Актуальность проблемы. Основными направлениями развития топливно-энергетического комплекса России определены главные задачи отрасли: повышение темпов и эффективности развития экономики на базе ускорения научно-технического прогресса, техническое перевооружение и реконструкция производства, интенсивное использование производственного потенциала, совершенствования системы управления. При этом предусмотрено обеспечение добычи достаточного количества нефти, газа и газового конденсата за счет развития отрасли путем ввода в разработку большого числа новых нефтегазовых месторождений. Особое внимание уделяется освоению бурения скважин на глубины 5000 — 7000 метров и более с целью ввода в разработку глубокозалегающих месторождений. Увеличение объемов добычи нефти и газа неизбежно связано с эксплуатацией новых месторождений и продуктивных горизонтов, открытие которых зависит от степени совершенства технологии бурения скважин.
Опыт показывает, что бурение до проектных глубин нередко сопровождается возрастающим воздействием возникающих в находящемся в стволе скважины буровом растворе гидродинамических, физико-химических и механических процессов на общее состояние системы «скважина-пласт». Это в конечном счете приводит к многочисленным осложнениям и авариям.
Из всех видов известных осложнений особую опасность представляют газонефтеводопроявления, переходящие при определенных условиях в открытые газовые и нефтяные фонтаны. Эти осложнения имеют место на многих месторождениях страны, но проявляются с различной интенсивностью в зависимости от конкретных технико-технологических особенностей процесса бурения и геологической ситуации района.
Обычная технология, по данным зарубежной литературы [5,15,46], пригодна для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной не свыше 4000 метров. Чтобы дальнейшее углубление скважин было эффективным, требуется применение специальной технологии, так как в противном случае возможны осложнения и аварии. Специальная технология бурения [7,11,12,23,28] основана на поддержании на забое скважины давления, приближающегося по своей величине к пластовому, включает в себя как важнейшую составную часть комплекс противовыбросовых мероприятий, позволяющих обнаружить, распознать и ликвидировать развивающийся выброс еще на стадии проявления с минимальными затратами [8,47,57,58,61].
Чтобы повысить в этих условиях рентабельность буровых работ, необходимо всемерно снижать затраты времени и средств на борьбу с газонефтеводопроявлениями и создавать условия для нормального процесса углубления скважины путем ликвидации вышеупомянутых осложнений. Эта задача приобретает особую актуальность с возрастанием глубин бурения скважин, так как при этом интенсивность таких осложнений резко повышается.
Газонефтеводопроявления (ГНВП) вызывают целый ряд вредных последствий. Это такие осложнения, при которых существует реальная угроза их перехода в тяжелые аварии (открытое фонтанирование или выброс), часто приобретающие характер стихийных бедствий, для ликвидации которых требуются большие материальные ресурсы. Как правило, при этом существенно осложняется деятельность всех прилегающих к району аварии объектов промышленности, транспорта, сельского хозяйства и населенных пунктов.
Основными потенциальными загрязнителями окружающей природной среды при газонефтеводопроявлениях в процессе бурения нефтяных и газовых скважин являются: •.
• технологические буровые растворы (задавочные, промывочные, герметизирующие);
• загрязненные технологическими буровыми растворами сточные воды;
• продукты сжигания пластовых флюидов на факеле при технологической обработке скважины;
• химические реагенты и материалы, используемые для приготовления технологических буровых растворов.
Почва, природные воды, в том числе и подземные, могут быть загрязнены:
• при разгерметизации системы циркуляции технологических буровых растворов;
• при порывах трубопроводов и емкостей;
• при аварийных ситуациях, связанных с выбросами пластовых флюидов;
• в процессе погрузки, транспортирования, разгрузки и хранения химических реагентов и материалов, используемых для приготовления технологических буровых растворов;
• в результате перетоков пластовых флюидов из-за ненадежной конструкции скважины, некачественного цементирования и негерметичности обсадных колонн.
Атмосферный воздух также может быть загрязнен:
• технологическими отработками скважины на факел;
• испарениями токсичных соединений из емкостей или других мест хранения;
• в случае аварийных ситуаций, связанных с выбросом пластовых флюидов и их возгоранием.
