140 мм.
Таблица 17.9 – Технические характеристики труболовок внутренних
Шифр
ТВ 48-80
ТВ 60-80
ТВ 60-113
ТВ 73-95
ТВ73-113
ТВ 89-120
ТВМ 1-60-1
ТВМ 1-73-1
ТВМ 1-89-1
ТВМ 1-102-1
ТВМ 1-114-1
ТВМ 1-127-2
ТВМ 1-146-2
ТВМ 1-168-2
ТВМ 1-194-2
ТВР-48
ТВР-60
ТВР1-73
ТВР2-73
ТВР1-89
ТВР2-89
ТВР-102
ТВР-114
Максимальный
Диаметр
Присоединительная Грузоподъёмность,
наружный
захватываемых
резьба
кН
диаметр, мм
труб, мм
З-66
48
80
350
З-66
60
80
520
З-88
60
113
520
З-76
73
95
600
З-88
73
113
880
З-102
89
120
1 200
З-66
60
90
300
З-76
90
73
500
З-88
89
113
700
102
З-102
132
800
З-102
102
132
1 200
З-117
127, 140
140
1 600
З-133
155
146
1 600
168, 178
З-147
178
1 600
194
З-147
200
1 600
48
НКТ-48
63,5
250
З-66
60
80
450
З-76
73
95
550
95
73
З-76
550
95
89
З-76
1 200
95
89
З-76
1 200
102
108
З-88
1 500
114
113
З-88
2 000
195
Таблица 17.10 – Технические характеристики труболовок ТНС
Шифр
Диаметр
Диаметр
скважины, труболовки,
мм
мм
ТНС 60-120,6
ТНС 73-139,7
ТНС 89-158,7
ТНС 102-165,1
ТНС 114-190,5
ТНС 127-215,9
ТНС 140-215,9
ТНС 146-215,9
ТНС 168-295,3
120,6
139,7
158,7
165,1
190,5
215,9
215,9
215,9
295,3
108
120
140
145
170
196
196
200
245
Диаметр
Грузозахватыподъёмваемых
ность, т
труб, мм
60
100
73
110
89
130
102
140
114
200
127
270
140
300
146
270
168
390
Масса,
кг
Длина,
мм
Резьба
54
74
111
122
144
152
151
153
255
1 563
1 569
1 764
1 820
1 820
1 840
1 840
1 840
1 840
З-66
З-76
З-86
З-108
З-121
З-133
З-147
З-147
З-147
Овершоты
Овершоты предназначены для захвата бурильной колонны под замок и извлечения
её на поверхность, если нельзя применить ловитель или колокол. Он легко поддаётся модификации и его не трудно приспособить почти ко всем видам ловильных работ. Простота
и прочность конструкции сделала его стандартом для всех подобных ловильных инструментов. Из выпускаемых конструкций следует отметить освобождающиеся и вращающиеся овершоты с промывкой фирм «BOWWEN» и «Хьюстон инжинирс».
Труборезки, устройства вырезающие
Труборезки предназначены для резания участка труб и извлечения их на поверхность по частям, если не удаётся извлечь всю колонну целиком. Для этого желательно, чтобы верхняя часть оставшейся в скважине колонны была неповреждённой и
в последующем в ней можно было проводить аварийные работы. По принципу резания труборезки делят на механические, гидравлические и химические.
Механические труборезы предназначены для резания подвешенных колонн,
предварительно натянутых с усилием, превышающим их собственный вес. Резание
разгруженных и упавших в скважину колонн механическими труборезами сопровождается частыми поломками и заклиниваниями резцов. Выпускают и применяют труборезы внутренние (типа РВ) и наружные (типа РН), технические характеристики
которых представлены в таблицах 17.11 и 17.12 соответственно.
Таблица 17.11 – Технические характеристики труборезов внутренних типа РВ
Шифр
РВ-48
РВ-60
РВ-73
РВ-89
РВ-102
РВ-114
РВ-127
РВ-140
Диаметр
разрезаемых
труб, мм
48
60
73
89
102
114
127
140
Наружный
диаметр
корпуса,
мм
36
47,6
57,5
67
82
90
102
110
Присоединительная Шифр
резьба
З-30
З-38
З-50
З-50
З-66
З-73
З-76
З-88
РВ-146
РВ-168
РВ-178
РВ-194
РВ-219
РВ-245
РВ-273
РВ-299
196
Диаметр Наружный
разредиаметр
заемых
корпуса,
труб, мм
мм
146
117
168
133
178
143
194
159
219
188
245
210
273
241
299
266
Присоединительная
резьба
З-101
З-108
З-117
З-117
З-147
З-147
З-147
З-147
Таблица 17.12 – Технические характеристики труборезов наружных типа РН
Шифр
Диаметр
разрезаемых
труб, мм
Наружный
диаметр
корпуса,
мм
РН-42
РН-50
РН-60
РН-73
РН-89
33-42
48-50
60-63,5
60-73
73-89
78
91
110
120
136
Внутренний проходной
диаметр,
мм
59
69
86
96
110
Шифр
Диаметр
разрезаемых
труб, мм
Наружный
диаметр
корпуса,
мм
РН-102
РН-114
РН-127
РН-140
РН-146
89-102
102-114
114-127
127-140
140-146
150
180
190
206
232
Внутренний проходной
диаметр,
мм
123
149
158
174
192
Гидравлические пескоструйные труборезы достаточно просты по конструкции
и надёжны в работе. Гидравлические труборезы способны резать колонны, как
нагруженные, так и подвешенные.
Химические труборезы в нашей стране не изготовляются, хотя они обладают
важными преимуществами:
- к месту резания их можно доставлять на каротажном кабеле;
- их можно использовать в трубах любого диаметра (от 60,3 мм и более).
Устройство вырезающее универсальное (УВУ) предназначено для резания
трубы и для вырезания участка обсадной колонны с целью забуривания в этом
интервале бокового ствола при ликвидации аварии в стволе или при восстановлении
бездействующих (обводнённых) скважин. С помощью вырезающего устройства возможно вырезать одним комплектом резцов (лопастей) участки колонны длиной до
17 м без заклинивания резцов и прихвата инструмента. Технические характеристики
вырезающих устройств представлены в таблицах 17.13-17.15.
Таблица 17.13 – Параметры вырезающих устройств типа УВ и УВУ (ВНИИБТ)
Тип
устройства
УВ-114
УВ-216
УВУ-168
УВУ-178
УВУ-194
УВУ-219
Диаметр
обсадной
колонны,
мм
140,146
245-273
168
178
194
219
Диаметр, мм
по направляющим
по корпусу
по раскрытым
резцам
230
160
170
184
210
114
216
140
148
164
190
175
280
212
220
236
260
Длина, Масса,
мм
кг
3 524
2 030
3 830
3 830
3 830
3 830
97
275
310
320
329
336
Таблица 17.14 – Технические характеристики вырезающих устройств
Техническая характеристика
1. Диаметр срезаемой колонны, мм
2. Осевая нагрузка на резцы, кН
- при прорезании колонны
- торцевании колонны
3. Частота вращения, с-1
4. Температура рабочей среды, град.
5. Механическая скорость вырезания, м/ч
6. Перепад давления на устройстве, МПа
Вырезающее устройство
УВ-114
УВ-216
УВУ
140-146
245-273
168-219
40
5-10
0,5-1,5
100
0,68
2-4
197
40
5-10
0,5-1,5
100
0,68
2-4
40
5-10
0,7-1,2
100
0,68
2-4
Техническая характеристика
7. Проходка на резцы при забуривании, м
8. Подача бурового раствора, л/с
9. Число резцов
10. Наружный диаметр, мм
11. Длина, мм
12. Масса, кг
УВ-114
9
10-14
5
114
3524
97
Вырезающее устройство
УВ-216
УВУ
9
9
10-14
10-14
5
5
216
140-190
2030
3830
275
310-336
Торпеды
Торпедирование при ликвидации аварий применяют в основном для решения
следующих задач:
- встряхивание колонн для освобождения прихваченного инструмента;
- ослабление резьбовых соединений для облегчения развинчивания труб;
- обрыв и срезание труб для отсоединения от прихваченной колонны;
- разрушение металлических предметов в скважине;
- образование каверн для забуривания бокового ствола;
- борьба с желобами.
Таблица 17.15 – Технические данные и характеристики УВУ (Тяжпрессмаш)
Техническая характеристика
1. Диаметр срезаемой колонны, мм
2. Наружный диаметр, мм
3. Диаметр по раскрытым резцам, мм
4. Осевая нагрузка на резцы, кН
5. Частота вращения, с-1
6. Температура рабочей среды, град.
7. Механическая скорость вырезания, м/ч
8. Перепад давления на устройстве, МПа
9. Проходка на резцы при забуривании, м
10. Подача бурового раствора, л/с
11. Число резцов
12. Присоединительная резьба
13. Длина, мм
14. Масса, кг
Вырезающее устройство
УВУ
УВУ-01
УВУ-02
168
178
219
138
190
148
212 ± 2,3
220 ± 2,3
265 ± 2,6
40
40
40
0,66-1,17
0,66-1,17
0,66-1,17
100
100
100
0,3-1,0
0,3-1,0
0,3-1,0
2-4
2-4
2-4
18
18
18
10-16
10-16
10-16
5
5
5
З-88
З-88
З-88
1916 ± 11,5
1916 ± 11,5
1916 ± 11,5
166 ± 8
172 ± 9
212 ± 11
Торпеды шашечные термостойкие (ТШТ) предназначены для ликвидации
заклиниваний долот и элементов бурильных колонн, а также для обрыва труб. Эти
торпеды фугасного действия негерметичные, заряд взрывчатого вещества
контактирует со скважинной жидкостью.
