что такое ммп в бурении
Памятка молодому инженеру по буровым растворам
В настоящей статье речь пойдет об особенностях Сузунского и Ванкорского нефтегазовых месторождений. Мы побеседуем о применяемых буровых растворах и их параметрах. Скважины на данных месторождениях в основном наклонно-направленные с горизонтальным окончанием, горизонты протяженностью до 1000 метров.
Бурение пород ММП (вечно-мерзлых пород), бурение под термокейс до 35-40 метров.
При данной рецептуре для снижения водоотдачи возможно использование модифицированного крахмала или ПАЦ Н (полианионновой целлюлозы).
Бурение под кондуктор 324мм до 650-700м.
На данном этапе проводки скважины критически важно эффективно настроить систему очистки, снять насадки на конусах илоотделителя. Нужно выполнить настройку таким образом, чтобы пескоотделитель работал на ЦСГО (сам на себя), а насосом (ШН) илоотделителя работать на рабочую емкость. Также можно периодически запускать центрифугу, если она настроена на рабочую емкость. Установку ситовых панелей на линейных виброситах можно осуществлять, комбинируя размеры в диапазоне 70-100 API,а на осушающем вибросите следует использовать размер 230 API.
Основные требования при бурении под кондуктор 324 мм:
Не превышать программные значения, удельный вес бурового раствора должен быть не более 1,16 г/см3. При увеличении удельного веса следует постоянно проверять ситовые панели на их целостность и своевременно заменять на новые. Постоянной проверке подлежит и работа систем очистки:
1) проверять плотность пульпы с конусов песко-, илоотделителя;
2) проверять, есть ли слабая вибрация на конусах. Иногда бывает, что раствор просто выходит без очистки.
Рекомендованные меры:
— Разбавление раствора на свежее приготовленный.
— Запуск центрифуги (разрешен, если содержание песка в растворе не более 1%.)
Для минимизации риска растепления пород ММП нельзя допускать снижение условной вязкости раствора до 125-150 сек. При бурении в глинах для снижения риска наработки сальника рекомендуется держать рН – 8,5-9 и использовать противосальниковые добавки (например, Drilling detergent, производство компании Halliburton Baroid. Желательно данную добавку вводить в трубное пространство путем заливки по 2 ведра перед наращиванием).
При увеличении условной вязкости во время бурения в сланцевых породах необходимо приготовить и всегда держать в резерве легкий раствор с наименьшей концентрацией бентонита или на основе ПАЦ Н (с концентрацией 2-3 кг/м3). Во время бурения в песках условная вязкость начинает умеренно снижаться, следует немедленно реагировать дабы не привезти к растеплению пород ММП:
1) Откачать 8-10м3 раствора в БПР и обработать бентонитом 1-2 мешка, далее произвести обработку по циклу.
2) Если условная вязкость падает очень быстро, необходимо произвести обработку через гидроворонку с выходом на рабочую емкость по циклу.
3) При переслаивании пород песков с глинами необходимо проверить уровень рН в растворе. Дело в том, что иногда из-за слабого рН-уровня имеющаяся глина плохо деспергирует (растворяется). В таких случаях можно произвести «легкую» обработку раствора каустической содой по циклу.
На месторождении Сузунское компании АО «Ванкорнефть» имеется очень опасный интервал по вертикали от 240 до 280м (бурение в песках). На данном этапе бурения очень важно соблюдать контроль всех вышеуказанных параметров бурового раствора. При несоблюдении одного из параметров можно легко растеплить или порвать пласт, что вызовет катастрофическое поглощение без выхода циркуляции на устье. Как показывает мой личный опыт, при поглощениях в данном интервале кольматирующие пачки не дают положительных результатов, поэтому осложнения подобного характера в большинстве случаев могут привести к необходимости установки цементного моста и бурению второго ствола. Примечание: необходимо очень строго соблюдать условную вязкость в пределах от 120-150 сек., удельный вес раствора 1,13-1,16 г/см3.
