По виду осложнений скважины подразделяются на несколько категорий

Обновлено: 07.07.2024

Осложнения в процессе эксплуатации нефтегазовых систем

Осложнением называют нарушение нормального состояния скважины, сопровождающееся затруднением или полной остановкой бурения. В большинстве случаев при осложнениях бурение продолжается, но с более низкой скоростью. Иногда для возобновления бурения требуется проведение специальных работ в скважине (чистка, разбуривание, тампонирование, крепление и др.).

Осложнения в процессе бурения вызываются нарушением состояния скважины, выражающиеся в нарушении целостности стенок, поглощении бурового раствора, в нефте-, газо- и водопроявлениях, в сероводородной агрессии.

Вероятность перехода осложнений в аварию существует постоянно, причем процесс этот, как правило, быстротечен. Накопление шлама или осыпающейся породы, отложение рыхлой глинистой корки, вспучивание пород происходит медленно. В дальнейшем эти процессы приводят к прихвату бурового снаряда.

Обвал стенок скважины является самым распространенным видом осложнений, вызывающим прихваты бурового снаряда и обсадных труб. Нарушение целостности стенок скважины происходит в определенных геологических условиях при наличии пластичных, сыпучих, раздробленных и крутозалегающих пород, а также пород, разбухающих и расслаивающихся при механическом и физико-химическом воздействии буровых растворов.

В частности, нарушение целостности стенок вызывают обвалы или обрушения, которые происходят в результате смачивания раствором глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Обвалы и осыпи могут происходить в результате механического воздействия бурильного инструмента или действия тектонических сил. Характерными признаками появления обвалов являются: повышение давления в нагнетательной линии бурового насоса, прихваты бурильной колонны и обильный вынос кусков породы. Образование каверн затрудняет вынос шлама из-за уменьшения скорости восходящего потока промывочной жидкости.

Одна из основных причин, вызывающих нарушение целостности стенок, - достижение породами предельного напряженного состояния в приствольной зоне скважины. При внезапной потере промывочной жидкости уменьшается гидростатическое давление на стенки скважины, в результате чего последние обрушаются. Размыв и вязкопластическое течение соленосных толщ также ведут к потере устойчивости приствольной зоны.

Большое влияние на потерю устойчивости приствольной зоны оказывают гидродинамические процессы, протекающие при спускоподъемных операциях, а также импульсные колебания давления при бурении. С увеличением диаметра скважины устойчивость ее стенок снижается. Бурение с последующим расширением ствола обеспечивает более высокую устойчивость стенок, чем углубление сразу большим диаметром. Разрушение наклонных стволов происходит чаще, чем вертикальных скважин, поэтому с увеличением угла наклона скважины необходимо повышать плотность промывочной жидкости.

При прохождении монтмориллонитовых глин и аргиллитов происходит их набухание. За счет этого ствол скважины сужается, что приводит к затяжкам и прихватам бурильного инструмента. В случае прохождения высокопластичных пород и при недостаточном противодавлении на эти пласты породы ползут, заполняя ствол скважины. Выдавливание глинистых или соляных пород в скважину вызывает деформацию кровли и подошвы пласта. Явление ползучести обусловливает смятие обсадных и насосно-компрессорных труб. Проявление ползучести горных пород усиливается с ростом глубины бурения и увеличением температуры пород.

При проводке искривленных и наклонно-направленных скважин, когда велика площадь контакта бурильной колонны со стенками скважины, в стенках образуются желоба. Нижняя часть колонны при передаче крутящего момента и осевой нагрузки подвергается продольному изгибу, сжатию и кручению, приобретая форму пространственной синусоиды. Вращаясь, колонна касается стенок скважины вершиной полуволны, совпадающей с замковым соединением. В данном случае замковое соединение действует как фреза, делающая сечение скважины эллиптическим, овальным или еще более сложным по геометрии. В горизонтальных скважинах желоба возникают в процессе спускоподъемных операций. Желобообразование развивается постепенно с увеличением числа рейсов бурильного инструмента. В этих условиях возрастает опасность заклинивания инструмента. Для предупреждения этого процесса следует использовать предохранительные кольца и обеспечивать максималыгую проходку на долото.