Торпеды из детонирующего шнура (ТДШ) предназначены для ликвидации
прихватов методом встряхивания и для ослабления резьбовых соединений с целью
последующего развинчивания в интервале взрыва. Заряд торпеды состоит из отрезков
детонирующего шнура, прикреплённых к тросу.
Торпеды корпусные из детонирующего шнура (ТКДШ) предназначены для
встряхивания с целью освобождения заклиненных долот и элементов бурильных колонн,
ослабления резьбовых соединений колонн труб с целью последующего развинчивания,
обрыва труб, отсоединения неосвобождающихся ловильных инструментов от
извлекаемых труб, а также для сталкивания на забой предметов, застрявших в скважине.
198
Торпеды кумулятивные осевого действия (ТКО) предназначены для разрушения
металлических предметов и твёрдых пород. Кроме этого, торпеды диаметром от 38 до
72 мм можно использовать для ликвидации заклиниваний долот и забойных
двигателей. Для примера, расход торпед на разрушение: долота – 2-3 шт., долота с
переводником – 3-5 шт., лапы с шарошкой – 1-2 шт. и роторного клина – 3-4 шт.
Максимальный эффект разрушения достигается при контакте торпеды с
разрушаемым предметом и при соответствии мощности её заряда размеру
разрушаемого металлического предмета.
Торпеды труборезы кумулятивные (ТРК) предназначены для перерезания в
скважине различных видов труб (обсадных, бурильных, НКТ).
Фрезеры, райберы
Фрезеры и райберы предназначены для разрушения металлических предметов,
находящихся (оставленных или упавших) в скважине, и для прорезания «окон» в
обсадных колоннах. Рекомендуемые зазоры (по диаметрам) между стенкой скважины
и фрезером – 3-6 мм.
Фрезеры забойные (ФЗ) предназначены для разрушения металлических предметов
и устройств, находящихся в скважине. Забойные фрезеры выпускаются трёх видов: 1 –
лёгкого вида, 2 – среднего вида, 3 – тяжёлого вида. Фрезеры лёгкого вида предназначены
для разрушения любого осадка, кусков металла отдельных труб и колонн тонкостенных
насосно-компрессорных и обсадных труб или иных приборов и устройств трубчатой
конструкции, изготовленных из обычных сталей группы прочности Д, К, Е. Торцевая
поверхность фрезера армируется твёрдым сплавом на 40%. Фрезеры среднего вида
предназначены для выполнения тех же работ, что и обычный фрезер, но при более
сложных условиях, например фрезерование бурильных труб с замками, отдельных, не
очень массивных устройств и деталей. Торцевая поверхность фрезера армируется твёрдым
сплавом на 60%. Фрезеры тяжёлого вида предназначены для разрушения элементов
бурильных колонн, долот, переводников, калибраторов, ловильных инструментов.
Торцевая поверхность фрезера армируется твёрдым сплавом на 80%. Техническая
характеристика забойных фрезеров представлена в таблице 17.16.
Фрезеры торцевые (Ф) предназначены для разрушения металлических
предметов, цементного камня и зацементированных металлических предметов по
всему сечению скважины. Изготавливаются с различными вариантами исполнения
режуще-истирающей напайки (табл. 17.17):
- тип 1Ф – плоская;
- тип 3Ф – плоская с направляющей воронкой;
- тип 6Ф – зубчатая;
- тип 8Ф – вогнутая;
- тип 9Ф – плоская с направляющей воронкой, выполненной в форме
кольцевого фрезера.
Фрезеры кольцевые (ФК) предназначены для разрушения металлических
предметов, цементного камня и зацементированных металлических предметов в
кольцевом пространстве между стенкой скважины или обсадной колонной и элементами
лифтовой или бурильной колонн. Фрезер состоит из трубчатого корпуса, изготовленного
из высокопрочной легированной стали и режуще-истирающей напайки, состоящей из
частиц дроблёного карбида вольфрама, внедрённых в матрицу из никельсодержащей
латуни. Фрезеры кольцевые изготавливаются с различными вариантами исполнения:
- по форме верхней части корпуса (11Ф – с фаской под сварку; 12Ф – с
присоединительной резьбой; 13Ф – с проточкой для нарезания резьбы);
199
- по форме поверхности нижнего торца режуще-истирающей напайки (1 –
плоская; 2 – волнистая; 3 – коническая; 4 – зубчатая);
- по форме боковых поверхностей режуще-истирающей напайки (А –
заподлицо с корпусом (резание производится только по торцу); Б – выступающая
наружу (резание производится по торцу и наружному диаметру); В – выступающая
внутрь (резание производится по торцу и внутреннему диаметру); Г – выступающая
наружу и внутрь (резание производится по торцу, наружному и внутреннему
диаметру);
- по форме наружной и внутренней поверхности средней части корпуса («» гладкие; К – с продольными канавками на наружной и винтовыми канавками по
внутренней поверхности).
Техническая характеристика кольцевых фрезеров представлена в таблице 17.18.
Таблица 17.16 – Техническая характеристика забойных фрезеров типа ФЗ
Диаметр
Диаметр
ОбознаНаружный Присоеди- ОбознаНаружный Присоедиколонны
колонны
чение
диаметр, нительная
чение
диаметр, нительная
обсадных
обсадных
фрезера
мм
резьба
фрезера
мм
резьба
труб, мм
труб, мм
85
299
250
114
90
270
З-66
324
114, 127
95
275
З-152
100
324, 340
290
3 ФЗ
127
105
340
308
110
351
320
140
113
З-76
406
375
З-177
146
118
426
390
146, 168
122
114
90
124
95
З-66
127
127
105
168
130
113
135
140
115
2 ФЗ
168
140
118
З-76
3 ФЗ
168, 178
144
146
122
З-88
150
146, 168
128
178
155
135
168
З-88
178, 194
160
140
165
110
194
140
З-66
170
113
115
180
219
140, 146
185
118
З-76
190
146
120
1 ФЗ
219, 245
195
З-117
146, 168
122
245
200
125
210
128
168
З-88
245, 73
220
135
273
240
З-152
245
200
З-117
Примечание: 2 ФЗ-140 – фрезер среднего вида диаметром 140 мм с правой
присоединительной резьбой; 3 ФЗ-118 – фрезер тяжёлого вида диаметром
118 мм с правой присоединительной резьбой; 1 ФЗ-146Л – фрезер лёгкого
вида диаметром 146 мм с левой присоединительной резьбой.