Бурение под техническую колонну 245 мм
Бурение под эксплуатационную колонну 178 мм
Бурение под эксплуатационную колонну обычно не вызывает проблем. В рамках нашей статьи наибольший интерес для нас представляет нижняя часть интервала, в которой встречаются серые или, как их еще называют, «шоколадные» глины. В некоторых случаях бурение данных интервалов причиняет инженеру по буровым растворам немалую головную боль. Вроде и глины как глины, но при СПО (шаблонировании ствола скважины «на сухую») часто происходит сужение ствола скважины, затяжки, посадки. Иногда без проработки не обойтись. Желательно все же пройти сложный интервал «на сухую», дабы не провоцировать глины раствором. Шаблонирование данного интервала (400-500м) может занимать от 3 до 5 дней.
Бурение под «хвостовик» 114 мм
Это, пожалуй, самый благоприятный интервал для инженера по буровым растворам. Практически все бурение осуществляется через коллекторы, одни пески, поэтому в основном проблем не возникает. Водоотдачу раствора можно держать до 6 мл/30мин.
Примечание: перед приготовлением раствора на основе фугата (тех. воды) замерьте следующие параметры: рН, Ca + total hardness (общую жесткость), содержание хлор ионов (CL). Запомните: после бурения под хвостовик в растворе содержание CL до 25000-40000 мг/л, после переработки через блок ФСУ данный фугат лучше не использовать для приготовления бентонитовой пасты. Это объясняется тем, что бентонит очень плохо распускается в соленой воде, так что лучше сбросить данный раствор или использовать в дальнейшем.
GasForum
Суровый климат и широкое распространение многолетней мерзлоты налагают особые требования строительства и эксплуатации скважин. Так, все промысловые сооружения, а также буровые установки должны обладать повышенной тепло- и ветрозащищенностью, персонал должен быть защищен арктической одеждой и обувью, пройти спецподготовку к работе в северных условиях. Вопросы строительства буровых площадок и свайных оснований также имеют свою специфику. Традиционная отсыпка кустовых оснований осложняется отсутствием строительного материала, завоз которого чрезвычайно дорог. Поэтому часто проектируются свайные основания с учетом веса буровой установки и вспомогательных сооружений. Диаметр и частота отверстий под металлические сваи рассчитываются, исходя из проектируемой нагрузки. Технологии строительства скважин в северных условиях постоянно совершенствуются. Например, относительно недавно появились технология строительства специальных арктических свайных платформ и технология строительства скважин со снежно-ледовых площадок, при которой заливается ледовая площадка, являющаяся и фундаментом буровой установки, и защитой тундрового покрова.
Существует определенная специфика крепления скважин, которая заключается в необходимости обеспечения быстрого «схватывания» цемента, пока он не успеет растопить стенки скважины. При низких температурах обычный цемент схватывается долго, поэтому для северных условий используются специальные цементы и ускорители «схватывания». В качестве ускорителей обязательны добавки в цемент 6-8% CaCl2. Часто используют специальные арктические марки цемента, например «permafrost». Его особенностью является быстрый срок схватывания при меньших потерях объема.
С этих позиций бурение вертикальных, наклонно-направленных, многоствольных и горизонтальных скважин через многолетнюю мерзлоту имеет дело с одним и тем же кругом вопросов, а именно:
1. Характеристика многолетней мерзлоты
Основными характеристиками ММП, от которых зависит степень осложнения условий строительства скважины, являются категория распространения (сплошное, прерывистое, островное), вид криогенной структуры (массивная, слоистая, сетчатая) и степень льдистости. Вопрос льдистости ММП изучен наименее всего, составлены лишь общие представления. Например, известно, что в Тюменской области льдистость ММП в интервале 0-30 м составляет 40-60%, причем наибольшая льдистость соответствует глубине 30-50 м.