Для предупреждения и ликвидации последствий обрушений, набухания и ползучести горных пород следует использовать утяжеленные буровые растворы, обеспечивать высокие скорости проходки, не допускать длительного пребывания бурильной колонны в покое.

Еще один вид осложнений: во время прохождения соляных пород происходит их растворение, что является причиной кавернообразования. В подобных случаях следует применить один из следующих технологических приемов: форсировать режим бурения, насытить солью промывочную жидкость или применить безводные буровые растворы.

Специфика осложнений при сооружении скважин в криолитозоне обусловлена высокой чувствительностью многолетнемерзлых пород к нарушению теплового режима. Применение рецептур промывочных жидкостей, не соответствующих этим особенностям, приводит к деградации мерзлоты, разрушению стенок скважин, сужению ствола, обвалам, некачественному цементированию и смятию обсадных колонн.

Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Различают поглощения малой интенсивности (до 15 ), средней (до 60 ) и высокой интенсивности. Причиной возникновения поглощений могут быть как геологические факторы (трещины, каверны), так и технологические факторы (гидравлический разрыв пород).

Среди существующих методов предупреждения и ликвидации поглощений используются следующие: снижение гидростатического и гидродинамического давления на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта специальными тампонажными растворами. Известно большое число рецептур тампонажных и быстросхватывающихся смесей. Наиболее простой состав смеси следующий: цементный раствор плотностью 1400 и бентонитовый раствор плотностью 1200 в соотношении 1:2.

В случаях катастрофических поглощений используется бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском буровой колонны. В этом случае разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Для борьбы с поглощениями широко применяют пакеры, которые герметизируют или разобщают затрубное пространство при задавливании тампонирующих смесей в поглощающий интервал. Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в нее бурильную колонну или через отвод превентора.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации поглощений является применение наполнителей, которые или добавляют в циркулирующий буровой раствор, или проводят разовую закачку в зону поглощения порции специальной жидкости с наполнителем. Применяют наполнители волокнистые (обрезки нитей и др.) и зернистые (керамзит и др.).

Физико-химическая кольматация наряду с предупреждением поглощений при бурении снижает вероятность прихвата колонны из-за перепада давления и обеспечивает нормальные условия цементирования обсадной колонны.

Конец труб для закачивания тампонажных смесей устанавливается выше кровли поглощающего пласта с целью предотвращения прихвата. Если ни один из способов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения нормального процесса бурения скважину закрепляют обсадными трубами с цементированием затрубного пространства.

Газовые и нефтяные проявления

Нефть и газ могут выбросить из скважины буровой раствор, если пластовое давление высокое, а раствор имеет недостаточно высокую плотность. В таких случаях возникает нефтяной или газовый фонтан. Как правило, открытые фонтаны возникают там, где нарушается технология проводки скважин и применяется несоответствующее устьевое и противовыбросовое оборудование.

Основное число открытых фонтанов наблюдается на газовых месторождениях. Это объясняется недооценкой особенностей проводки скважин: газ постепенно насыщает циркулирующий буровой раствор мельчайшими пузырьками вместе с выбуренной породой, а также во время перерывов в бурении. При циркуляции пузырьки поднимаются и по мере уменьшения давления увеличиваются в размерах. В скважине начинается холодное кипение. При этом плотность раствора уменьшается настолько, что его столб не в состоянии противостоять пластовому давлению и происходит выброс. Для предотвращения выброса давление столба жидкости в скважине должно быть примерно на 10% выше пластового. При утяжелении глинистого раствора его вязкость должна сохраняться минимальной.