200
Таблица 17.17 – Техническая характеристика торцевых фрезеров типа Ф
Наружный
диаметр, мм
111,1
114,3
117,5
120,7
123,8
127,0
130,2
133,4
136,5
139,7
142,9
146,1
149,2
152,4
155,6
158,8
161,9
165,1
168,3
171,5
174,6
177,8
181,0
184,2
187,3
190,5
193,7
196,9
200,0
203,2
206,4
209,6
212,7
215,9
219,1
222,2
225,4
228,6
231,8
235,0
238,1
241,3
244,5
247,7
250,8
254,0
257,2
260,4
263,5
266,7
269,9
Резьба
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
З-147
1Ф
1Ф-111
1Ф-114
1Ф-117
1Ф-121
1Ф-124
1Ф-127
1Ф-130
1Ф-133
1Ф-136
1Ф-140
1Ф-143
1Ф-146
1Ф-149
1Ф-152
1Ф-156
1Ф-159
1Ф-162
1Ф-165
1Ф-168
1Ф-171
1Ф-175
1Ф-178
1Ф-181
1Ф-184
1Ф-187
1Ф-191
1Ф-194
1Ф-197
1Ф-200
1Ф-203
1Ф-206
1Ф-210
1Ф-213
1Ф-216
1Ф-219
1Ф-222
1Ф-225
1Ф-229
1Ф-232
1Ф-235
1Ф-238
1Ф-241
1Ф-245
1Ф-248
1Ф-251
1Ф-254
1Ф-257
1Ф-260
1Ф-264
1Ф-267
1Ф-270
Шифры торцевых фрезеров
3Ф
6Ф
8Ф
3Ф-111
6Ф-111
8Ф-111
3Ф-114
6Ф-114
8Ф-114
3Ф-117
6Ф-117
8Ф-117
3Ф-121
6Ф-121
8Ф-121
3Ф-124
6Ф-124
8Ф-124
3Ф-127
6Ф-127
8Ф-127
3Ф-130
6Ф-130
8Ф-130
3Ф-133
6Ф-133
8Ф-133
3Ф-136
6Ф-136
8Ф-136
3Ф-140
6Ф-140
8Ф-140
3Ф-143
6Ф-143
8Ф-143
3Ф-146
6Ф-146
8Ф-146
3Ф-149
6Ф-149
8Ф-149
3Ф-152
6Ф-152
8Ф-152
3Ф-156
6Ф-156
8Ф-156
3Ф-159
6Ф-159
8Ф-159
3Ф-162
6Ф-162
8Ф-162
3Ф-165
6Ф-165
8Ф-165
3Ф-168
6Ф-168
8Ф-168
3Ф-171
6Ф-171
8Ф-171
3Ф-175
6Ф-175
8Ф-175
3Ф-178
6Ф-178
8Ф-178
3Ф-181
6Ф-181
8Ф-181
3Ф-184
6Ф-184
8Ф-184
3Ф-187
6Ф-187
8Ф-187
3Ф-191
6Ф-191
8Ф-191
3Ф-194
6Ф-194
8Ф-194
3Ф-197
6Ф-197
8Ф-197
3Ф-200
6Ф-200
8Ф-200
3Ф-203
6Ф-203
8Ф-203
3Ф-206
6Ф-206
8Ф-206
3Ф-210
6Ф-210
8Ф-210
3Ф-213
6Ф-213
8Ф-213
3Ф-216
6Ф-216
8Ф-216
3Ф-219
6Ф-219
8Ф-219
3Ф-222
6Ф-222
8Ф-222
3Ф-225
6Ф-225
8Ф-225
3Ф-229
6Ф-229
8Ф-229
3Ф-232
6Ф-232
8Ф-232
3Ф-235
6Ф-235
8Ф-235
3Ф-238
6Ф-238
8Ф-238
3Ф-241
6Ф-241
8Ф-241
3Ф-245
6Ф-245
8Ф-245
3Ф-248
6Ф-248
8Ф-248
3Ф-251
6Ф-251
8Ф-251
3Ф-254
6Ф-254
8Ф-254
3Ф-257
6Ф-257
8Ф-257
3Ф-260
6Ф-260
8Ф-260
3Ф-264
6Ф-264
8Ф-264
3Ф-267
6Ф-267
8Ф-267
3Ф-270
6Ф-270
8Ф-270
201
9Ф
9Ф-111
9Ф-114
9Ф-117
9Ф-121
9Ф-124
9Ф-127
9Ф-130
9Ф-133
9Ф-136
9Ф-140
9Ф-143
9Ф-146
9Ф-149
9Ф-152
9Ф-156
9Ф-159
9Ф-162
9Ф-165
9Ф-168
9Ф-171
9Ф-175
9Ф-178
9Ф-181
9Ф-184
9Ф-187
9Ф-191
9Ф-194
9Ф-197
9Ф-200
9Ф-203
9Ф-206
9Ф-210
9Ф-213
9Ф-216
9Ф-219
9Ф-222
9Ф-225
9Ф-229
9Ф-232
9Ф-235
9Ф-238
9Ф-241
9Ф-245
9Ф-248
9Ф-251
9Ф-254
9Ф-257
9Ф-260
9Ф-264
9Ф-267
9Ф-270
Таблица 17.18 – Техническая характеристика кольцевых фрезеров типа ФК
Диаметры ФК,
мм
наружн. внутр.
90
90
109
115
118
120
125
130
140
144
157
165
217
Наружный
диаметр
обурочных
труб, мм
Присоединительная
резьба
ГОСТ 633-80
89
86
102
102
102
114
120
127
127
140
146
152
194
73
73
89
89
102
102
114
114
127
127
140
146
194
61
64
78
78
89
89
100
102
105
118
124
137
174
Диаметр
Диаметр и толщина
открытого
стенки обсадных труб, мм
ствола
В которые рекомендуется спускать ФК с
обеспечением мимального зазора 3-6 мм
93,0
114; все
93,0
114; все
112,0
127; 7,5 и менее
120,6
140; все
132,0
140; 7,7 и менее
132,0
140; 7,7 и менее
132,0
146; 9,5 и менее
139,7
146; 7 и менее
142,9; 149,0
168; все
149,2
168; 10,6 и менее
165,1
178; 9,2 и менее
171,4
194; 12,7 и менее
222,3
245; 12 и менее
Фрезеры колонные конусные (ФКК) применяют для фрезерования
повреждённых участков обсадных колонн (табл. 17.19). Фрезеры изготавливаются с
различными углами при вершине:
- 1 ФКК – 15°;
- 2 ФКК – 30°;
- 3 ФКК – 60°.
Таблица 17.19 – Размерный ряд фрезеров колонных конусных типа ФКК
Наружный
диаметр
ФКК, мм
85
91
94
96
102
105
109
115
118
121
124
127
Присоединительная
резьба
З-66
З-76
Диаметр и толщина
труб, для работы в
которых предназначен
ФКК, мм
102 х 6,5
114; все НТ и обсадные
114 х 8,6 и менее
114 х 7,4 и менее
127; все
127 х 9,2 и менее
127 х 7,5 и менее
140; все
140 х 9,2 и менее
140 х 7,7 и менее
146 х 9,5 и менее
146 х 7,7 и менее
Наружный
диаметр
ФКК, мм
141
145
149
154
160
165
171
209
213
217
221
Присоединительная
резьба
З-88
З-117
Диаметр и толщина
труб, для работы в
которых предназначен ФКК, мм
168; все
168 х 8,9 и менее
178 х 12,7 и менее
178 х 10,4 и менее
194; все
194 х 12,7 и менее
194 х 9,5 и менее
245; все
245 х 13,8 и менее
245 х 12 и менее
245 х 10 и менее
Фрезеры конусные (Ф) предназначены для снятия неровностей с внутренней
поверхности колонн, очистки «окна» в обсадной колонне, образования фаски по
внутреннему диаметру труб, проработки и расфрезеровывания смятых и эллипсных
труб. Фрезеры конусные, в отличие от торцевых, имеют нижний торец, выполненный
в форме конуса. Режуще-истирающие элементы напаяны на коническую поверхность
202
в виде полос, сходящихся у вершины. Циркуляция жидкости осуществляется через
наклонные отверстия в средней части конуса и боковые каналы корпуса. Фрезеры
конусные изготавливаются в двух исполнениях (табл. 17.20):
- тип 5Ф – угол 30°;
- тип 10Ф – угол 60°.
Таблица 17.20 – Размерный ряд фрезеров конусных типа Ф
Диаметр
фрезера,
мм
111,1
114,3
117,5
120,7
123,8
127,0
130,2
133,4
136,5
139,7
142,9
146,1
149,2
152,4
155,6
158,8
161,9
165,1
168,3
171,5
174,6
177,8
181,0
184,2
187,3
190,5
Шифры фрезеров конусных
Резьба
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-88
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
З-121
5Ф
10Ф
5Ф-111
5Ф-114
5Ф-117
5Ф-121
5Ф-124
5Ф-127
5Ф-130
5Ф-133
5Ф-136
5Ф-140
5Ф-143
5Ф-146
5Ф-149
5Ф-152
5Ф-156
5Ф-159
5Ф-162
5Ф-165
5Ф-168
5Ф-171
5Ф-175
5Ф-178
5Ф-181
5Ф-184
5Ф-187
5Ф-191
10Ф-111
10Ф-114
10Ф-117
10Ф-121
10Ф-124
10Ф-127
10Ф-130
10Ф-133
10Ф-136
10Ф-140
10Ф-143
10Ф-146
10Ф-149
10Ф-152
10Ф-156
10Ф-159
10Ф-162
10Ф-165
10Ф-168
10Ф-171
10Ф-175
10Ф-178
10Ф-181
10Ф-184
10Ф-187
10Ф-191
Диаметр
фрезера, Резьба
мм
193,7
З-121
196,9
З-121
200,0
З-121
203,2
З-121
206,4
З-121
209,6
З-121
212,7
З-147
215,9
З-147
219,1
З-147
222,2
З-147
225,4
З-147
228,6
З-147
231,8
З-147
235,0
З-147
238,1
З-147
241,3
З-147
244,5
З-147
247,7
З-147
250,8
З-147
254,0
З-147
257,2
З-147
260,4
З-147
263,5
З-147
266,7
З-147
269,9
З-147
Шифры фрезеров конусных
5Ф
10Ф
5Ф-194
5Ф-197
5Ф-200
5Ф-203
5Ф-206
5Ф-210
5Ф-213
5Ф-216
5Ф-219
5Ф-222
5Ф-225
5Ф-229
5Ф-232
5Ф-235
5Ф-238
5Ф-241
5Ф-245
5Ф-248
5Ф-251
5Ф-254
5Ф-257
5Ф-260
5Ф-264
5Ф-267
5Ф-270
10Ф-194
10Ф-197
10Ф-200
10Ф-203
10Ф-206
10Ф-210
10Ф-213
10Ф-216
10Ф-219
10Ф-222
10Ф-225
10Ф-229
10Ф-232
10Ф-235
10Ф-238
10Ф-241
10Ф-245
10Ф-248
10Ф-251
10Ф-254
10Ф-257
10Ф-260
10Ф-264
10Ф-267
10Ф-270
Фрезеры пилотные (2ФП) предназначены для фрезерования в различных
скважинах прихваченных труб, пакеров, муфт и т. п. (табл. 17.21).