Анализ аварийности по буровым предприятиям нефтегазового комплекса страны с целью оценки доли аварий, связанных с газонефтеводопроявлениями, показал, что в общем балансе аварий за последние пять лет эта категория составляет в среднем приблизительно 40%. Время, затраченное на ликвидацию рассматриваемых аварий, по отношению ко времени ликвидации аварий в целом составляет примерно 15%.
В свою очередь, анализ аварийности на Астраханском газоконденсатном месторождении показывает, что доля осложнений, связанных с ГНВП, составляет более 53% от общего числа фиксируемых осложнений, при этом в годовом балансе непроизводственных затрат доля затрат на их устранение составляет от 15 до 22%.
В Российской Федерации в 1985;1994 годах произошло 113 открытых нефтяных и газовых фонтанов, 48 из которых сопровождались пожарами, взрывами, сильным загрязнением окружающей среды, имелись даже человеческие жертвы. Экономике страны нанесен громадный материальный ущерб. Потери нефти и газового конденсата составили свыше 13 млн. тонн, газа — 1240 млрд. куб. м. Пришли в негодность 38 комплектов буровых установок, ликвидировано 25 скважин, выведено из оборота 3000 га земли, причинен невосполнимый ущерб недрам [29].
Такие огромные затраты времени и средств соответственно делают весьма актуальной задачу снижения количества газонефтеводопроявлений за счет совершенствования существующих и разработки новых технологических решений для их предупреждения и ликвидации.
Научно обоснованный подход к вопросам предупреждения и ликвидации осложнений и аварий в процессе бурения, связанных с газонефтеводопроявлениями, является важнейшим резервом сокращения сроков строительства скважин и снижения их стоимости.
В настоящее время основным способом, позволяющим управлять состоянием скважины в случае начинающегося газонефтеводопроявления и предотвращать нерегулируемый выброс бурового раствора, является герметизация устья скважины надежным противовыбросовым оборудованием.
Выбор наиболее эффективного управления технологическими процессами предотвращения и ликвидации газонефтеводопроявлений базируется на установлении и степени изученности надежности, работоспособности и долговечности применяемого оборудования. Для уменьшения риска аварий, связанных с выбросом и фонтанированием, необходимо использовать самое современное оборудование, прогрессивные технологии и материалы, принимать только продуманные решения. Одним из решающих факторов предотвращения перехода проявления в открытый фонтан является применение эффективного противовыбросового оборудования с надежными и долговечными герметизирующими элементами.
Противовыбросовое оборудование должно обеспечивать не только надежную герметизацию устья скважины при проявлениях, но и возможность воздействовать на пласт с целью сохранения скважины, избежания осложнений и возвращения к нормальному процессу бурения. Цель установки противовыбросового оборудования — создать повышенную надежность над устьем.
В этой связи техническое состояние герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, которое в данный момент соответствует всем требованиям нормального выполнения задач фонтанной безопасности, имеет первостепенное значение. При этом весьма важно длительное сохранение работоспособности и долговечности герметизирующих элементов ПВО с учетом режимов, при которых превенторы эксплуатируются (неработающее противовыбросовое оборудование при работающих механизмах буровой установки во время нормального процесса бурения).
Исследованию процесса герметизации устья скважины посвящены работы У. К. Гоинса, Р. Шеффилда, С. Г. Бабаева, А. А. Даниеляна, В. А. Калентьева, О. А. Блохина, Д. В. Рымчука, В. Г. Шульги, Г. М. Гульянца, В. Д. Шевцова и др. Однако многими исследователями обычно изучалось влияние одного фактора — избыточного давления — на надежность герметизации устья скважины. Комплексного исследования сравнительного влияния твердой фазы, компонентного состава и температуры буровых растворов, сроков хранения и старения на износ уплотнительных элементов до сих пор не проводилось. Это приводит к недостаточной эффективности имеющихся в арсенале буровиков возможностей надежной герметизации устья скважины.
Кроме того, остро ощущается отсутствие руководящих документов на разработку типовой программы и методики проведения статических и динамических испытаний противовыбросового оборудования, которые бы учитывали влияние внешних факторов и режимов работы ПВО. Актуальность разработки этих документов очевидна, поэтому оценка технического состояния осваиваемого противовыбросового оборудования привлекает все большее внимание специалистов топливно-энергетического комплекса.
Как показывает практика бурения нефтяных и газовых скважин, газонефтеводопроявления представляют собой весьма опасный, сопровождаемый различными неожиданностями и последствиями вид осложнений. Поэтому оценка долговечности противовыбросового оборудования в целом, а также его герметизирующих элементов в частности особенно важна в тех случаях, когда это оборудование предназначено для обеспечения безопасности работ или когда его выход из строя может привести к возникновению аварий техногенного характера. Естественно, что технологическим и контролирующим службам, ответственным за проведение работ, желательно иметь определенную степень уверенности в надежности работы такого оборудования в течение некоторого фиксированного времени.
Это определило актуальность и содержание выполненной работы.
В последние два-три года наметилась тенденция к уменьшению как количества, так и тяжести аварий, связанных с газонефтеводопроявлениями в процессе бурения, что говорит о возросшем внимании как исполнителей работ, так и изготовителей противовыбросового оборудования к надежности герметизации устья скважины и долговечности герметизирующих элементов.
Своеобразие взаимодействия между герметизирующими элементами противовыбросового оборудования, буровым раствором и бурильным инструментом заключается в сочетании механических и физико-механических процессов, причем и те и другие изменяют присущие герметизирующим элементам свойства не только качественно, но и количественно. Это ставит проблему герметизации устья скважины в зависимость не только от первичных, но и от этих вторичных свойств.
Цель работы. Как правило, выбор того или иного герметизирующего элемента никак не увязывается с конкретной ситуацией ни качественными, ни количественными показателями материала самого элемента и базируется, в основном, на практическом опыте исполнителей работ и зачастую ограничивается наличием тех или иных материалов.
Если в последние годы выбор материала герметизирующего элемента получил количественное обоснование и исходит из определения агрессивности среды, в которой он работает, то выбор таких параметров, как работоспособность и долговечность, ведется методом проб и ошибок, не учитывающим конкретных условий работы, в частности, режимов эксплуатации противовыбросового оборудования, а также условий хранения самих уплотнителей.
При принятии решений по предупреждению и ликвидации осложнений, связанных с газонефтеводопроявлениями, значение приобретает не столько точность качественной характеристики материала герметизирующего элемента противовыбросового оборудования, сколько правильная прогнозная оценка его работоспособности и долговечности. Основываясь только на них можно определить комплекс технологических решений по предупреждению и ликвидации осложнений, связанных с газонефтеводопроявлениями, в целях повышения фонтанной безопасности.
Целью настоящего исследования является разработка и обоснование методики оценки технического состояния герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов для определения работоспособности и долговечности противовыбросового оборудования. Такая оценка базируется на реальных условиях бурения и призвана обеспечить фонтанную безопасность выполняемых работ, а также сократить непроизводительные затраты времени и материальных ресурсов.
Научная новизна. В настоящей работе представлены научно-методические основы анализа и оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов по результатам эксплуатационных испытаний противовыбросового оборудования с учетом качественных показателей материала герметизирующих элементов. Такой комплексный подход позволяет применить расчетные методы как для оценки ситуации, так и для выбора мероприятий по предупреждению и ликвидации осложнений, связанных с газонефтеводопроявлениями.
Предложенный экспресс метод оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов противовыбросового оборудования открывает возможность прогнозировать техническое состояние ПВО, установленного непосредственно на бурящейся скважине. Это позволит определить ход процесса герметизации ствола скважины в предстоящем отрезке времени в конкретной размерности и степень вероятности того, что процесс герметизации не выйдет за установленные границы допусков, а это в конечном итоге будет способствовать обеспечению фонтанной безопасности.
Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю. доктору технических наук К. М. Тагирову и кандидату технических наук JI.A. Пашиняну за помощь при выполнении диссертационной работы и считает приятным долгом выразить благодарность доктору технических наук А. Г. Аветисову и кандидату технических наук С. Р. Хлебникову за ряд ценных советов, данных при подготовке диссертации.
Автор глубоко признателен сотрудникам филиала — Астраханская ВЧ ООО «Газобезопасность» ОАО «Газпром» за всемерное содействие и помощь при проведении эксплуатационных испытаний противовыбросового оборудования, а также всем лицам, помогавшим ему в выполнении данной работы.
I. Анализ причин снижения фонтанной безопасности процесса бурения и освоения скважин вследствие выхода из строя герметизирующих элементов противовыбросового оборудования.
Постоянно усложняющиеся условия разведочного и эксплуатационного бурения на нефть и газ, вскрытие продуктивных высокодебитных горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями, необходимость решения в кратчайшие сроки сложных технических и организационных задач в случае возникновения открытого фонтана требуют от работников буровых, газонефтедобывающих предприятий и военизированных служб по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых фонтанов систематического повышения квалификации, совершенствования профессиональных навыков на основе изучения современных видов техники и новейшей технологии, которые освещены в работах ряда авторов [20,23,24,29].
Однако теоретические, технические и технологические аспекты предупреждения газонефтеводопроявлений, предотвращение их перехода в открытые фонтаны, ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, по мнению различных исследователей [7,8,11,25,30,38,50], изучены недостаточно полно.
Анализ промысловых данных показывает, что в подавляющем большинстве случаев к открытому фонтанированию приводят нарушения технологии бурения, низкое качество герметизирующих элементов противовыбросового оборудования и монтажа его комплекса.
Согласно статистическим данным, открытые фонтаны (выбросы) в большинстве случаев возникают при наличии ряда отрицательных факторов:
• несоответствие геологическим условиям конструкций скважин и противовыбросового оборудования, выбранных без учета глубин залегания и пластовых давлений вскрываемых горизонтов;
• отсутствие должного контроля за противовыбросовым оборудованием на устье скважины, а также несоответствие его технических характеристик условиям бурения;
• оснащение устья скважин оборудованием, не обеспечивающим своевременную герметизацию при проявлениях;
• неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования;
• отсутствие достаточного количества бурового раствора с соответствующими параметрами на буровой;
• неправильная компоновка бурильного инструмента (отсутствие обратного клапана в бурильной колонне и т. д.);
• слабая работа профилактической службы по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений в части профессиональной подготовки персонала буровых бригад и, как следствие, отсутствие у него необходимых навыков.
Особое место, на наш взгляд, занимает отсутствие методов достоверной оценки реальной работоспособности, надежности и долговечности установленного на буровой противовыбросового оборудования. Это уникальное устройство предназначено для быстрой и надежной герметизации устья скважины, циркуляции бурового раствора с регулированием противодавления на пласт, для отвода газа, нефти или других флюидов, поступающих из скважины.
Практика предупреждения газонефтеводопроявлений и работ по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов позволила сформулировать основные функции противовыбросового оборудования:
• надежная герметизация устья при наличии или отсутствии бурильного инструмента в скважине;
• расхаживание бурильных труб по гладкой части в пределах замкового соединения (плашечный превентор), протаскивание бурильных замков (кольцевой или универсальный превентор), вращение бурильной колонны (вращающийся превентор) при герметизированном устье скважины;
• восстановление циркуляции бурового раствора с возможным противодавлением на пласт;
• быстрое снижение давления в скважине;
• закачка бурового раствора в скважину методом обратной циркуляции (через затрубное пространство);
• подвеска бурильного инструмента на трубные плашки (плашечный превентор) и удержание ими колонны от выброса из скважины под действием рабочего давления (давления в скважине).
Опыт показывает, что, несмотря на постоянное совершенствование технологии бурения и конструкций противовыбросового оборудования, открытые проявления и нефтегазовые фонтаны — довольно частое явление. Как в странах СНГ, так и в дальнем зарубежье они наносят колоссальный ущерб экономике стран и окружающей среде. В этой связи необходимость предупреждения выхода из строя противовыбросового оборудования, прогнозирование его технического состояния для осуществления безаварийного бурения с использованием оценочных методов его работоспособности и долговечности не вызывают сомнений. Основными задачами указанных методов являются:
• контроль технического состояния установленного на устье скважины противовыбросового оборудования с целью выявить соответствие типа данного оборудования требованиям технической документации и определить его реальную работоспособность на текущий момент времени;
• определение причин неисправностей и отказов ПВО с рекомендацией методов и средств восстановления работоспособности используемого противовыбросового оборудования;
• прогнозная оценка технического состояния установленного противовыбросового оборудования на предстоящий период бурения (эксплуатации) или достоверное определение интервала времени (остаточного ресурса), в течение которого сохраняется его работоспособность.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.
1. Анализ отечественных и зарубежных литературных источников, инструктивного и методического материала, а также практического опыта бурения, эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин свидетельствует о том, что надежность функционирования противовыбросового оборудования во многом определяет безопасность этих объектов. Противовыбросовое оборудование является последним рубежом защиты от сложных, экологически и социально опасных аварий — открытых фонтанов, ликвидация которых требует огромных затрат, а ущерб, наносимый ими, соизмерим с экологическими катастрофами.
На всех этапах строительства и эксплуатации, практически независимо от внешних условий (геологических, технологических или технических факторов) нефтяные и газовые скважины должны быть оборудованы надежным противовыбросовым оборудованием, гарантирующим герметизацию устья скважины в предаварийной ситуации (возникновение ГНВП).
2. Опыт эксплуатации плашечных и кольцевых превенторов показывает, а экспериментальными данными подтверждается, что наиболее уязвимым узлом их конструкции, с позиций выполнения основной функции — герметизации устья, является эластичный уплотнитель — герметизирующий элемент.
При принятии решений о дальнейшем использовании ПВО или его замене следует особое внимание уделять надежности герметизирующих элементов и обязательно учитывать ресурс их надежной работы в соответствии с предполагаемой продолжительностью предстоящих этапов технологических операций в скважине (бурение, освоение, ремонт, аварийные работы и т. п.).
3. Оценка работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов основывается на знании продолжительности их безотказной работы в конкретных (соответствующих реальным) геолого-технологических условиях. Для этого необходимо прогнозировать продолжительность их безотказной работы, причем следует иметь прогноз именно для тех элементов, которые будут установлены на ПВО, а не просто соответствующих им.
Предложено проводить оценочные испытания герметизирующих элементов, устанавливаемых в плашечных и кольцевых превенторах, для определения длительности их безотказного функционирования. Причем испытания предполагаются непродолжительные, не разрушающие герметизирующий элемент, и в условиях реальной работы скважины. Результатом этих испытаний являются сведения о времени безотказной работы либо о количестве протаскиваний инструмента через герметизирующий элемент.
4. Разработана методология оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, использующая измерение усилия расхаживания по гладкой части колонны бурильных труб в качестве критерия износа герметизирующего элемента.
5. Определена математическая модель связи между величиной деформации материала герметизирующего элемента и давлением в гидроприводе превентора в любой момент времени при расхаживании. Причем эта модель имеет два вида: для равномерного и точечного истирания. Сформулирован и математически доказан принципиальный вывод о том, что об износе герметизирующего элемента можно судить по величине падения давления в гидроприводе превентора.
6. Определена модель износа герметизирующего элемента от продолжительности (или суммарного пути) протаскивания тела трубы через него. С помощью модели можно сделать прогноз о моменте потери работоспособности герметизирующего элемента с учетом его фактического состояния (новый или уже использовавшийся).
7. Для экспериментального подтверждения теоретических положений сконструирован и внедрен в практику стенд для исследования работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.
Исследования на этом стенде полностью подтвердили работоспособность и достоверность математических моделей износа герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, предложенных в теоретической части диссертационной работы.
8. Для проведения паспортизации герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов разработаны комплексные программы и методики экспериментальных исследований их работоспособности и долговечности.
Рекомендуется проводить паспортизацию всех вновь создаваемых или закупаемых герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, особенно для организаций, производящих бурение газовых скважин.
9. Для определения и прогнозирования работоспособности и ресурса безотказной работы герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов в промысловых условиях разработан экспресс-метод оценки их технического состояния.
Этот метод позволяет с минимальными затратами времени и средств, непосредственно в процессе бурения определять момент выхода из строя герметизирующих элементов с учетом их износа. Использование метода рекомендуется работникам буровых организаций и противофонтанной службы для оценки фонтаноопасности скважин и принятии решения о проведении дальнейших работ.
10. Экспертная оценка экономического эффекта от внедрения методов прогнозирования технического состояния герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов на Астраханском газоконденсатном месторождении, осуществленного специалистами филиала «Астраханьбургаз» совместно с работниками профилактической службы филиала Астраханская военизированная часть по предупреждению и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов ООО «Газобезопасность» ОАО «Газпром», показала, что он может составлять около 250 тыс. рублей только по экономии прямых затрат на профилактические мероприятия по предотвращению открытых фонтанов. Учитывая, что ООО «Газобезопасность» обслуживает практически весь фонд скважин ОАО «Газпром», общая экономия от внедрения и использования разработанных технологических решений по повышению надежности работы ПВО может составить более 25 млн. рублей ежегодно.