Для предотвращения начавшегося выброса скважина закрывается установленным в ее устье специальным противовыбросовым оборудованием (ОП). Это оборудование для герметизации устья скважины устанавливается на фланце кондуктора и состоит из универсального противовыбросового превентора, плашечных превенторов, задвижек и другой арматуры).

К блоку превенторов присоединяются линия глушения и штуцерная линия. Штуцерная линия переориентирует поток жидкости из скважины в резервуар для бурового раствора или в амбар для сжигания нефти. Линия глушения используется для подключения циркуляции утяжеленного бурового раствора.

Большинство газо- и нефтепроявлений приурочено к началу подъема колонны бурильных труб или к началу промывки после спуска бурильной колонны. Следует избегать компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами, так как амплитуда колебания давления при СПО зависит от величины зазора. При снижении расчетной плотности раствора более чем на 0,02 необходимо принимать меры по ее восстановлению.

К опасным видам осложнений относится приток высокоминерализованной воды (рапы). Общая минерализация рапы может достигать 600 г/л, плотность - 1360 , температура на выходе из скважины C" />
. Рапа оказывает коррозионное воздействие на наземное оборудование, буровые и обсадные трубы, а также на цементный камень.

Для глушения флюидопроявления производится утяжеление раствора. Утяжеленный буровой раствор закачивается при пониженной подаче насоса, при этом следят за снижением давления на стояке. Когда правильно подобранный раствор глушения заполнит бурильную колонну, дойдет до долота, заполнит затрубное пространство и выйдет на устье скважины, скважина будет заглушена.

При угрозе выброса бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы из ротора и оставляет ее на весу, закрепив тормоз лебедки. Затем устье герметизируется превенторами, аскважинная жидкость через выкидные линии ОП направляется в циркуляционную систему.

При возрастании давления на устье открывается задвижка для фонтанирования скважины через отводы превентора. Поток газа направляется в сторону от буровой. Последующие работы по ликвидации фонтанирования проводятся по специальному плану.

В процессе бурения и эксплуатации скважин за пределами устья на поверхность по трещинам горных пород или по их контакту с обсадными трубами могут прорываться газ или несрть. Такие газо- и водопроявления называются грифонами. Грифоны и межколонные проявления возникают из-за некачественной изоляции высоконапорных пластов и зачастую вызывают гибель скважин. За всю мировую историю добычи углеводородов самой крупной аварией стал открытый выброс газа и конденсата на разведочной скважине в дельте реки Печоры. Шесть с половиной лет скважина ежесуточно выбрасывала в атмосферу два миллиона кубометров газа и сотни тонн конденсата.

Во многих случаях в составе нефти и газа залежей с аномально высоким пластовым давлением содержится сероводород. Это сильный яд, который, попадая в легкие, соединяется с гемоглобином. Концентрация сероводорода 1 мг/л вызывает мгновенную смерть от паралича дыхательного центра. В условиях сероводородной агрессии происходит сульфидное растрескивание сталей и, как следствие, разрушение бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, устьевого и нефтепромыслового оборудования, разрушение цементного камня и ухудшение свойств буровых растворов.

При появлении в растворе на водной основе сероводорода необходимо добавлять в раствор ингибиторы коррозии, способные связывать серу в трудно растворимые соединения. В условиях сероводородной агрессии необходимо использовать оборудование, изготовленное из специальных сталей и тампонажные материалы, стойкие к воздействию сероводорода. Главное - все работы должны быть подчинены вопросам охраны труда и техники безопасности.

$1,7\cdot 10^<-3></p> <p><i>Аварии</i> и чрезвычайные ситуации возникают на всех этапах обращения с нефтью. Любая авария на буровой опасна и дорого обходится нефтяной компании и природе. Расчетная вероятность открытого фонтанирования скважин оценивается в$
.

Авариями в процессе бурения обычно называют потерю подвижности (прихват) спущенной в скважину колонны труб, поломки, отвинчивание и оставление в скважине долота, забойного двигателя, частей колонн бурильных и обсадных труб, падение в скважину металлических предметов.