Таблица 17.21 – Технические характеристики фрезеров пилотных типа 2ФП
Параметр фрезера
Диаметр обсадных труб, мм
Диаметр фрезера, мм
Диаметр пилота, мм
Длина пилота, мм
88/38
114
88
38
190
Типоразмер фрезера пилотного типа 2ФП
118/47
125/52
135/57
140/57
140; 146
146
168
178
118
125
135
140
47
52
57
57
230
250
230
230
210/110
245
210
110
340
Примечание: 2ФП 118/47 – фрезер пилотный с наружным диаметром 118 мм и диаметром
пилота 47 мм с правой резьбой; 2ФП 88/38 – фрезер пилотный с наружным
диаметром 88 мм и диаметром пилота 38 мм с левой резьбой.
Райбер колонный (РК) предназначен для фрезерования повреждённых мест
(смятий, сломов) эксплуатационных колонн (табл. 17.22).
203
Таблица 17.22 – Технические характеристики райберов колонных типа РК
Типоразмер
РК-90
РК-95
РК-100
РК-105
РК-118
РК-120
РК-122
РК-124
РК-126
РК-130
РК-136
РК-140
Резьба
Высота, мм
З-66
З-66
З-66
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-76
З-88
З-88
З-88
282
282
282
307
332
332
332
332
332
332
332
332
Диаметр промывочных
отверстий, мм
12
12
12
12
12
12
12
12
12
14
14
15
Количество промывочных
отверстий, шт.
4
4
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Райбер-фрезер прорессивного резания (РПМ) предназначен для прорезания
«окна» в обсадной колонне. Этот райбер-фрезер сконструирован для замены
специальных фрезеров, которые для одного диаметра обсадной колонны имеют три
типоразмера. Технические характеристики райбер-фрезеров типа РПМ представлены
в таблице 17.23.
Таблица 17.23 – Технические характеристики райбер-фрезеров типа РПМ
Шифр
РПМ-146
РПМ-168
РПМ-219
РПМ-273
Габаритные размеры, мм
диаметр
длина
121
486
143
542
193
626
246
726
Присоединительная
резьба
З-76
З-88
З-117
З-117
Масса, кг
25,2
38,5
79,3
152,3
Фрезеры магнитные забойные (ФМ и ФМЗ) предназначены одновременно для
разрушения металлических предметов, находящихся в скважине, и извлечения их на
поверхность (табл. 17.24). Преимуществом магнитных фрезеров является то, что они
обеспечивают предварительное офрезерование ловимых предметов. Кроме этого,
фрезер типа ФМ имеет относительно простую и надёжную конструкцию.
Недостатком этих фрезеров является их невысокая грузоподъёмность магнитной
системы.
Пауки механические (ПМ) и гидромеханические (ПГ) предназначены для
извлечения из скважины небольших металлических предметов: лап, шарошек,
челюстей ключей, сухарей, кувалд и др. Механический паук можно изготовить на
буровой из обсадной трубы длиной 3-5 м. В нижней части трубы нарезают зубья
высотой 30-50 мм. Для предупреждения преждевременного загиба зубья делают
бочкообразными. Диаметр паука должен быть на 30-50 мм меньше диаметра
скважины. После спуска паука в скважину на него создают нагрузку, в результате
чего зубья паука сходятся по образующей конуса и металлические предметы,
находящиеся на забое, вместе с частью породы заходят внутрь и остаются в пауке.
Технические характеристики пауков заводского изготовления представлены в
таблице 17.25.
204
Таблица 17.24 – Технические характеристики фрезеров магнитных забойных
типов ФМ и ФМЗ
Типоразмер
ФМ-88
ФМ-103
ФМ-118
ФМ-135
ФМ-150
ФМЗ-88
ФМЗ-103
ФМЗ-118
ФМЗ-135
ФМЗ-150
Грузоподъёмность, кг
70
80
100
120
240
70
80
100
120
240
Резьба
Диаметр, мм
Длина, мм
Масса, кг
З-66
З-76
З-76
З-88
З-88
З-66
З-76
З-76
З-88
З-121
88
103
118
135
150
88
103
118
135
150
380
400
400
400
420
480
520
580
580
600
17
23
24
38
45
19
25
26
45
50
Таблица 17.25 – Технические характеристики пауков механических (ПМ) и
гидромеханических (ПГ)
Основные параметры
Наружный диаметр по корпусу, мм
Наружный диаметр по фрезерующей воронке, мм
Внутренний диаметр фрезерующей воронки, мм
Длина, мм
Присоединительная резьба
ПГ-119
114,5
119,5
75,5
1 176
З-76
ПГ-136
130,5
136,5
90
1 200
З-88
ПМ-119
114,5
119,5
75,5
1 176
З-76
ПМ-136
130,5
136,5
90
1 200
З-88
Удочки, ерши и вилки предназначены для ловли и извлечения из скважины тартальных канатов и каротажных кабелей. Они имеют различные конструкции и изготавливаются из различных материалов. Например, на буровой можно на
металлический стержень или универсальный метчик наварить крючки в шахматном
порядке.
Печати предназначены для установления места и характера смятия, слома или
продольного разрыва обсадных колонн; определения местоположения и состояния
труб, оборудования, различных приспособлений, а также посторонних предметов в
стволе скважины; выявления в скважине песчаных и цементных пробок, а также различных отложений на стенках обсадных колонн. Печать спускают в скважину на трубах до верхней границы аварийного инструмента и создают на неё нагрузку. На
оболочке печати получается отпечаток, по которому судят о характере смятия колонны или оставленного в скважине постороннего предмета. На сегодняшний день разработан целый ряд конструкций печатей, отличающихся в основном формой и
оболочкой печати (плоские, скважинные, трубные, конусные, универсальные, гидравлические, битумные и др.).
205
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. ГОСТ 13862-90. Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции // Справочно-правовая
система «КонсультантПлюс».
2. А. с. 1321158 СССР, МКИ 3Е 21 1/12, Е 02 Д 3/15. Устройство для аккумуляции холода / В. Ф. Буслаев [и др.] (СССР). – №3837458, заявл. 07.12.84.
3. А. с. 1385701 СССР. Теплоизолированная колонна / В. Ф. Буслаев,
В. С. Здоров, Л. С. Спицина, В. З. Канаев; заявл. 09.06.86.
4. А. с. 541968 СССР, МКИ Е21 В21/04. Способы удаления сероводорода из
водных буровых растворов / С. З. Зарипов, М. Ж. Дюсуше, В. М. Нижутина [и др.]
(СССР) // Бюл. Открытия. Изобретения. – 1977. – №1. – 83 с.
5. А. с. 1247387 СССР, МКИ С09 К7/02. Способ обработки буровых растворов
на водной основе / Д. А. Галян, Н. М. Комарова, В. И. Мыссива [и др.] (СССР) // Бюл.
Открытия. Изобретения. – 1986. – №16. –18 c.
6. А. с. 914611 СССР, МКИ С09 К7/00. Способы обработки бурового раствора
для нейтрализации Н2S / А. И. Булатов, А. П. Крезуб, В. А. Мосин [и др.] (СССР) //
Бюл. Открытия. Изобретения. – 1982. – №11. – 63 c.
7. А. с. 976739 СССР, МКИ Е21 В 17/00, Е21 В 36/00. Теплоизолированная
колонна / Г. С. Чупров [и др.]. – №3255759/03; заявл. 04.03.81.
8. Аветисян, Н. Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах / Н. Г. Аветисян // Обзорная информ. Сер. Бурение. – М. :
ВНИИОЭНГ, 1983. – 30 с.
9. Ангелопуло, О. К. Буровые растворы для осложнённых условий /
О. К. Ангелопуло, В. М. Подгорнов, В. Э. Аваков. – М. : Недра, 1988. – 135 с.
10. Ахмадеев, Р. Г. Информационный отчёт по этапу «Разработка рецептуры и
исследование свойств бурового раствора для бурения в условиях сероводородной
агрессии на Кочмесском месторождении» темы №8219 «Разработка и совершенствование техники и технологии бурения и крепления глубоких нефтяных и газовых
скважин в сложных геологических условиях с наличием кислых газов в пластовых
условиях» / Р. Г. Ахмадеев, В. А. Кузнецов. – Ухта : УИИ, 1983. – 120 с.
11. Басарыгин, Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых
скважин : учеб. для вузов / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – М. :
ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 679 с.
12. Блохин, О. А. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация
открытых газовых фонтанов / О. А. Блохин, К. В. Иогансен, Д. В. Рымчук. – М. :
Недра, 1991. – 142 с.
13. Бондарев, Э. А. Температурный режим нефтяных и газовых скважин /
Э. А. Бондарев, Б. А. Красовицкий. – Новосибирск : Наука, 1974. – 88 с.
14. Булатов, А. И. Заканчивание скважин в условиях проявления сероводорода /
А. И. Булатов, А. П. Крезуб. – М. : ВНИИОЭНГ, 1986. – 59 с.
15. Булатов, А. И. Справочник инженера по бурению. В 2-х т. Т. 2 /
А. И. Булатов, А. Г. Аветисов. – М. : Недра, 1985. – 190 с.
16. Булатов, А. И. Влияние желобообразных выработок на качество цементирования скважин / А. И. Булатов, Е. П. Фролов, Г. А. Еремин // Бурение. – 1968. – №2. – 52 с.
17. Бурение наклонных и горизонтальных скважин : справочник / А. Г. Калинин
[и др.]. – М. : Недра, 1997. – 618 с.
206
18. Буслаев, В. Ф. Предупреждение аварий и осложнений при строительстве
скважин в многолетнемёрзлых породах : учеб. пособие / В. Ф. Буслаев, И. Ю. Быков. –
Ухта : УИИ, 1995. – 88 с.
19. Буслаев, В. Ф. Строительство скважин на Севере / В. Ф. Буслаев [и др.]. –
Ухта : УГТУ, 2000. – 287 с.
20. Быков, И. Ю. Разработка способов и технических средств строительства
скважин в условиях многолетней мерзлоты на северо-востоке Европейской части
России : автореф. дисс. на соиск. уч. ст. докт. техн. наук / Быков И. Ю. – Уфа :
УГНТУ, 1996. – 24 с.
21. Быков, И. Ю. Техника экологической защиты Крайнего Севера при строительстве скважин / И. Ю. Быков. – Л., 1991. – 240 с.
22. Войтенко, В. С. Управление горным давлением при бурении скважин /
В. С. Войтенко. – М. : Недра, 1985. – 181 с.
23. Высокопрочные обсадные и насосно-компрессорные трубы для использования в условиях интенсивной коррозии : экспресс-информ. // Бурение. – М. :
ВНИИОЭНГ, 1981. – Вып. 3. – С. 10-15.
24. Ганджумян, Р. А. Практические расчёты в разведочном бурении /
Р. А. Ганджумян. – М. : Недра, 1986. – 253 с.
25. Гладких, В. Т. Повышение защитных свойств полимерного композиционного покрытия путём его модификации ингибитором сероводородной коррозии : автореф. дис. канд. техн. наук / В. Т. Гладких. – М., 1982. – 24 с.
26. Гоинс, У. К. Предотвращение выбросов / У. К. Гоинс, Р. Шеффилд ; пер. с
англ. – М. : Недра, 1987. – 288 с.
27. Городнов, В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в
бурении / В. Д. Городнов. – М. : Недра, 1984. – 229 с.
28. Грей, Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) : пер. с англ. / Дж. Р. Грей, Г. С. Дарли. – М. : Недра, 1985. – 509 с.
29. Гульянц, М. Г. Противыбросовое оборудование скважин, стойкое к сероводороду : справ. пособие / М. Г. Гульянц. – М. : Недра, 1991. – 348 с.
30. Джангиров, С. С. Вскрытие продуктивного пласта при использовании аэрированной жидкости с добавкой ПАВ / С. С. Джангиров // Бурение, 1963. – №2. – 52 с.
31. Дорофеев, А. Г. Композиционные покрытия для защиты сооружений и оборудования нефтегазовой промышленности / А. Г. Дорофеев. Д. И. Королев,
Г. С. Оруджаева. – М. : ВНИИОЭНГ, 1983. – 54 с.
32. Дубенко, В. Е. Технология бурения и устройство для упрочнения и кольматации стенок скважины / В. Е. Дубенко // Тезисы докладов конференции «Проблемы
развития газодобывающей и газотранспортной систем отрасли и их роль в энергетике
Северо-Западного региона России». – Ухта : 1995. – С. 30-31.
33. Бустрем, Е. Паронагнетательное оборудование и его испытания в СССР :
доклад на выставке «Нефтегаз-84» / Е. Бустрем. – М., 1984. – 228 с.
34. Заявка 4082136/33 (076245). Устройство для охлаждения приустьевой части
скважины в зоне многолетнемёрзлых пород / В. В. Соловьёв, В. Ф. Буслаев,
Н. С. Гаджиев [и др.]. – заявл. 19.05.86.
35. Злотников, Г. П. Разработка методов предупреждения прихватов и поломок бурильных труб на участках искривления ствола глубоких скважин : автореф. дисс. на соиск.
уч. ст. канд. техн. наук: 104.200.803647 / Злотников Г.В. – Ухта : УГТУ, 2007. – 24 с.
36. Иогансен, К. В. Спутник буровика : справочник / К. В. Иогансен. – М. :
Недра, 1990. – 303 с.
207
37. Исследование коррозионной стойкости плазменных покрытий из сплава
ПГ-СР-2 в нефтепромысловых средах / Л. И. Валовская [и др.] // РИТС. Коррозия и
защита в нефтегазовой промышленности. – М. : ВНИИОЭНГ, 1982. – Вып. 12. – С. 9.
38. Калинин, А. Г. Бурение наклонных скважин / А. Г. Калинин, Н. А. Григорян,
Б. З. Султанов. – М. : Недра, 1990. – 349 с.
39. Каменских, С. В. Моделирование отработки долот на Восточно-Возейюской
и Восточно-Усинской площадях / С. В. Каменских // Тезисы докладов межрегион.
науч. молодёжн. конф. – Ухта : УГТУ. – 2000. – 296 с.
40. Каменских, С. В. Модель оптимизации режимов бурения шарошечными долотами / С. В. Каменских, Ю. Л. Логачев, П. Ф. Осипов // Проблемы освоения природных ресурсов Европейского Севера : сб. науч. тр. – Ухта : УИИ, 1997. – Вып. 3. –
462 с.
41. Каменских, С. В. Опыт моделирования бурения гидромониторными шарошечными долотами / С. В. Каменских, Ю. Л. Логачев, П. Ф. Осипов. – Ухта, 1998. –
84 с.: ил. – Деп. в ВИНИТИ 20.03.98, №832-В98.
42. Каменских, С. В. Развитие методики оптимизации режимов бурения скважин трёхшарошечными долотами : автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук /
Каменских С. В. – Ухта : УИИ, 1998. – 23 с.
43. Каменских, С. В. Совершенствование режимов бурения на площадях Восточная Возейю и Кыртаель с использованием методов математического моделирования / С. В. Каменских, Ю. Л. Логачев, П. Ф. Осипов // Строительство нефтяных и
газовых скважин на суше и море. – М. : ВНИИОЭНГ, 1994. – №11-12. – С. 6-8.
44. Коррозионностойкие материалы для нефтегазодобывающей промышленности : экспресс-информ. // Коррозия и защита металлов. – М. : ВНИИОЭНГ, 1981. –
Вып. 31. – С. 24-29.
45. Крезуб, А. П. О возможности нейтрализации сероводорода сидеритом при
бурении скважин / А. П. Крезуб // Техника и технология промывки и крепления скважин : сб. статей. – Краснодар, 1982. – С. 44-49.
46. Крылов, В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах /
В. И. Крылов. – М. : Недра, 1980. – 304 с.
47. Ксильман, Г. С. Борьба с коррозией сооружений и оборудования нефтегазовой промышленности (состояние проблемы в странах СЭВ) / Г. С. Ксильман,
А. А. Епифанов, Е. А. Никитенко. – М. : ВНИИОЭНГ, 1983. – 79 с.
48. Кудряшов, Б. Б. Бурение скважин в мёрзлых породах / Б. Б. Кудряшов,
А. М. Яковлев. – М. : Недра, 1983. – 285 с.
49. Лачинян, Л. А. Работа бурильной колонны / Л. А. Лачинян. – 2-е изд., перераб. и доп. – М. : Недра, 1992. – 212 с.
50. Логанов, Ю. Д. Открытые фонтаны и борьба с ними : справочник /
Ю. Д. Логанов, В. В. Соболевский, В. М. Симонов. – М. : Недра, 1991. – 189 с.
51. Лубинский, А. Максимально допустимое приращение кривизны при перегибах ствола скважины в роторном бурении / А. Лубинский. – М. : ГОСИНТИ, 1962. –
172 с.
52. Межлумов, А. О. Осложнения и аварии при бурении скважин с использованием газообразных агентов / А. О. Межлумов, Н. С. Макурин. – М. : Недра, 1970. –
192 с.
53. Метод нанесения покрытия из никелевого сплава 625 на оборудование глубоких нефтяных и газовых скважин // Нефтепромысловое строительство, коррозия и
защита окружающей среды: экспресс-информ. – М. : ВНИИОЭНГ, 1987. – Вып.10.
208
54. Миленький, А. М. Развитие исследований и технико-технологических
решений по предупреждению образования желобных выработок в стволах направленных скважин (на примере месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной
провинции) : автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук / Миленький А. М. –
Ухта : УГТУ, 2001. – 23 с.
55. Миндгян, А. К. Ингибиторная защита металлов от коррозии /
А. К. Миндгян // Физико-химическая механика материалов. – 1985. – №1. – С. 84-89.
56. Михарев, В. В. Строительство кустовых направленных скважин /
В. В. Михарев [и др.]. – Ухта : Региональный дом печати, 2004. – 230 с.
57. Опробование и внедрение технических средств геолого-технического контроля и разработка методических основ оперативного управления процессом бурения : отчёт о НИР / Коминефтегеофизика; Муравьёв П. П., Бахметьев П. С.,
Пупынин В. С. – Ухта, 1998. – 234 с.
58. Полозков, А. В. Техника и технология строительства скважин в многолетнемёрзлых породах : обзорн. информ. / А. В. Полозков, А. М. Ясашин, Ю. Б. Баду. –
М. : ВНИИОЭНГ, 1989. – 55 с.
59. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М. : Госгортехнадзор, 2013. – 131 с.
60. Пустовойтенко, И. П. Предупреждение и методы ликвидации аварий и осложнений в бурении : учеб. пособие для профтехобразования / И. П. Пустовойтенко. – М. :
Недра, 1987. – 237 с.
61. Разработка поглотителей Н2S, используемых при бурении скважин на нефть и
газ / А. А. Русаев [и др.] // Труды ВНИГНИ. – М., 1982. – Вып. 238. – С. 44-54.
62. Разработка технологических регламентов технических средств для их реализации при строительстве скважин в зоне многолетней мерзлоты : отчёт о НИР (заключит.) : рег. №11/80 / ПечорНИПИнефть; рук. : И. Ю. Быков, Б. Л. Сапгир. – Ухта,
1983. – 116 с. – №ГР 80036425. – Инв. №02830000944.
63. Саакисян, Л. С. Защита нефтегазопромыслового оборудования от разрушения,
вызываемого сероводородом / Л. С. Саакиян, И. А. Соболева. – М. : ВНИИОЭНГ, 1981. –
72 с.
64. Саакисян, Л. С. Металлические покрытия для защиты от коррозии промыслового оборудования в условиях наводораживания / Л. С. Саакиян, И. Л. Соболева,
А. Д. Тихомиров. – М. : ВНИИОЭНГ, 1982. – Вып. 12. – С. 9.
65. Самотой, А. К. Прихваты колонн при бурении скважин / А. К. Самотой. –
М. : Недра, 1984. – 205 с.
66. Спивак, А. И. Разрушение горных пород при бурении скважин /
А. И. Спивак, А. Н. Попов. – М. : Недра, 1986. – 207 с.
67. Степанов, Н. В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин / Н. В. Степанов. – М. : Недра, 1989. – 255 с.
68. Танкибаев, М. А.
Желобообразование
при
бурении
скважин
/
М. А. Танкибаев. – Алма-Ата : Казахстан, 1974. – 256 с.
69. Фертль, У. Х. Аномальные пластовые давления / У. Х. Фертль. – М. : Недра,
1980. – 398 с.
70. Чичинадзе, А. В. Материалы в триботехнике нестационарных процессов /
А. В. Чичинадзе, Р. Н. Матвеевский, Э. Д. Браун. – М. : Наука, 1968. – 248 с.
71. Шевцов, В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении
глубоких скважин / В. Д. Шевцов. – М. : Недра, 1988. – 200 с.
209
72. Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти. – М. : Недра, 1983. –
323 с.
73. Юдин, В. М. Методология разведки и разработки месторождений сложнопостроенных залежей углеводородов : монография / В. М. Юдин. – Ухта : Региональный Дом Печати, 2000. – 142 с.
74. Ясов, В. Г. Осложнения в бурении / В. Г. Ясов, М. А. Мыслюк. – М. :
Недра, 1991. – 334 с.
75. Blowout preventers. Catalog 802. HydrilCompany. – Los Angeles, California,
1980. – 80 р.
210
Приложение 1
к распоряжению № _______ от ______ 20__ г.
Наименование организации
Дата составления
акта об аварии __________
АКТ
об аварии в бурении
(освоении, КРС, ПРС)
«УТВЕРЖДАЮ»
зам. генерального
директора по бурению
____________________
«____»__________20__ г.
1. Акт составлен комиссией в составе (ФИО, должность):
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
2. Дата аварии
________________год________________месяц__________число_______час______мин
3. Номер куста________скважины___________месторождение (площадь)_________________
4. Забой скважины: фактический_____________ м
проектный_______________ м
5. Исполнители работ:
Стаж
Число
№
Должность
Стаж в
работы
аварий
ПримеФамилия, имя, отчество
п/п
бурении
в данной
числящихся
чание
должности
за ним
7. Последняя спущенная колонна обсадных труб (диаметр, глубина башмака, зацементирована или нет и т. п.)
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
8. Характер породы на забое
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
9. Кривизна ствола скважины с указанием интервала
________________________________________________________________________________
10. Конструкция скважины проектная _______________________________________________
фактическая _______________________________________________
11. Диаметр скважины ниже башмака, глубина перехода_______________________________
12. Типоразмер долота____________________________________________________________
13. Сведения о колонне бурильных труб (НКТ) (диаметр, марка, кол-во метров и т. д.)
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
14. Буровая установка (тип, состояние) ______________________________________________
15. Количество работающих насосов (тип, фактическая производительность)
________________________________________________________________________________
16. Характеристика бурового раствора
а) вязкость ______________________ с; б) удельный вес ________________________г/см3
211
в) процентное содержание песка _____________%; г) газированность (есть, нет) __________
д) водоотдача _________________см3/30 мин.; е) рН __________________________________
г) СНС _________________________________________________________________________.
17. Циркуляция (нормальная, поглощение) ___________________________________________
18. Во время каких работ произошла авария __________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
19. Компоновка низа бурильной колонны (НКТ) ______________________________________
________________________________________________________________________________
20. Режим бурения:
нагрузка на долото___ тн; частота вращения ______ об./мин.; давление на стояке ___кгс/см3.
21. Подробное описание аварии с приложением эскиза обрыва и т. п. ____________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
22. Что осталось в скважине и глубина обрыва ________________________________________
________________________________________________________________________________
23. Причина аварии ______________________________________________________________
________________________________________________________________________________
24. Конкретные виновники аварии (фамилия, должность, допускались ли аварии ранее)
________________________________________________________________________________
25. Принятые меры по ликвидации аварии ___________________________________________
________________________________________________________________________________
26. Дата ликвидации аварии________________________________________________________
27. Мероприятия по предупреждению подобных аварий _______________________________
________________________________________________________________________________
Председатель комиссии:
Члены комиссии:
Заключение главного инженера ____________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
212
Приложение 1
к распоряжению № ______ от _______20__ г.
Наименование предприятия
Дата составления
акта___________
АКТ
«УТВЕРЖДАЮ»
о ликвидации аварии в бурении
зам. генерального
(освоении, КРС, ПРС)
директора по бурению
_____________________
«___»___________20___г.
Номер куста_________скважина_________месторождение (площадь)_____________________
Дата аварии_____________________________________________________________________
(число, месяц, год)
Начало работ по ликвидации аварии ________________________________________________
(число, месяц, год)
Дата окончания работ по ликвидации аварий_________________________________________
(число, месяц, год)
Подробное описание работ по ликвидации аварии: ____________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Потери от аварии (с начала аварии и до её ликвидации), ч _____________________________
В том числе времени, затраченного на работы по ликвидации аварии, ч___________________
Затраты средств, руб. _____________________________________________________________
Расчётная потеря проходки, м______________________________________________________
Дополнительные осложнения, возникшие при ликвидации аварии _______________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Начальник службы заказчика по бурению
______________________________
Главный бухгалтер
______________________________
Ведущий экономист
______________________________
213
Приложение 2
Характеристика наполнителей и тампонажных смесей
Наполнитель и его химическая
природа
ВОЛ – отходы латексных вулканизированных изделий
НЛК – незамерзающая латексная
композиция
Целлофановая стружка
214
ВУС – вязкоупругий состав на основе латекса и полиоксиэтилена
Кордное волокно – смесь кручёных
нитей из искусственного волокна и
частиц измельчённой резины
Разномерная резиновая крошка –
дроблёная вулканизированная резина – отходы шинного производства
Слюда-чешуйка – дроблёные
отходы слюдяных фабрик
НДР (дроблёная резина) – крупноразмерный наполнитель. Марки по
фракциям: НДР-10, 15, 25
ПУН – пластинчатый наполнитель –
пластинчатые вырубки из отходов
РТИ. Марки – ПУН и ПУН-30
Область применения
Наполнение буровых растворов при снижении интенсивности и ликвидации поглощения в процессе бурения в среднепористых проницаемых породах
Наполнение буровых растворов при ликвидации интенсивных поглощений в процессе бурения и ликвидации водопритоков из пластов продуктивной толщи, в том числе через места нарушения
колонн
Наполнитель буровых растворов и тампонажных смесей при борьбе
с поглощениями (особенно эффективен в условиях раскрытия каналов ухода до 3 мм)
Борьба с поглощениями бурового раствора в процессе бурения
скважин
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для предупреждения и ликвидация поглощений
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для предупреждения и ликвидация поглощений
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для предупреждения и ликвидация поглощений
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для ликвидации высокоинтенсивных поглощений
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для ликвидации высокоинтенсивных поглощений в трещиноватых и крупнотрещиноватых породах с трещинами до 200 мм
Разработчик и изготовитель
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Алексинский
химический комбинат
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: ОАО «Нижнекамскнефтехим»
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: АООТ «Балаковские волокна»
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: НПО «Карболит»
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Волжский регенератный шиноремонтный завод
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Волжский регенератный шиноремонтный завод
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Слюдяная
фабрика РФ
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Чеховский
регенератный завод
Разработчик и поставщик:
Алексинский химический
комбинат
Продолжение приложения 2
Наполнитель и его химическая
природа
ВДР – водная дисперсия резины с
использованием смоляных и жирных кислот в качестве эмульгатора
МРК – мелкая резиновая крошка
215
Хромовая стружка и «кожа-горох» –
отходы производства кожемита –
кусочки и полоски неразработанной
кожи хромового производства
НТП – наполнитель текстильный
прорезиненный – измельчённые отходы прорезиненного текстиля и
кирзы
НХ – наполнитель хлопьевидный –
двухкомпонентная композиция различных по структуре и механическим свойствам
Сломель – порошкообразный материал – измельчённый лист декоративного бумажно-слоистого
пластика
НК – наполнитель композиционный –
многокомпонентная смесь, получаемая путём совместной переработки кожевенных, текстильных, РТИ
и некоторых других инертных
материалов
Область применения
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для ликвидации поглощений в мелкопористых проницаемых пластах и предупреждения дифференциальных прихватов
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для ликвидации поглощений в мелкотрещиноватых пластах и пористых породах
Разработчик и изготовитель
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Чеховский
регенератный завод
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Марьинский
шиноремонтный завод, Оренбургский завод РТИ, Чеховский регенератный завод
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для ликвидации поглощений в трещиноватых пластах и пористых породах
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Местные кожевенные фабрики и заводы
Добавка к буровому раствору и тампонирующим смесям для ликвидации поглощений в трещиноватых пластах и пористых породах
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: ОАО «Красный
треугольник»
Используется для изоляции зон поглощения в крупнотрещиноватых
и кавернозных породах с каналами 20-40 мм и более
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Предпрития
Украины
Добавляется в буровой раствор для профилактики поглощений при
роторном и турбинном бурении
Разработчик: ВНИИБТ и
ТатНИПИнефть
Изготовитель: ПО «Мосстройпластмасс»
Добавляется в буровой раствор в качестве основной закупоривающей массы для изоляции зон поглощения интенсивностью от 30 до
90 м3/ч
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Ленинградское
ПЗП треста «Ленвторсырьё»
Продолжение приложения 2
216
Наполнитель и его химическая
природа
НП – наполнитель пластиковый –
смесь частиц двух типов размером
3 мм (жёстких пластинок пластика
и деформируемой просмоленной
бумаги)
Диспор – дисперсионный порошковый реагент – продукт переработки
отработанных резиновых шин
НАН – акрилнитрильный наполнитель – коротковолнистые волокна
из смеси полиакрилнитрильных и
полиэфирного материалов
Гермопор – порошок с частицами
волокнистой структуры – антифильтрационная добавка и экологически чистый материал
ГПТС – гидрофобный полимерный
тампонажный состав, состоящий
из полимера и дизтоплива. Марки:
ГПТС-20, 40, 75, 110 для различных
температур
ВНП – порошковый водонабухающий полимер
НЛК – незамерзающая латексная
композиция
Область применения
Разработчик и изготовитель
Добавляется в буровой раствор для профилактики поглощений в пористых и трещиноватых породах
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Завод слоистых
пластиков
Вводится в буровой раствор в качестве кольматирующей добавки
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: Чеховский
регенератный завод
Вводится в буровой раствор в качестве кольматирующей добавки
Разработчик: ВНИИБТ
Изготовитель: ЗАО «Ивантеевский трикотаж»
Обеспечивает на 80% замену известных полимерных материалов.
Тонкодисперсная фракция – для кольматации проницаемых пород.
Среднедисперсная фракция – закупоривающий материал.
Разработчик и поставщик:
ОАО НПО «Буровая техника»
Используется для выполнения ремонтно-изоляционных работ в различных температурных условиях от 20 до 110оС
Разработчик: ОАО НПО «Буровая техника» и АО «Премьер»
Поставщик:
ОАО НПО «Буровая техника»
Добавляется в тампонажный состав при проведении ремонтноизоляционных работ в скважинах при первичном вскрытии
Тампонажные составы
Используется для ликвидации интенсивных поглощений бурового
раствора на водной основе и водопритоков из пластов продуктивной
толщи
Разработчик и поставщик:
ОАО НПО «Буровая техника»
Разработчик:
ОАО НПО «Буровая техника»
Изготовитель: ОАО «Нижнекамскнефтехим»
Продолжение приложения 2
Наполнитель и его химическая
природа
ГЛС – глинолатексная смесь.
Состав смеси – латекс, глинопорошок, коагулянты (цемент и хлористый кальций)
ТРВВ – тампонажный раствор из
цементного и глинистого растворов
с наполнителями в соотношении
от 1:2 до 1:1
ПОЛИОКС-ПОЭ – полиоксиэтилен –
нетоксичный линейный водо
растворимый полимер
217
Гелеобразующий состав на основе
оксиэтилцеллюлозы – ОЭЦ, соль,
расширяющиеся добавки, щелочь,
вода
Тампонажные составы на основе
ФТП (фильтрата технического пентаэритрита) – на основе бентонитового порошка; твердеющий
тампонажный состав
Тампонажный состав с высокими
тиксотропными свойствами. Состоит
из портландцемента, кальцинированной соды, наполнителя сломель,
добавки (этоний) и воды
Область применения
Разработчик и изготовитель
Применяется как упругопластичная или вязкопластичная паста для Разработчик и поставщик:
ликвидации поглощений и водопритоков
ОАО НПО «Буровая техника»
Применяется для ликвидации поглощений с интенсивностью от 20 Разработчик и поставщик:
ОАО НПО «Буровая техника»
до 90 м3/ч
Разработчик:
Многоцелевая добавка для буровых и тампонажных растворов на
ОАО НПО «Буровая техника»
водной основе в качестве вязкоупругого состава, для флокуляции
и НФ НПО «Карболит»
бурового раствора, для подготовки гидрофобной пластилиноподобИзготовитель:
ной массы, а также при добавке к некоторым маркам латекса
НФ НПО «Карболит»
Предназначен для закупоривания крупных трещин и карстовых
Разработчик и поставщик:
полостей. Структурообразование в пресной воде сопровождается
ОАО НПО «Буровая техника»
увеличением объёма до 30%
Разработчик:
Предназначены для ликвидации поглощений. Соотношение ФТП и
ОАО НПО «Буровая техника»
бентонитового порошка 1:1. Плотность – 1 400 кг/м3. Может примеПоставщики: Черкесское
няться в качестве незамерзающей продавочной жидкости
химическое ПО, ПО «Метанол»
Разработчик:
Предназначен для повышения эффективности изоляционных работ в ОАО НПО «Буровая техника»
поглощающих скважинах, а так же в скважинах с газопроявлениями Поставщик: Киевская фирма
«Фармак»
Продолжение приложения 2
218
Наполнитель и его химическая
природа
ЦАТР – цементно-латексный тампонажный раствор. Состав: цемент
90-95%; латекс 1-10%; хлористый
натрий 0,5-5%; антивспениватель
типа БА
Тампонажный раствор с наполнителем сломель для «холодных»
скважин 65-66%; сломель 0,5-2,5%;
вода-остальное
Тампонажный раствор с ПГМГхлоридом (полигексаметиленгуанидин-метацидом). Состав: цемент
98-99,8%; ПГМГ-хлорид (метацид)
0,2-2%
ОТЦ-Н – облегчённый тампонажный цемент
Гелеобразующий состав из нетоксичных неорганических отходов и
кислоты. Выпускается под маркой
«Азимут Z»
Область применения
Разработчик и изготовитель
Рекомендуется для применения при креплении скважин с водопроявляющими пластами с породами, склонными к гидроразрыву
пористых и мелкотрещиноватых пород для ремонтно-изоляционных
работ
Разработчик и поставщик:
ОАО НПО «Буровая техника»
и ТатНИПИнефть
Добавка сломеля повышает седиментационную устойчивость
цементного камня на 20%
Разработчик и поставщик:
ОАО НПО «Буровая техника»
и ТатНИПИнефть
Добавка ПГМГ-хлорида увеличивает подвижность и улучшает
реологические свойства цементного раствора и повышает прочность
цементного камня на 20-30%
Применяется при наличии зон поглощений и агрессивных сред в
сложных геологических условиях и температуры от 20 до 100°С
Применяется для водоизоляции, ликвидации заколонных перетоков,
восстановления герметичности резьбовых соединений обсадной колонны и повышения нефтеотдачи пластов
Разработчик:
ОАО НПО «Буровая техника»
и ТатНИПИнефть
Поставщик: Покровский завод
биопрепаратов
Разработчик и поставщик:
НПП «Азимут»
Разработчик и поставщик:
НПП «Азимут»
Тампонажная композиция с закупоривающими свойствами
Применяется для цементирования скважин в сложных геологических
Разработчик и поставщик:
условиях при наличии пластов с АНД и зон поглощения при темпеНПП «Азимут»
ратуре до 80°С
БСС – быстросхватывающая смесь
портландцемента с ускорителями
схватывания – CaCl2, Na2CO3,
K2CO3, AlCl2, NaCl, NaOH, Na2SiO2,
Al2(SO4)3 и др.
Применяется для изоляции зон поглощения в скважинах с температурой от 20 до 70°С путём затворения на воде или углеводородах
Разработчик: приоритет
не установлен
Продолжение приложения 2
219
Наполнитель и его химическая
природа
Гипсовый раствор на основе высокопрочного строительного или водостойкого гипса с добавлением
замедлителей схватывания –
ТПФН, ТНФ, КМЦ, ССБ и др.
Гипсоцементный раствор в соотношении 1:1 с замедлителями схватывания. Обладает коротким
сроком схватывания, твердения и
высокой прочностью
Глиноцементный раствор – смесь
цемента, 4-10% бентонита
и ускорителей схватывания (СаСl2,
глинозём и др.)
ЦСК-1 – Цементно-смоляная
композиция – смесь тампонажного
цемента с добавкой алифатической
эпоксидной смолы ТЭГ-1 и отвердителя полиэтиленполиамида
(ПЭПА)
СБС и СЦБС – соляробентонитовые
и соляроцементно-бентонитовые
смеси с добавками песка и разжижителя – креозол, кубовые остатки
эфираоргокремниевой кислоты и
других ПАВ
Область применения
Разработчик и изготовитель
Применяется для изоляции пластов с температурой 25-35°С
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Изготовитель: Буровые
предприятия
Применяется для изоляции зон поглощения путём затворения смеси
на растворе с замедлителем. Плотность раствора 1,70-1,85 г/см3
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Изготовитель: Буровые
предприятия
Применяется для изоляции зон поглощения путём затворения смеси
на воде в условиях где требуется уменьшенная плотность
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Изготовитель: Буровые
предприятия
Применяется для изоляции зон поглощения путём затворения смолы
ТЭГ, затем ПЭПА и на ней цемента
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Изготовитель: Буровые
предприятия
Применяется для изоляции зон поглощения в условиях АНПД.
Плотность СБС составляет 1,1-1,3 г/см3
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Изготовитель: Буровые
предприятия
Продолжение приложения 2
220
Наполнитель и его химическая
природа
Тампонажная смесь СКМ-19 –
смесь цемента с добавкой мочевиноформальдегидной (карбамидной)
смолы М19-62, отверждаемой
30%-ным водным раствором
хлорного железа
Тампонажная смесь ТСФА –
на основе фурфулол-ацетонового
мономера (ФА), отверждаемого
30%-ным хлорным железом
ВТП – вязкая тампонажная паста
на глинистой основе или неорганических вяжущих веществ с добавками СаСl2
ГГП – гипаноглинистая паста –
результат смешения глинистого
раствора на 15-20%-ном растворе
хлорида кальция с раствором
гипана 8-10%-ной концентрации и
наполнителя
ПГП – полиакриламидная паста –
смесь 1%-ного раствора полиакриламида с минерализованным
буровым раствором 1:3
ПТЦ – соляроцементная смесь –
смесь цементного раствора
(1,80 г/см3) с соляроцементным
раствором (1,20-1,45 г/см3)
в соотношении от 0,6:1,3 до 0,5-0,9
Область применения
Разработчик и изготовитель
Применяется для изоляции зон поглощения в условиях АНПД и
температуре до 90оС. Плотность СКМ-19 составляет 1,1-1,3 г/см3.
Для улучшения изоляции в смесь добавляют наполнители
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Применяется для изоляции зон поглощения в условиях АНПД и
температуре 200°С. Плотность составляет 1,10-1,17 г/см3. Для улучшения изоляции в смесь добавляют наполнители
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Применяется для изоляции зон поглощения при низкой интенсивности поглощения. Плотность от 1,1 до 1,28 г/см3
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Применяется для изоляции зон поглощения при низкой интенсивности
поглощения. Термостойкость ГГП – до 180°С
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Применяется для изоляции зон поглощения. Вязкость раствора
не должна превышать 45 с по воронке СПВ-5
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Применяется для изоляции зон поглощения. Сроки схватывания регулируют добавками хлорида кальция
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Окончание приложения 2
221
Наполнитель и его химическая
природа
ПТЦГ – цементно-глинистая паста –
смесь цементного раствора
(1,80 г/см3) на водной основе
с соляроглинистым раствором
(1,25 г/см3)
ГПСГ – глиноцементная паста с
сернокислым глинозёмом – смесь
цемента с глинопорошком, затворённая на воде с глинозёмом, концентрацию которого контролируют
по плотности
ГЦППАА – глиноцементная паста
с полиакриламидом – высокоструктурированная тампонажная смесь
плотностью 1,33-1,40 г/см3 и
высокой пластической вязкостью
Область применения
Разработчик и изготовитель
Применяется для изоляции зон поглощения. Сроки схватывания
регулируют добавками ускорителей
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Применяется для изоляции зон поглощения. Плотность смеси
1,62-1,76 г/см3. Сроки схватывания регулируют добавками ускорителей
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Применяется для изоляции зон поглощения. Смесь 1:1 цементного
раствора и глинистого раствора подается одновременно в скважину
в трубы и в затрубье
Разработчик:
ОАО НПО «Бурение»
Приложение 3
4
1
222
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
2
3
6
5
сброс
Устье
скважины
Линия глушения
К буровым насосам
Блок дросселирования
Приложение 3а – Схема обвязки ОП 1
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – устьевая крестовина;
4 – манометр с запорным и разрядным устройством и разделителем сред;
5 – регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 – гаситель потока)
4
1
223
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
К буровым насосам
2
3
6
5
сброс
Устье
скважины
Линия глушения
Блок дросселирования
Приложение 3б – Схема обвязки ОП 2
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – устьевая крестовина;
4 – манометр с запорным и разрядным устройством и разделителем сред;
5 – регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 – гаситель потока)
9
5
10
4
6
7
8
К сепаратору
1
Блок глушения
224
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
2
сброс
3
Устье
скважины
Линия глушения
11
К буровым насосам
Блок дросселирования
Приложение 3в – Схема обвязки ОП 3
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр
с запорным и разрядным устройством и разделителем сред; 5 –универсальный превентор; 6 – дроссель
регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным управлением; 8 – гаситель потока;
9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан)
8
4
9
5
6
7
К сепаратору
1
Блок глушения
225
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
2
сброс
3
Устье
скважины
Линия глушения
10
К буровым насосам
Блок дросселирования
Приложение 3г – Схема обвязки ОП 4
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр
с запорным и разрядным устройством и разделителем сред; 5 – дроссель регулируемый с ручным управлением;
6 – задвижка с ручным управлением; 7 – гаситель потока; 8 – вспомогательный пульт;
9 – станция гидропривода; 10 – обратный клапан)
9
5
10
4
6
7
8
К сепаратору
1
Блок глушения
226
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
2
сброс
3
Устье
скважины
Линия глушения
11
К буровым насосам
Блок дросселирования
Приложение 3д – Схема обвязки ОП 5
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр
с запорным и разрядным устройством и разделителем сред; 5 –универсальный превентор; 6 – дроссель
регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным управлением; 8 – гаситель потока;
9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан)
9
5
10
4
6
7
8
К сепаратору
или трапнофакельной
установке
1
Блок глушения
227
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
сброс
2
3
12
Устье
скважины
Линия глушения
11
К буровым насосам
13
Блок дросселирования
Приложение 3е – Схема обвязки ОП 6
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр
с запорным и разрядным устройством и разделителем сред; 5 –универсальный превентор; 6 – дроссель
регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным управлением; 8 – гаситель потока;
9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан; 12 – дроссель регулируемый
с гидравлическим управлением; 13 – пульт управления гидроприводным дросселем)
5
9
7
1
4
10
6
7
8
К сепаратору
или трапнофакельной
установке
Блок глушения
228
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
сброс
2
3
12
Устье скважины
Линия глушения
11
К буровым насосам
13
Блок дросселирования
Приложение 3ж – Схема обвязки ОП 7
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр
с запорным и разрядным устройством и разделителем сред; 5 –универсальный превентор; 6 – дроссель
регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным управлением; 8 – гаситель потока;
9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан; 12 – дроссель регулируемый
с гидравлическим управлением; 13 – пульт управления гидроприводным дросселем)
9
5
10
4
6
7
8
К сепаратору
или трапнофакельной
установке
1
Блок глушения
229
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
сброс
2
3
12
Устье
скважины
Линия глушения
11
К буровым насосам
13
Блок дросселирования
Приложение 3з – Схема обвязки ОП 8
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр
с запорным и разрядным устройством и разделителем сред; 5 –универсальный превентор; 6 – дроссель
регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным управлением; 8 – гаситель потока;
9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан; 12 – дроссель регулируемый
с гидравлическим управлением; 13 – пульт управления гидроприводным дросселем)
5
9
1
4
10
6
7
8
К сепаратору
или трапнофакельной
установке
Блок глушения
230
Прямой
К насосным
установкам
или прямой
сброс
2
сброс
3
12
Устье
скважины
Линия глушения
11
К буровым насосам
13
Блок дросселирования
Приложение 3и – Схема обвязки ОП 9
(1 – плашечный превентор; 2 – задвижка с гидравлическим управлением; 3 – устьевая крестовина; 4 – манометр с запорным и разрядным
устройством и разделителем сред; 5 –универсальный превентор; 6 – дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 – задвижка с ручным
управлением; 8 – гаситель потока; 9 – вспомогательный пульт; 10 – станция гидропривода; 11 – обратный клапан; 12 – дроссель
регулируемый с гидравлическим управлением; 13 – пульт управления гидроприводным дросселем)
Учебное пособие
Каменских Сергей Владиславович
Логачёв Юрий Леонидович
Нор Алексей Вячеславович
Уляшева Надежда Михайловна
Фомин Александр Семёнович
Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин
Учебное пособие
Редактор П. В. Котова
Технический редактор Л. П. Коровкина
План 2014 г., позиция 11. Подписано в печать 29.08.2014 г.
Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman.
Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.
Усл. печ. л. 13,4. Уч.-изд. л.12,1. Тираж 150 экз. Заказ №287.
Ухтинский государственный технический университет.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.
Типография УГТУ.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.