2020-05-12
2469
Осложнения и аварии при бурении нефтяных
И газовых скважин
Методические указания
по выполнению практических работ
Издательство
Иркутского национального исследовательского технического университета
2018
УДК 622.276.
Рекомендовано к изданию редакционно-издательским советом ИРНИТУ
Рецензент
канд. техн. наук, зав. кафедрой нефтегазового дела ФГБОУ ВО «ИРНИТУ» Н.А. Буглов
Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: метод. указания по выполнению практических работ / сост.: В.Г. Заливин – Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2018. – 40 с.
Предназначены для подготовки студентов 23.03.01 «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин» заочной формы обучения.
© ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», 2018
Учебное издание
Осложнения и аварии при бурении нефтяных
И газовых скважин
Методические указания
по выполнению практических работ
Составитель:
Заливин Владимир Григорьевич
|
|
|
В авторской редакции
Объем дисциплины
| Вид учебной работы | Трудоемкость в академических часах (Один академический час соответствует 45 минутам астрономического часа) | ||
| Всего | Курс №3 | Курс №4 | |
| Общая трудоемкость дисциплины | 108 | 36 | 72 |
| Аудиторные занятия, в том числе: | 14 | 2 | 12 |
| лекции | 6 | 2 | 4 |
| лабораторные работы | |||
| практические/семинарские занятия | 8 | 8 | |
| Самостоятельная работа (в т.ч. курсовое проектирование) | 90 | 34 | 56 |
| Трудоемкость промежуточной аттестации | 4 | 4 | |
| Вид промежуточной аттестации (итогового контроля по дисциплине) | Зачет, Курсовой проект | Зачет, Курсовой проект | |
Курс №3
| № п/п | Наименование раздела и темы дисциплины | Вид контактной работы | Форма текущего контроля и вид промежуточной аттестации | |||||||
| Лекции | ЛР | ПЗ(СЕМ) | СРС | |||||||
| № | Кол. час. | № | Кол. час. | № | Кол. час. | № | Кол. час. | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | Давления в скважине и околоствольном пространстве | 1 | 1 | 3 | 6 | Устный опрос | ||||
| 2 | Газоводонефтепроявления | 2 | 1 | 3 | 6 | Устный опрос | ||||
| Промежуточная аттестация | 1, 2 | 22 | ||||||||
| Всего | 2 | 34 | ||||||||
Курс №4
| № п/п | Наименование раздела и темы дисциплины | Вид контактной работы | Форма текущего контроля и вид промежуточной аттестации | |||||||||
| Лекции | ЛР | ПЗ(СЕМ) | СРС | |||||||||
| № | Кол. час. | № | Кол. час. | № | Кол. час. | № | Кол. час. | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | ||
| 3 | Поглощения. Гидраты компонентов природных газов. | 3 | 1 | 3 | 2 | 3, 1 | 10 | Контрольный опрос, тестирование,
Отчёт по практи-ческим работам | ||||
| 4 | Осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента. Осложнения при бурении скважин в многолетнемёрзлых породах. | 4 | 1 | 1, 4 | 4 | 3, 1 | 10 | |||||
| 5 | Конструкция скважин | 5 | 1 | 3, 1, 4 | 12 | |||||||
| 6 | Аварии | 6 | 1 | 2 | 2 | 3, 1 | 10 | |||||
| Промежуточная аттестация | 2 | 14 | Зачет, Курсовой проект | |||||||||
| Всего | 4 | 8 | 56 | |||||||||
Перечень практических занятий
| № п/п | Темы практических (семинарских) занятий | Кол-во акад. часов |
| 1 | Расчет возможных изменений давлений в скважине | 2 |
| 4 | Расчеты по ликвидации поглощения бурового раствора | 3 |
| 5 | Заполнения листа глушения. Метод ожидания и утяжеления | 3 |
| Итого | 8 |
Оглавление
1. Расчет возможных изменений давлений в скважине. 4
2. Расчеты по ликвидации поглощения бурового раствора …………………..........................................................24
3. Заполнения листа глушения. Метод ожидания и утяжеления. 37
Расчет возможных изменений давлений в скважине
Цель: изучить виды давлений в скважине, научиться рассчитывать максимально допустимое давление на устье скважины если на забое есть зоны интенсивных поглощений.
Задание: на основе примера 1 и таблицы с исходными данными выполнить расчет давлений в скважине.
Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.
Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.
При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент анамальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.
В первой части курсовой работы построить график совмещенных давлений по стволу скважины на основании пластового, гидростатического, коэффициента анамальности, давлениям: поглощения и гидроразрыва пласта. По результатам расчета определить оптимальную плотность бурового раствора и по результатам выявить области несовместимых условий бурения и определить глубины спуска обсадных колонн.
Давления в скважине и околоствольном пространстве
Практически все осложнения и большинство аварий возникает в результате того, что давление в скважине не соответствует необходимому. Так, например, если давление на забое ниже требуемого, то возможны проявления различной тяжести, обвалы стенок скважины. При высоком давлении возникает поглощение бурового раствора. Поэтому необходимо рассмотреть вопросы, связанные с действующими в скважине давлениями, их влиянием на процесс бурения, методикой определения, изменением во времени, способами регулирования.
|
|
|
Горное (геостатическое) давление
Горное давление Ргор это давление, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть определено из выражения
МПа
где Н – глубина залегания пласта, м;
- средневзвешенный удельный вес горных пород вышележащих горизонтов, Гс/см3.
Удельный вес горных пород может быть определен геофизическими методами или по керну.
На площадях с незначительной тектонической активностью градиент горного давления, т.е. величина его повышения с углублением на единицу длины, составляет примерно 22620 Па/м, а в тектонически активных зонах 18100 Па/м.
Напряжения, возникающие в массиве горных пород под действием горного давления, после бурения скважины существенно изменяются. Это приводит к деформации стенок ствола и, как следствие, к осложнениям.
Пластовое (поровое) давление
Поровое давление - это давление, создаваемое флюидом (вода, газ, нефть или их смесь) на стенки пор горной породы. Если поры соединены между собой (порода проницаема), то давление чаще называется пластовым. Нормальное пластовое давление Рпл равно гидростатическому давлению столба слабосоленой воды на данной глубине, т.е.
,
где 
- плотность воды;
g – ускорение свободного падения.
Градиент нормального пластового давления составляет порядка 10500 Па/м. Однако в результате различных геологических процессов залежь углеводородов после ее формирования может переместиться относительно поверхности земли вверх или вниз. При этом пластовое давление при увеличении горного давления может возрасти в результате деформации (уплотнения) скелета породы. Однако если порода сильно сцементирована, то уплотнение ее не происходит. При возрастании температуры поровое давление возрастает, так как коэффициент температурного расширения жидкостей, а тем более газов, во много раз больше, чем твердых тел. В результате этих процессов в замкнутых продуктивных пластах, т.е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше первоначального нормального. В результате оно становиться аномально высоким (АВПД) или аномально низким (АНПД). Степень этой аномальности оценивается коэффициентом Ка, равным отношению фактического пластового давления к нормальному, т.е.
|
|
|
. Коэффициент аномальности не может быть меньше 0 и больше индекса горного давления Кг, определяемого по формуле 
.
Для большинства месторождений коэффициент аномальности колеблется в пределах от 0,8 до 1,2. Его максимальное известное значение равно приблизительно 2. При бурении скважин на новых площадях Ка принимается равным 1,2. Коэффициент анормальности всегда существенно больше в кровле пласта и прилегающих породах, чем в подошве.
Величина пластового давления определяется на стадии разведки месторождения с помощью глубинных манометров. В процессе бурения, если начинается поступление флюида в скважину, то пластовое давление можно определить следующим образом. Устье скважины герметизируется превентором, и определяется давление бурового раствора на стояке Рст. Пластовое давление будет равно
Рпл=Рст+ρgН,
где ρ – плотность бурового раствора.
Однако следует учесть, что с течением времени внутрь колонны бурильных труб может попасть флюид, в результате чего плотность раствора уменьшится, а величина ее будет неизвестна. Поэтому давление на стояке необходимо зафиксировать в течение нескольких минут после закрытия превентора. Нельзя держать скважину закрытой длительное время, так как в этом случае давление на устье может стать равным пластовому.
В процессе разработки месторождения пластовое давление снижается, однако если используются различные методы его поддержания (ППД), то оно сохраняется или даже повышается.
Гидростатическое давление
Давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, называется гидростатическим Ргс, и может быть определено из выражения
Ргс=ρgН.
Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность бурового раствора при известном пластовом давлении определяется по формуле 
,
где 
- необходимое превышение давления над пластовым.
Нормативно установлено, что при глубине скважины до 1200 м это превышение должно составлять 10‑15 % от пластового, но не более 1,5 МПа, при глубине до 2500 м 5‑10 %, но не более 2,5 МПа, при глубине более 2500 м 4-7 %, но не более 3,5 МПа.
Следует отметить, что с увеличением глубины, а следовательно, и давления, плотность раствора увеличивается, а с увеличением температуры уменьшается. При глубинах до 3000 м эти явления взаимоисключают друг друга и их можно не учитывать. При больших глубинах влияние температуры более весомо, что приводит к ощутимому снижению плотности раствора.
Гидростатическое давление в скважине может снижаться по следующим причинам.
Во первых, из-за снижения плотности раствора в процессе бурения, поэтому необходим постоянный контроль этого параметра в соответствии с регламентом.
Во вторых, за счет опорожнения скважины при подъеме инструмента, поэтому необходим долив раствора.
В третьих, при отсутствии циркуляции бурового раствора за счет седиментации шлама, температурных изменений, фильтрации, контракции. Величина снижения давления ΔРгс при остановках до 10 час принимается равной 
.
При остановках более 10 час. 
.
В четвертых, за счет частичного ухода раствора в окружающие породы во время ремонтов, простоев, геофизических исследований.
Давление гидроразрыва
Давление гидроразрыва - это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные трещины. При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне нежелателен, так как это приводит к уходу бурового раствора в окружающие породы. Давление гидроразрыва зависит от:
- величины горного давления;
- естественной трещиноватости горных пород;
- порового давления;
- проницаемости пород;
- реологических свойств и расхода жидкости разрыва.
С увеличением глубины давление гидроразрыва увеличивается и приближается к горному. Как показывают визуальные наблюдения (на нефтяных шахтах) и специальные исследования, раскрытие искусственных трещин при гидроразрыве может доходить до 20 мм, а их протяженность до нескольких десятков и даже сотен метров.
| А |
| С |
| В |
| Q |
| P |
| Рис. 1. Зависимость давления от объема закачиваемой жидкости при гидроразрыве |
Это и есть давление гидроразрыва. Давление в точке С называется давлением распространения разрыва. При этом образовавшиеся трещины уходят вглубь массива горных пород.
При отсутствии фактических данных давление гидроразрыва Ргр может быть определено по следующим формулам, предложенными разными авторами
Ргр=0,083 Н+0,66 Рпл,
Ргр=0,87 Ргор,
Ргр=0,85(Ргор- Рпл)+ Рпл,
где 
- коэффициент Пуассона.
Его ориентировочные значения приведены ниже.
Глина плотная 0,25-0,4
Глина с прослоями песчаников 0,33-0,4
Глинистые сланцы 0,1-0,2
Песчаник 0,3-0,35
Известняк 0,28-0,33
Для большинства пород коэффициент Пуассона может быть принят равным 0,25.
Давление страгивания (инициирования течения)
После спуска колонны бурильных труб в скважину включается промывка. Для того, чтобы началась циркуляция бурового раствора, необходимо создать некоторое избыточное давление, которое называется давлением страгивания Рстр. Его величина может быть определена по формуле
,
где 
- предельное СНС, мГс/см2
L – глубина спуска бурильных труб, м;
D – диаметр скважины, см;
d – диаметр бурильных труб, см.
,
где 
и 
- соответственно СНС в момент времени t1 и t2, мГс/см2;
t1 и t2 – время покоя до замеров СНС, с.
Для уменьшение величины давления страгивания необходимо перед плавным запуском насосов производить расхаживания и вращение инструмента, что приведет к уменьшению СНС.
Динамическое давление
В процессе спуска инструмента под долотом создается избыточное давление – репрессия, а при подъеме – разряжение – депрессия, так как скважину и движущийся в ней инструмент можно рассматривать как цилиндр и поршень. Поэтому этот процесс называется «поршневанием». Абсолютная величина этого давления, называемого динамическим Рд, может быть найдена как сумма давления страгивания и составляющей, зависящей от скорости движения труб.
где V – скорость движения колонны, м/с;
- удельный вес раствора Гс/см3;
λ – коэффициент гидравлических сопротивлений.
При структурном режиме течения
где Re – число Рейнольдса.
Для глинистого раствора структурное течение наблюдается при условии
.
В большинстве случаев 
Для снижения динамического давления необходимо ограничивать скорость спуско‑подъемных операций, предотвратить сальникообразование.
Гидродинамическое давление
При прокачивании бурового раствора по скважине в результате потерь напора в кольцевом пространстве на забое возникает некоторое избыточное давление, называемое гидродинамическим Ргд. Его величина может быть определена по формуле Дарси–Вейсбаха
,
где Q – производительность насоса, л/с. 
| Рис. 2. График изменения давления забойного двигателя Показания манометра; БВ- остановка; ВГ- промывка; ГД- отсоединение ЕЖ- промывка; ЖЗ- создание избыточного давления; ЗИ- подъем инструмента; ИК- промывка; КМ- создание избыточного давления; МН- спуск инструмента; НО- подъем инструмента |
На рис. 2 показано изменение давление на забое скважины глубиной около 4000 м, измеренное с помощью глубинного манометра, при выполнении различных операций, откуда видно, что давление в скважине всегда существенно отличается от расчетного гидростатического (85 МПа), и может превышать его на 15 МПа и более.
Дифференциальное давление
Разница между давлением в скважине в процессе бурения и пластовым давлением называется дифференциальным давлением ΔР.
ΔР=Ргс+Ргд-Рпл.
Уменьшение дифференциального давления приводит к росту механической скорости бурения (при ΔР <3,5 МПа). Если дифференциальное давление близко к 0, то такой процесс называется бурением при сбалансированном давлении. Однако в этом случае при остановке процесса бурения давление в скважине становиться меньше пластового, так как при отсутствии циркуляции гидродинамическая составляющая равна нулю. Поэтому возможно проявление, и необходим тщательный контроль за всеми его признаками.
Давление поглощения
В процессе бурения при определенном соотношении давлений в скважине Рс и пласте возможно поглощение бурового раствора. В ряде случаев поглощение происходит, если
Рс=Рпл.
Однако чаще для поглощения необходим некоторый перепад давления ΔРn, т.е. должно выполнятся условие
Рс=Рпл + ΔРn
| Q |
| P |
| Рис. 3. Зависимость давления от объема закачиваемой жидкости при поглощении |
При отсутствии таких данных ориентировочно давление поглощения можно определить по формуле
Pn=0,75Pгр.
Пример 1: Пусть на глубине z1 = 2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления ка= 1,5. Необходимо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине z2 = 2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы kП = 2,1.
1. Пластовое давление в газоносном пласте:
2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта:
ρб.р.= kз· kа ·1000= 1,05·1,5·1000 = 1650 кг/м3
3. Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м:
Pг.ст. = ρб.р.· g · z2 = 1650 · 9,8 · 2200 =35,6 МПа
4. Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью:
P’г.ст = Pг.ст + Pпл = 35,6 + 33,8 = 69,4 МПа
5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м:
Pг.р. = kП · ρв · g · z2 =2,1· 1000 · 9,8 · 2200 = 45,3 МПа
6. Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с kП= 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.
7. Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород:
Pдоп.2200 = Pг.р.: k = 45,3: 1,05 = 43,1 Мпа, где k =1,05 – коэфициент запаса
8. Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки:
Pдоп.у = Pдоп.2200 – Pг.ст. = 43,1 – 35,6 = 7,5 МПа
Таблица 1 – Исходные данные
| Вариант | Глубина вскрытия пласта, Z1 | Глубина залегания открытого ствола, Z2 | Коэффициент аномальности, ka | Индекс давления поглощения, kп |
| 1 | 1850 | 1600 | 1,20 | 2,1 |
| 2 | 1950 | 1700 | 1,20 | 2,15 |
| 3 | 2000 | 1750 | 1,30 | 2,08 |
| 4 | 2050 | 1800 | 1,50 | 2,13 |
| 5 | 2500 | 2250 | 1,20 | 2,11 |
| 6 | 3200 | 2950 | 1,40 | 2,15 |
| 7 | 1750 | 1500 | 1,20 | 2,1 |
| 8 | 2580 | 2330 | 1,20 | 2,1 |
| 9 | 2680 | 2430 | 1,50 | 2,16 |
| 10 | 2780 | 2530 | 1,30 | 2,13 |
| 11 | 2890 | 2640 | 1,20 | 2,07 |
| 12 | 2990 | 2740 | 1,30 | 2,09 |
| 13 | 3095 | 2845 | 1,50 | 2,14 |
| 14 | 3190 | 2940 | 1,10 | 2,12 |
| 15 | 3290 | 3040 | 1,20 | 2,13 |
| 16 | 3400 | 3150 | 1,20 | 2,15 |
| 17 | 3500 | 3250 | 1,50 | 2,11 |
| 18 | 3600 | 3350 | 1,30 | 2,13 |
| 19 | 3700 | 3450 | 1,20 | 2,08 |
| 20 | 3800 | 3550 | 1,40 | 2,09 |
| 21 | 3900 | 3650 | 1,10 | 2,1 |
| 22 | 4000 | 3750 | 1,10 | 2,14 |
| 23 | 4100 | 3850 | 1,20 | 2,13 |
| 24 | 4200 | 3950 | 1,20 | 2,11 |
| 25 | 4300 | 4050 | 1,30 | 2,13 |