При бурении скважин турбобурами в скважинных трубах, заполненных буровым раствором, генерируются циклические возмущения давления с большой амплитудой. Это приводит к ударным и вибрационным нагрузкам на элементы бурового комплекса. В результате выходят из строя манифольды, разрушаются обсадные трубы, происходит отрыв турбобура. Аналогичные явления происходят при добыче несрти: при закрытии обратных клапанов, при запуске глубинных насосов давление может в 2-3 раза превысить рабочее давление. По статистике на одном нефтегазодобывающем предприятии ежегодно происходит до 30 случаев отрывов глубинных насосов. При этом помимо экономического наносится экологический ущерб в связи с утечкой нефти из разбираемых насосно-компрессорных труб.

Прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по многим причинам:

нарушение целостности ствола скважины, вызванной обрушением или течением пород;
образование сальников на долоте, заклинивание колонн в желобах;
оседание частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции раствора;
действие на буровую колонну прижимающей силы, возникающей вследствие перепада давления в скважине и в пласте;
преждевременное схватывание тампонажного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов и др.

Для предотвращения заклинивания колонны в желобе следует устанавливать спиральный центратор. При наличии при-хватоопасных интервалов необходимо в течение всего цикла бурения поддерживать в растворе необходимое содержание смазочных веществ.

Самым многочисленным типом аварий в группе прихватов являются прихваты бурового снаряда шламом. Количество шлама, его форма, степень измельчения зависят от свойств пересекаемых пород, способов и параметров режима бурения и рецептуры очистных агентов. Недостаточная промывка ствола скважины в процессе бурения, а также после завершения рейса перед подъемом снаряда приводит к скоплению большого количества шлама, создающего пробки, сальники и последующие прихваты и затяжки.

Для предупреждения прихватов необходимо применять высококачественные глинистые растворы, обеспечивать их полную очистку и максимальную скорость восходящего потока. При вынужденных остановках необходимо расхаживать и поворачивать бурильную колонну через каждые 5 минут.

Следует предупреждать образование толстых фильтрационных корок на проницаемых стенках скважин, так как это способствует появлению затяжек и посадок колонны труб. Во избежание подобных осложнений следует осуществлять кольматацию проницаемого интервала специальной твердеющей смесью.

При использовании утяжеленного глинистого раствора необходимо применять профилактические добавки ПАВ, нефти, графита. Утяжелять раствор следует при вращении бурильной колонны.

Затяжки и небольшие прихваты ликвидируются расхаживанием и проворачиванием бурильной колонны. Для освобождения прихваченных колонн и устранения заклинивания долота в карбонатных глинистых породах применяют кислотные ванны. Если колонна прихвачена в отложениях солей, применяют водяные ванны. В других случаях прихваты устраняют нефтяными ваннами или при помощи сплошной промывки нефтью. Прихваты вследствие заклинивания колонны с наибольшим эффектом устраняют с помощью вибраторов, взрыва шнурковых торпед малой мощности и др.

Перед началом работ по ликвидации прихватов определяют верхнюю границу прихвата бурильной колонны, используя известное уравнение Гука: определяют удлинение свободной части колонны при заданном растягивающем усилии, превышающем собственный вес колонны. Расчет верхней границы прихвата строится на подтвержденном практикой факте: каждые свободные от прихвата 1000 м труб при натяжении с усилием, превышающим их собственный вес на 200 кН, удлиняются в зависимости от диаметра на 20-35 см.

Если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, ее оставляют и обходят стороной, используя методы наклонного бурения.

На рис. 7.1 приводится пример разрушения скважины на газовом месторождении во Франции в 1987 г. При бурении скважина пересекла на глубине 2440 м сброс в слоях песчаника и консолидированных глин, в которых горизонтальные напряжения превышали по своей величине вертикальные напряжения. Длина участка пересечения сброса составила 60 м. При пересечении сброса скважина бурилась с продувкой воздухом. Во время проходки интервала сброса произошло образование больших каверн. В пластах вокруг скважины горное и поровое давления резко снизились. Под действием градиента давления в движение были вовлечены крупные куски пород, обвалы пород из выработанных каверн, начались прихваты бурильного инструмента. После этого пришлось перейти на бурение с промывкой забоя утяжеленным глинистым раствором с плотностью 1650 .