По вертикали ММП подразделяются на три слоя:
1. Слой сезонного оттаивания и промерзания мощностью до 5 метров. Температура слоя колеблется от плюсовой (среднелетней), до наиболее низкой минусовой (среднезимней). В результате сильных изменений (фазового состояния) этого слоя отмечаются сезонные пучения и осадки грунтов.
2. Слой годовых колебаний температур мощностью до 30 метров. Как правило, этому слою присуща наибольшая льдистость, постоянство отрицательных температур в нижней части слоя (до минус 4-5?С) и сезонные колебания отрицательных температур в основной части слоя от 0?С до минусовых температур, тяготеющих к среднезимним.
3. Многолетнемерзлая толща (вечная мерзлота). Характеризуется постоянством отрицательных температур, не зависящих от сезонных колебаний температур на дневной поверхности. Наиболее низкие температуры обычно характерны для верхней части толщи (до минус 4-5?С). По мощности эта толща составляет основную и наибольшую часть разреза многолетней мерзлоты.
2. Осложнения при физико-химическом воздействии на ММП
При бурении в интервалах распространения ММП сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком бурового раствора. Это приводит к интенсивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород. При этом наиболее интенсивно разрушаются породы с низкой льдистостью и слабоуплотненные породы (из-за невысокой теплоемкости пород).
Для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП, буровой промывочный раствор должен отвечать нескольким требованиям:
3. Осложнения при тепловом взаимодействии скважины с ММП
Бурящаяся скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физико-химическое взаимодействие. Чаще наиболее важным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие. Имеющий обычно положительную температуру буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП, в результате чего стенка скважины теряет устойчивость и разрушается. Чем выше температура бурового промывочного раствора, тем интенсивнее процесс кавернообразования, осыпей, обвалов и поглощений при проходке ММП.
Принципиальным моментом является необходимость перекрытия кондуктором всей зоны ММП не менее чем на 50 метров ниже. Например, если ММП находятся на глубине до 300 метров, то башмак [5] кондуктора должен быть опущен не менее чем на 350 метров. Также важно перед кондуктором спустить направление глубиной не менее 20-30 метров с его обвязкой желобной системой. Это связано с необходимостью предохранения устья скважины от размыва при бурении под кондуктор.
Проблемы строительства скважин в районах распространения ММП порой не прекращаются после их закрепления колонной (кондуктором). При длительных остановках или при использовании охлажденных ниже 0?С буровых растворов происходит обратное промерзание растепленных скважиной ММП и бурового раствора, находящегося в кавернах. В результате возникает огромное, неравномерное по периметру внешнее давление на обсадные трубы, приводящее в ряде случаев к их слому.
Еще одной проблемой при эксплуатации скважин в зоне ММП может являться повышенное гидратообразование. Причем, при остановках скважины может происходить ее полная блокировка газогидратами.
Горные породы, слагающие разрез скважины ниже распространения ММП, имеют положительную температуру, увеличивающуюся по мере углубления забоя. Например, на глубине 3000 метров температура горных пород может достигать +80 — +100?С. Нагретый на этой глубине циркулирующий буровой раствор нагревает приствольную зону ММП за кондуктором и растепляет ее. Обсадная колонна в зоне ММП может подвергаться многократному растеплению и промерзанию. В результате отмечаются как случаи повреждения кондукторов, так и случаи проседания их вглубь скважины.
Решение проблемы растепления зоны ММП состоит, с одной стороны, в учете этого явления при расчете прочностных характеристик обсадных колонн на смятие внешним давлением, а с другой — регулирование температуры нагнетаемого в скважину бурового раствора до значений, близких к температуре плавления льда, скрепляющего частицы ММП.
Для предотвращения кавернообразования используются следующие рекомендации:
4. Типы буровых промывочных агентов
В настоящее время наилучшим способом соблюдения описанных выше рекомендаций является выбор специальных промывочных сред. Например, в Канаде получены значительные успехи в профилактике кавернообразования, осыпей и обвалов при проходке ММП через использование в качестве промывочных агентов пены, воздуха, эмульсии и растворов на нефтяной основе. Такого рода промывочные жидкости незначительно отфильтровывают жидкость в поры породы, нейтральны по отношению ко льду, обладают пониженной теплоемкостью.
Наилучшими промывочными агентами с точки зрения предотвращения растепления ММП являются осушенный воздух и пена. Сжатый воздух не замерзает при бурении, не отфильтровывает жидкость в поры мерзлоты, обладает низкой удельной теплоемкостью и поэтому считается наиболее предпочтительным промывочным агентом при бурении в ММП. Необходимые для очистки скважины массовые расходы воздуха обычно в 15-25 раз, а теплоемкость — в 4 раза меньше, чем для промывочной жидкости. Это существенно уменьшает опасность осложнений, связанных с протаиванием мерзлых пород.
Однако полностью опасность осложнений при использовании сжатого воздуха не снимается. На выходе из компрессора воздух имеет повышенную температуру (70-80?С), в результате чего случаются случаи протаивания мерзлоты. Кроме этого имеются специфические осложнения, связанные с выпадением конденсата из воздуха (слипание частиц шлама, образование сальников, намерзание конденсата в соединениях, прихваты и пр.). Это требует использования эффективной системы принудительного охлаждения и осушения сжатого воздуха.
Газожидкостные системы, используемые при бурении как промывочные агенты, делятся на аэрированные жидкости, туманы и пены.
Пены — это, как правило, многофазные дисперсные системы, где дисперсионной средой служит жидкость, а дисперсной фазой — газ, который составляет до 99% объема системы. В аэрированных жидкостях концентрация газа значительно ниже, его пузырьки, имеющие специфическую форму, не контактируют между собой.
Существенные технологические преимущества систем жидкость — газ обусловлены следующим. Присутствие газовой фазы способствует снижению в широком диапазоне гидростатического давления столба промывочного агента, обеспечивает лучшие условия удаления из скважины шлама и т.д. Жидкая фаза, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ), химические реагенты (например, гипан), глинопорошок, смазывающие, ингибирующие, противоморозные и прочие добавки, определяет их большую эффективность в осложненных условиях, чем многих других промывочных агентов.
Газожидкостные системы широко применяются при бурении скважин, в том числе из-за снижения затрат энергии, расхода дизельного топлива (до 30%) по сравнению с продувкой скважины сжатым воздухом, а также почти вдвое меньшие эксплуатационные расходы при бурении ММП. Пены обладают высокой несущей и выносной способностью при малой скорости восходящего потока в затрубном пространстве — почти в 10 раз меньшей, чем при бурении скважин с продувкой сжатым воздухом. Все вместе это приводит к значительному снижению сроков строительства скважин. Например, во время бурения в зонах водопритоков и поглощений на северо-западе Канады забой очищался воздухом, аэрированной жидкостью, туманом и пеной. Скважины глубиной до 1000 м с пеной проходились за 16 суток против 35-65 суток с применением других промывочных агентов, т.е. в 2-4 раза быстрее.
Для получения пен в настоящее время все чаще используется азот. Этот газ инертен, не горюч, его содержание в атмосфере 78%. На буровые азот доставляется в сжиженном виде в специальных контейнерах. При его вводе в промывочную жидкость образуется пена. Содержание азота в промывочных жидкостях варьируется от 50 до 95% в зависимости от решаемой технологической задачи.
[1] Колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Устанавливается после (ниже) направления. [2] Первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направления забивают в породу, как сваю (особенно на болотах).
[3] Верхняя часть скважины
[4] Раствор для цементирования скважины (другое название — цементный раствор, что не совсем точно). Часто твердая фаза представлена портландцементом, или другими «тампонирующими» материалами.
[5] Короткая утолщенная труба, предназначенная для оборудования низа обсадных колонн из труб диаметрами 114-508 мм с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске.
Теги: бурение, буровые установки, Группа ЭРТА, обсадные трубы, Просто ТЭК |Рубрики: Обзоры и исследования | 
Комментарии к записи Особенности строительства и эксплуатации скважин в условиях многолетней мерзлоты: Серия «Просто ТЭК» отключены
Особенности бурения скважин в условиях сероводородной агрессии
Осложнения при бурении скважин в многолетнемерзлых породах (ММП)
Мерзлыми породами называются такие породы, которые имеют нулевую или отрицательную температуру, или в которых часть воды замерзла.
По льдистости мерзлые породы делятся:
ММП – породы, находящиеся в мерзлом состоянии в продолжении многих лет ( от трех и более). Мощность ММП может достигать 500 м и более. В состав могут входить хорошо связанные породы и несвязанные породы, цементирующим материалом для которых является лед.
При бурении ММП могут возникнуть следующие осложнения:
Бурение скважин в ММП должно осуществляться в строгом соответствии с «Регламентом технологии строительства скважин в условиях ММП». Конструкция скважин в зоне залегания ММП должна обеспечивать надежную сохранность ее устья, предотвращать промыв буровым раствором затрубного пространства за направлением и кондуктором, исключать провал пород в приустьевой зоне скважины во время бурения и эксплуатации.
Эксплуатационную колонну необходимо составлять из труб, выдерживающих давления, которые возникают при промерзании затрубного пространства.
Меры предотвращения: Сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Буровой раствор следует использовать такого качества, чтобы избежать замерзания при длительном прекращении циркуляции.
На многих нефтегазовых месторождениях в составе нефти и газа содержится сероводород. Очень часто пласты с нефтью и газом, содержащие сероводород, являются с АВПД. Сероводородная агрессия особенной проявляется при бурении глубоких скважин (более 4000 м) на месторождениях нефти и газа с содержанием сероводорода до 25-30% (например, Тенгизское нефтяное месторождение в Прикаспийской впадине).
При бурении скважин, когда вскрываются пласты с сероводородом, должны соблюдаться жесткие требования по технике безопасности. В условиях сероводородной агрессии могут возникнуть следующие осложнения:
1. Разрушение бурильных, обсадных труб и устьевого оборудования в результате коррозионного растрескивания.
2. Ухудшение свойств буровых растворов – увеличение водоотдачи, образование высокопроницаемой фильтрационной корки.
3. При рН близкой к 7 в случае обильного поступления в скважину сероводорода, образуются густые липкие сгустки, что может привести к прихвату инструмента
При бурении скважин в условиях сероводородной агрессии необходимо использовать:
Для нейтрализации сероводорода в раствор необходимо вводить медный купорос или железный купорос. В результате химической реакции образуются гидроокиси этих металлов и сульфаты натрия, кальция и т.д.
Добавка силиката натрия Nа2SiO3 (жидкое стекло) практически полностью предотвращает коррозию бурового оборудования и инструмента.
При необходимости утяжеления бурового раствора необходимо использовать железистые утяжелители (гематит):
Кроме гидроокисей металлов, могут быть использованы и карбонаты, при взаимодействии образуются:
При использовании физико-химического метода достигается полная нейтрализация сероводорода с образованием продуктов реакции, не оказывающих вредного влияния на окружающую среду.
Контрольные вопросы:
Литература: (О-1) с. 191-221;
(Д-4) с.172-190; (Д-5) с. 125-139.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Крепление скважин в вечной мерзлоте
Передовые пути решения проблем крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород и зонах повышенных поглощений
На сегодняшний день одним из актуальных вопросов, широко обсуждаемых ведущими экспертами нефтегазовой отрасли РФ, является подбор и выбор наиболее эффективных тампонажных материалов для крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород (ММП) и зонах повышенных поглощений (ЗПП). По мнению ведущих специалистов крупнейших нефтесервисных компаний, проектных институтов и производителей специальных тампонажных смесей, на сегодня нет готовых высоко результативных материалов, полностью решающих данные проблемы. В связи с этим поиск и разработка готовых оптимальных решений является перспективной, первоочередной и интересной задачей для научного, инженерного состава нефтегазового сектора РФ.
Тампонажный гипс ЗАО «СГК» производится на основе высокопрочного гипса и имеет следующие характеристики:
За минувшие годы продукция СГК эффективно использовалась в качестве базового компонента тампонажных растворов на скважинах с различными характеристиками на территории России и стран СНГ.
Тампонажный гипс ЗАО «СГК» неоднократно применялся в условиях многолетнемерзлых пород.
Что именно обеспечивает смесям наличие в тампонажных гипсоцементных растворах тампонажного гипса производства ЗАО «СГК»?
2. Обеспечивает первичную начальную прочность тампонажного камня.
3. Наблюдается отсутствие усадки при твердении.
4. Повышается показатель сцепления с обсадными колоннами.
5. Тампонажный раствор получается однородным, с заданными реологическими характеристиками за счет отсутствия седиментации.
6. Тампонажный гипс ЗАО «СГК» является экологичным продуктом.
Опыт использования тампонажного гипса ЗАО «СГК» компанией «СпецЦементСервис» (ГК «Гранула») показал также, что составы, разработанные на базе данного продукта, в условиях ММП демонстрируют низкое тепловыделение при гидратации, высокую морозостойкость и водостойкость цементного камня, а также его долговечность, что чрезвычайно актуально при повторяющихся циклах замораживания-оттаивания в процессе строительства и эксплуатации скважин. Для работы компания разработала две композиции — CemFrost (для растворов нормальной плотности) и CemFrost Lite (для облегченных растворов). Основные показатели растворов, а также цементного камня на базе этих тампонажных материалов следующие:
Применение тампонажного гипса ЗАО «СГК» для ликвидации зон повышенных поглощений
В тампонажных растворах для ЗПП наличие тампонажного гипса ЗАО «СГК» обеспечивает
— создание быстросхватывающихся, седиментационно устойчивых растворов,
— сокращение времени на ликвидацию поглощений.
Это позволяет рассматривать примененияе Тампонажного гипса производства СГК как одного из эффективных и экономически выгодных способов борьбы с поглощениями буровых растворов и иных жидкостей в скважинах.
ЗАО «Самарский гипсовый комбинат»,
443052, г. Самара, ул.Береговая, 9А.
Особенности технологии бурения скважин в многолетнемерзлых породах
Особенности технологии бурения скважин в многолетнемерзлых породах
А. С. НОВИКОВ – к.т.н., технический директор ООО «МИП Георазведка плюс», e-mail: novikov.as@mail.ru
Д. Ю. СЕРИКОВ – д.т.н., доцент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина
В статье описаны особенности бурения скважин в многолетнемерзлых породах. Даны рекомендации, позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в районах залегания многолетнемерзлых пород.
Ключевые слова: многолетнемерзлые породы, проходка скважины, глубина залегания пород, буровая колонна.
Технология бурения скважин в многолетнемерзлых породах в основном определяется мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Для этой территории должны быть созданы мерзлотные карты со сведениями о температуре, мощности, льдистости и др. В противном случае, проводка скважины может существенно осложнится, а последующая эксплуатация будет затруднена из-за частых капитальных ремонтов обсадных колонн. Как правило, это смятие, которое обуславливается образованием каверн в интервалах многолетне-мерзлых пород с повышенной льдистостью и неравномерным их промерзанием. Условно многолетнемерзлые породы можно разделить на активную мерзлоту и пассивную. Активная мерзлота представлена песчаниками, суглинками с повышенной льдистостью до 60%, пассивная мерзлота представлена в основном глинами, обладающих незначительной льдистостью. В основном мощность многолетнемерзлых пород колеблется от 400 до 600 м. Температура в подошве многолетнемерзлой породы, как правило, находится в пределах от −5° до −8°С. Однако в северо-западной части Якутии в процессе бурения было установлено распространение многолетнемерзлых пород до глубины 1400 м. В районе расположения крупнейших месторождений ОАО «Газпром» (Уренгойского и Ямбургского) глубина многолетнемерзлых пород в среднем составляет 500-600 м.
К основным осложнениям при проводке скважин в многолетнемерзлых породах можно отнести следующие:
Помимо этого, при бурении в пассивной мерзлоте происходит интенсивное сальникообразование.
Для предотвращения осложнений при проводке скважин в многолетнемерзлых породах необходимо предусмотреть и разработать следующие мероприятия от возможных инцидентов:
Описанные выше задачи решаются на основе проведения комплекса геокриологических исследований и технологических мероприятий:
Проблемными при бурении скважин в многолетнемерзлых породах являются 2 основные зоны:
Основная опасность при бурении многолетнемерзлой породы это растепление активной части многолетне-мерзлой породы и образование несоизмеримых каверн и кратера на устье скважины, которые впоследствии могут стать причиной смятия колонн. Для предотвращения размыва и создания застойных зон в активной части многолетнемерзлой породы, бурение нужно осуществлять нестабилизированным раствором с повышенной вязкостью 100–120 сек. При этом температура входящего раствора должна быть минимально низкой. Проблема усложняется при бурении в условиях низких температур, при температуре закачиваемого раствора ниже 20°С, высока вероятность заморозки манифольда.
Бурение пассивной части многолетнемерзлой породы осложняется сальникообразованием, поэтому для предотвращения сальникообразований, вязкость раствора при входе в пассивную часть многолетнемерзлой породы снижается до 45 сек., при максимальной промывке. Практика показывает, что бурение двух несовместимых зон по данной технологии, как правило, проходит успешно.
Для бурения в многолетнемерзлых породах могут применяться РНО, оборудование устья скважины холодильными установками, пенами, при креплении разработаны теплоизоляционные трубы повышенной прочности и специальные цементы. Жидкость, находящаяся в кавернах, после окончания бурения начинает замерзать с периферии, сжимая жидкость, создавая давление на колонну. По мере замерзания колонны в незамерзшей части колонны создается давление, превышающее прочность труб на смятие. Для предотвращения смятия колонн на практике применяется метод управляемого замораживания разработанной в НКЛ ВНИИгаз. Прогрев скважины циркулирующей жидкостью с температурой 1-2°С и подачей 10-12 л/с, до снижения температуры за колонной до −1°С. При этом замерзание жидкости в каверне будет завершено.
В обсаженном стволе скважины в интервале залегания многолетнемерзлых пород и на 50 м ниже, обсадные колонны должны оснащаться жесткими центраторами-турбулизаторами типа ЦТГ. Для обсадных колонн диаметром 324 мм и более допускается применение жестких центраторов типа «стрингер» конструкции Тюмень НИИгипрогаз. В необсаженном стволе кондуктор необходимо оснащать центраторами типа ЦЦ-1. В обсаженном или открытом стволе скважины ниже многолетнемерзлой породы с углом наклона до 250 возможно использование упругих центраторов типа ЦЦ-1. Для наклонных более 250 и горизонтальных участков ствола скважины необходимо применять жестко упругие центраторы типа ЦЦ-2,4 или жесткие – типа ЦТГ. Потайные колонны, особенно выполняющие роль части эксплуатационной или перекрывающие верхний этаж нефтегазоносности, должны обязательно оснащаться заколонными пакерами. Буферные жидкости для цементирования обсадных колонн, в том числе в случаях, предусматривающих вымыв жидкости на поверхность, должны быть незамерзающими.
Таким образом, бурение нефтяных и газовых скважин в районах многолетнемерзлых пород обладает своими особенностями и связано с определенными сложностями. Однако, соблюдение описанных выше рекомендаций позволяет существенно снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в районах залегания многолетнемерзлых пород, и как следствие повышает безопасность персонала, а также дает возможность снижать сроки и стоимость строительства скважин.
ЛИТЕРАТУРА: