Материал: Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах - снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках - пулевую.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает - 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это - одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако, их применение ограничено давлением и температурой на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В таких перфораторах заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала) герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом па конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования ее не применяют. Головку, груз, ленту после отстрела извлекают на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов относится невозможность контроля числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.

Кумулятивные перфораторы наиболее распространены. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями.

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом.

Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком. Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.

В процессе перфорации под действием абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) может образоваться щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезаться колонна по кольцу, что необходимо, например, для извлечения части обсадной колонны.

Торпедирование в скважине - взрыв, производимый при помощи торпеды (заряда взрывчатого вещества). Торпеда кроме заряда взрывчатого вещества содержит средства для взрыва: взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора, и шашку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации. Спускают ее в скважину на каротажном кабеле, жилу которого используют для приведения в действие взрывателя и всего заряда торпеды.

Торпедирование применяют для разрушения пород продуктивных пластов - образования в них трещин для лучшей отдачи нефти или газа, а также с целью обрыва или встряски прихваченных бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, раздробления металлических предметов на забое скважины (шарошек, долот и т.д.). Иногда торпедирование применяют с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны от глинистых осадков, очистки фильтра, пробивания окна в обсадной колонне для бурения нового ствола и т.д.

При строительстве данной скважины будет использоваться кумулятивная перфорация. В таблице приведены Характеристики перфоратора ПКО-89С4А.

Таблица 14

Специальная часть: Предупреждение и ликвидация ГНВП

Газонефтеводопроявления (ГНВП) являются одним из наиболее распространенных видов осложнений, возникающих на всех этапах строительства скважин. В некоторых регионах, особенно в разведочном бурении при наличии в разрезе газоносных горизонтов доля ГНВП от общего числа осложнений составляет более 30%. Соответственно, весьма существенными являются и затраты, расходуемые на ликвидацию ГНВП, что отрицательно сказывается на экономических показателях деятельности буровых предприятий.

Особую опасность газонефтеводопроявления, как осложнения технологических процессов строительства и ремонта скважин, представляют из-за возможности их трансформации (перехода) в открытые фонтаны - один из самых тяжелых видов аварий, которые наносят огромный материальный ущерб и создают опасность для жизни людей и окружающей среды, сравнимый с экологическими катастрофами.

Эффективность мероприятий по предупреждению возникновения ГНВП и их развития в открытые фонтаны во многом зависит от уровня знаний и наличия практических навыков персонала, непосредственно участвующего в процессах строительства, ремонта и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на предприятиях нефтегазового комплекса.

Характер выполняемых работ (строительство, ремонт или эксплуатация скважин), степень участия в технологических процессах (рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, мастер капитального ремонта, инженер-технолог, супервайзер, руководящий состав и т.п.), уровень ответственности (исполнитель или руководитель), наряду с общими знаниями в области предупреждения, обнаружения и ликвидации ГНВП предъявляют определенные специфические требования к квалификации работников различных категорий.

Под физическими условиями возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов понимается наличие в скважине (как правило, в зоне открытого ствола) геологических или технологических факторов, которые потенциально могут вызвать непредусмотренное технологией работ и неуправляемое поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе ее сооружения, эксплуатации или ремонта.

Под газонефтеводопроявлениями, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в буровой раствор, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан это последняя стадия развития ГНВП, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет буровой раствор из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом. Поэтому можно безусловно констатировать, что горно-геологическим фактором возникновения ГНВП и открытых фонтанов является наличие по разрезу геологических объектов (пластов), характеризующихся различного рода проницаемостью, и насыщенных пластовым флюидом.

Первостепенное значение имеет наличие пластового флюида. Это значит, что насыщенность объекта потенциального проявления жидкостью или газом является необходимой при отнесении его к объекту потенциальной опасности возникновения ГНВП и открытого фонтана, но не достаточной. Только совместное событие - наличие пластовых флюидов и проницаемость пласта - позволяет считать этот пласт фактором потенциального возникновения проявлений.

При строительстве, эксплуатации и ремонте скважин основными факторами, от которых зависит потенциальная возможность возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, являются:

горно-геологические факторы;

технические факторы;

технологические факторы

Первоочередным этапом, на котором принимаются инженерно-технологические решения, направленные на предупреждение ГНВП при строительстве скважин, является стадия проектирования. Проект, разработанный в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (РД 08-200-98), является основным документом на строительство скважин.

Основой технологических мероприятий по предупреждению ГНВП при существующей технологии бурения скважин является выбор соответствующей плотности бурового раствора, обеспечивающей необходимое противодавление на вскрытые нефтегазоводонасыщенные пласты.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым давлением на величину:

·   10-15% для скважин глубиной до 1 200 м (интервалов от Одо 1200 м), но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);

·   5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от1 200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см² (2,5 МПа);

·   4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от2500 до проектной глубины), но не более 35 кгс/см² (3,5 МПа).

Плотность бурового раствора для интервала совместимых условий бурения определяется по глубине залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления.

Особое внимание в проекте должно быть уделено нормированию механической скорости проходки (У_мех) в продуктивном горизонте. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

Ликвидация ГНВП - это процесс проведения технологических операций, направленных на восстановление нормальных условий в системе «скважина-пласт».

При этом различают следующие два этапа работ: - вымыв флюида - комплекс технологических операций, при которых производится удаление из скважины поступивших пластовых флюидов на дневную поверхность;

- глушение скважины - комплекс технологических операций, при которых скважина заполняется утяжеленным буровым раствором, обеспечивающим условия безопасного ведения работ по строительству и ремонту скважины.

Организация процесса ликвидации ГНВП включает:

· герметизацию устья скважины и регистрацию исходной информации;

· анализ процессов, происходящих в скважине;

· выбор метода ликвидации ГНВП, определение последовательности и содержания операций, предусмотренных технологией глушения скважины различными методами;

· составление оперативной части плана ликвидации ГНВП;

· распознавание нештатных ситуаций, возникающих в процессе ликвидации ГНВП и возможные действия по сохранению управляемости скважины.

Стандартные методы управления скважиной предусматривают процесс ликвидации ГНВП в скважине при постоянном забойном давлении. Забойное давление поддерживается постоянным путем регулирования давления в бурильных трубах, которое, в свою очередь, зависит от используемых при циркуляции производительности насоса и плотности бурового раствора. Давление в бурильных трубах регулируется дросселем, установленным на устье скважины в затрубном пространстве.

При изменении проходного сечения дросселя изменяется давление на дросселе (давление в затрубном пространстве) и, с некоторым запаздыванием реакции, изменяется давление в бурильных трубах. Поэтому, регулируя проходное сечение дросселя, следует делать выдержку (паузу) после того, как изменится давление на манометре перед дросселем, перед тем как зарегистрировать изменение давления на манометре в бурильных трубах. Продолжительность такого запаздывания реакции увеличивается с увеличением глубины скважины и концентрации газа в буровом растворе.

Рассмотрим следующие базовые операции при управлении скважиной:

1)  запуск насоса;

2)  циркуляция при установившемся режиме насоса;

3)  остановка циркуляции.

Стандартные методы ликвидации ГНВП

Применение стандартных методов ликвидации ГНВП основано на традиционной схеме циркуляции раствора в скважине прямой промывкой с постоянной производительностью насосов, при этом давление на проявляющий пласт регулируется путем изменения давления на устье в трубном пространстве с помощью дросселя, установленного в затрубном пространстве.

Стандартные методы ликвидации ГНВП включают типовые технологические операции по безопасному удалению пластового флюида из скважины и заполнению скважины жидкостью глушения или утяжеленным буровым раствором, при проведении которых предусматриваются все меры, чтобы не допустить или снизить возможность возникновения дополнительных осложнений в скважине. Давление на проявляющий пласт во время циркуляции должно регулироваться так, чтобы оно оставалось постоянным и несколько превышало пластовое давление с целью исключения дополнительного притока флюида из пласта. В то же время давление, создаваемое в любом сечении ствола скважины, не должно превышать максимально допустимого значения для данного интервала с точки зрения возникновения гидроразрыва пласта и поглощения, заколонных перетоков или разрушения устьевого оборудования.

Нестандартные методы ликвидации ГНВП

Возникновение ГНВП при проведении спуско-подъемных операций или других работ, когда долото находится на значительном расстоянии от забоя скважины, существенно осложняет процесс ликвидации ГНВП вследствие того, что не могут быть использованы типовые операции по управлению скважиной, позволяющие ликвидировать проявление промывкой с противодавлением на пласт.

Дополнительные осложнения при ГНВП, приводящие к возникновению нестандартных ситуаций, создающих реальную опасность потери управления скважиной, требуют оценки текущего состояния скважины и принятия сложных решений в конкретной обстановке.

В таких условиях использование ранее рассмотренных стандартных методов невозможно, поэтому необходимы нестандартные подходы к ликвидации ГНВП, а, следовательно, должны применяться методы, позволяющие сохранить контроль состояния скважины и минимизировать риск возникновения и развития аварий, связанных с ГНВП.

Такие методы управления скважиной при ГНВП известны как нестандартные методы глушения. В основном нестандартные методы применяются как вынужденная временная мера для обеспечения контроля за состоянием скважины с целью предотвращения развития ГНВП. В конечном же итоге скважина должна быть заглушена одним из перечисленных стандартных методов.

Согласно «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин» нормативно допускаются к использованию следующие нестандартные методы:

· «метод глушения скважины в «лоб» на поглощение

·   «объемный метод»

Метод глушения скважины в «лоб» задавкой флюида в пласт на поглощение.

Метод глушения скважины в «лоб» имеет широкое применение при капитальном ремонте скважин, аварийном глушении добывающих скважин, а также иногда применяется для ликвидации ГНВП в бурящихся скважинах, когда обычная схема циркуляции технически невозможна, или она приводит в результате к критическим последствиям.

Процесс глушения скважины в «лоб» предусматривает непрерывную закачку бурового раствора или жидкости глушения в трубы и затрубное пространство на поглощение в пласт без вы хода пластового флюида на поверхность. Закачка жидкости в скважину может осуществляться как при наличии бурильных труб в скважине, так и без них.