увеличить изображение
Рис. 7.1. Смятие обсадной и насосно-компрессорной колонн

$10^3\!/_4$

Цементирование обсадной колонны диаметром дюймов проходило в трудных условиях. При достижении скважиной глубины 5250 м в нее спустили колонну насосно-компрессорных труб. К этому времени из продуктивного горизонта газового коллектора вдоль зацементированного затрубного пространства газ проник в породы сброса. Это привело к появлению в породах сброса большого порового давления, значительно превышающего первоначальное гидростатическое давление. Далее сработал эффект домкрата, и произошли подвижки пород. Когда в скважине было создано атмосферное давление, давление флюидов в сбросе раздавило обсадную колонну, а также колонну насосно-компрессорных труб.

Поломка долот происходит при чрезмерных нагрузках и передержках их на забое. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении начинается вибрация и заклинивание колонны.

Одним из самых тяжелых видов аварий является падение бурильной колонны в скважину, которое происходит при обрыве талевого каната, открытии нагруженного элеватора при резкой посадке на ротор, при ударах колонных о выступы на стенках скважины.

Для ловли и захвата и удаления оставшейся в скважине колонных труб, для извлечения из скважины канатов, кабелей и других предметов применяют ловильный инструмент: метчики, колокола, ловители.

Виды осложнений при эксплуатации скважин. Ремонтные работы в скважинах.

Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим режимом нередко нарушается вследствие:1) износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя;2) отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей; 3) преждевременного обводнения продукции; 4) изменения условий работы (уменьшение или увеличение забойного давления, прорывы газа и др.). Это обычно сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти (закачки вытесняющего агента) и простоями скважин.

Отбор нефти может сопровождаться прорывами воды в добывающие скважины. В основном преждевременное обводнение может происходить в результате:а) образования «языков» закачиваемой воды по площади зонально неоднородной залежи (охват заводнением по площади);б) конусообразования подошвенной воды; в) опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам в неоднородном слоистом пласте (охват по толщине пласта); г) негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зонам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономическим потерям, связанным с подъемом на поверхность, транспортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.

Другим видом осложнения является образование песчаных пробок. Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям (смятиям) эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины.

Существующие методы борьбы с пробкообразованием можно разделить на три группы: 1) предотвращение поступления песка в скважину; 2) вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах; 3) ликвидация песчаных пробок.

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Их отложения возможны в призабойной зоне, подъемных трубах, шлейфе, сборном трубопроводе и резервуарах.Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Отложения приводят к увеличению гидравлических сопротивлений потоку и снижению дебита.

При добыче нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается. Кристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и стенках оборудования, причем парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (полярными) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина.

Отложения солей могут происходить практически на всем пути движения воды в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов. Причинами отложения солей считают: а) химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов или пропластков; б) перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже осуществляют непрерывную циркуляцию. В крайнем случае, разбуривают долотом.

Подземный ремонт в зависимости от сложности подразделяют на текущий и капитальный.

Текущим ремонтом скважины называется комплекс мероприятий, направленный на поддержание ее работоспособности, работы по исправлению или замене скважинного и устьевого оборудования, по изменению режима ее эксплуатации, по очистке подъемной колонны от парафиносмолистых отложений, солей и песчаных пробок, по ликвидации негерметичности НКТ.

Текущий ремонт скважин подразделяют еще на планово-предупредительный (смена и профилактический осмотр насосов, клапанов и другого оборудования, ликвидация утечек в НКТ, удаление песчаных пробок, отложений парафина, солей), вынужденный ремонт (ликвидация обрывов штанг, порывов труб).

Капитальный ремонт скважин (КРС) – это комплекс более сложных и длительных работ, связанных с воздействием на призабойную зону пласта с целью увеличения и восстановления продуктивности и приемистости скважин и выравниванием профиля приемистости; ремонтно-изоляционные работы; ремонтно-исправительные работы; крепление слабосцементированных пород в призабойной зоне; ликвидация аварий; переход на другие горизонты, приобщение пластов, дополнительная перфорация;зарезка второго ствола скважин; ремонт нагнетательных скважин; ремонт скважин, оборудованных для одновременно-раздельной эксплуатации.

Эти работы выполняют соответственно бригады по текущему (подземному) и капитальному ремонтам скважин. На выполнение ремонтных работ на скважине бригада получает технический наряд с указанием перечня работ, сроков их выполнения.

Категории скважин по степени опасности возникновения ГНВП

Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть», а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта подразделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение ответственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологической службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 января каждого года по следующим признакам:

I категория:

1. газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

2. нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 м 3 /т и более;

3. нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

4. нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

5. нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 15% и более;

6. нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

7. нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

8. нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфорации до газового пласта менее 10м;

9. нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и создающий загазованность, превышающую ПДК.

IIкатегория:

1. нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м 3 /т;

2. нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

3. скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны ГНВП.

IIIкатегория:

1. скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их категории (с расшифровкой скважин I-II категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов ООО НГДУ, согласовывается с местным представителем Башкирского военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом ООО НГДУ.

Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромыслов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составлении плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремонта скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экземпляр этой таблицы передается представителю Башкирского военизированною отряда для осуществления контроля.

По скважинам, отнесенным к I- II категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во II или III категорию, если при проведении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие сероводорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения ГНВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который согласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делаются предупреждающие надписи:

для скважины I категории - «Первая категория - опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - ГНВП»

для скважины II категории - «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

«Эля скважины III категории - «Третья категория - Рпл. равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует».

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содержание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность выполнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ИТР, ответственные за выполнение этих мероприятий.

Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке скважины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требованиям документов, приведенных в настоящем сборнике: "Инструкции по безопасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород" и "Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах ОАО АНК «Башнефть» при капитальном и текущем ремонте скважин".

Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной классификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремонту скважин сервисной организации.

Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классификации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.

Виды осложнений при эксплуатации скважин и методы борьбы с ними

Скважина – это горная выработка круглого сечения, которая пробуривается с поверхности земли или из подземной выработки (шахты) без какого-либо доступа к ее забойной зоне человека.

В процессе эксплуатации скважин возникает ряд осложнений, по причине длительной ее работы. Использование скважин производится в разнообразных климатических и других условиях, что становится причиной осложнений в их работе. Оптимальная работа скважин, согласно технологическому режиму, может быть нарушена по следующим причинам:

Преждевременного обводнения добываемого полезного ископаемого.
Отказа в работе наземного или подземного скважинного оборудования.
Износа используемого скважинного оборудования (насосы, обсадные колонны, трубы и т.п.)
Образования отложений в виде песка, продуктов коррозии, механических примесей, парафина и солей.

Определение 2

Нефтяной парафин – это смесь твердых углеводородов, которые отличаются друг от друга своими свойствами.

Много вреда в процессе работы скважин вызывается образованием нефтяного парафина. При добыче нефти его образование неизбежно, из-за температуры извлечения нефти на поверхность, которая всегда снижается по отношению к установленной, что способствует ее затвердеванию. Основным местом отложения парафина являются подъемные трубы.

Также эксплуатацию скважин осложняет отложение различных солей, которое происходит в основном в трубопроводах, пласте и скважине. Причиной таких осложнений является химическая несовместимость вод, которые поступают в скважину из различных горизонтов.

Повышение температуры жидкости в установках электроцентробежных насосов становится причиной отложения карбоната кальция. Основными компонентами являются магний, карбонат кальция и гипс. При эксплуатации скважин, которые оборудованы погружными центробежными электронасосами характерны осложнения в их работе, которые могут быть вызваны вибрацией подземного оборудования (из-за связи электродвигателя насоса с подъемными трубами). Еще одной причиной осложнения в процессе эксплуатации скважин вероятность прихвата поземного оборудования после глушения их специальными растворами.

Готовые работы на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимость

Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин

Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями:

Тепловые методы, которые основаны на способности парафина плавиться при воздействии и тепла и выноситься из скважины пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей (пар или горячая жидкость), электронагрев (суть способа заключается в установке в скважине источника тепла), использование передвижной установки на шасси автомобиля.
Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства.
Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов.
Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти.
Использование специальных покрытий для труб, которые в основном состоят из материалов с диэлектрической проницаемостью от 5 до 8 единиц.

Методы борьбы с осложнениями, которые могут быть вызваны отложением солей могут быть химические или безреагентные. К химическим методам относятся ввод в пласт или скважину ингибиторов, реагентов или высокоминерализированной воды, а к безреагентными относятся: применение защитных покрытий, изменения конструкций труб, воздействие на раствор магнитными полями.

Одной из причин осложнения работы скважин также является обводнение добываемой нефти, которое способствует образованию в ее стволе высоковязких эмульсий. Основным методом борьбы с данным видом осложнения является ввод реагента-деэмульгатора на прием насоса, который доставляется сюда при помощи дозирующих насосов через межтрубное пространство.

Наиболее широко применяемым методом борьбы с осложнениями, вызванными в результате отложения механических примесей, является предварительная очистка промышленных вод от них. В этом случае очистка воды может осуществляться несколькими способами: отстаивание, фильтрование, циклонирование. Но данные способы не всегда могут обеспечить требуемый результат. Поэтому в настоящее время разработаны и уже применяются на производствах оборудование, которое может очищать промышленную воду эффективнее. Обычно данное оборудование включает в свой состав гидроциклоны, фильтры тонкой очистки и коалесцирующие фильтры. Но такое оборудование требует значительных капитальных вложений, а иногда и изменение установившегося режима работы месторождения, поэтому принятие решения о его применение должно рассматриваться с экономической точки зрения.

Категории скважин по степени опасности возникновения газонефтепроявлений

Фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта на разрабатываемых месторождениях нефти и газа ОАО АНК « Башнефть ».

1.Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть»,а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта подразделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение ответственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

2. Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологической службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 января каждого года последующим признакам:

1 категория:

19. Классификация скважин. Виды скважин по назначению.

земной коре в крупных регионах, где ранее не проводилось бурение, для оценки нефтегазоносности. Бурятся со сплошным отбором керна.

Параметрические. Для изучения глубинного строения горных

пород в районах, где предполагается наличие условий для образования нефтяных или газовых месторождений. Параметрические скважины бурятся в пределах локальных структур. При бурении параметрических скважин керн отбирается в размерах, обеспечивающих установление или уточнение характеристик вскрываемых отложений, а в интервалах возможного скопления нефти и газа производится сплошной отбор керна. Количество и место отбора керна указываются в технологическом проекте на бурение скважины.

Поисковые. Для с целью открытия нефтяных или газовых

месторождений. В них производятся комплексные геофиз и геохим исследования с целью детального изучения разреза нефтегазоносности. Бурятся по данным геофиз исследов и по параметрическим скв.

Разведочные. После открытия месторождения бурятся. Уточняется контур нефтеносности, дается оценка промышленных запасов нефти и газа.
Эксплуатационные. Бурятся по сетки для добычи.
Нагнетательные. Для нагнетания агента воздействия (для поддержания пластового давления).
Контрольные. Для постоянного контроля за состоянием

разработки месторождения. В них замеряют пластовое давление, контролируют положения контуров, осуществляют контроль за температурой при тепловых методах воздействия.

Читайте также: