Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение фонтанной безопасности процесса бурения и освоения скважин путем оценки технического состояния герметизирующих элементов противовыбросового оборудования

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Повышение фонтанной безопасности процесса бурения и освоения скважин путем оценки технического состояния герметизирующих элементов противовыбросового оборудования"

На правахрукописи

ШПЕХТ ГЕННАДИЙ ЮРЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ФОНТАННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПУТЕМ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Ставрополь - 2005

Работа выполнена в филиале - Астраханская военизированная часть ООО «Газобезопасность» ОАО «Газпром».

Научный руков одитель:

доктор технических наук, профессор Тагиров К.М. Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Вартумян Г.Т.

кандидат технических наук, доцент Воропаев Ю.А.

Ведущая организация (предприятие) - ООО «Астраханьгазпром»

Защита состоится 09 июня 2005 года в Шчасов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при Северо-Кавказском государственном техническом университете (СевКавГТУ) по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СевероКавказского государственного технического университета.

Автореферат разослан

Ж

апреля 2005г.

Ученый секретарь диссертационного совета

к.т.н., доцент Ю.А. Пуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ 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, совершенствование 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 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 мнгих месторождениях страны, но проявляются с различной интенсивностью в зависимости от конкретных технико-технологических особенностей процесса бурения и геологической ситуации района.

Научно обоснованный подход к вопросам предупреждения и ликвидации осложнений и аварий в процессе бурения, связанных с газонефтево-допроявлениями, является важнейшим резервом сокращения сроков строительства скважин и снижения их стоимости.

Выбор наиболее эффективного управления технологическими процессами предотвращения и ликвидации газонефтеводопроявлений базируется на установлении надежности, работоспособности и долговечности прояивовыбросового оборудования.

В этой связи техническое состояние герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, которые в целом соответствуют всем требованиям нормального выполнения задач фонтанной безопасности, имеет первостепенное значение.

Исследованию процесса герметизации устья скважины посвящены работы многих отечественных и зарубежных авторов. Однако большинство исследователей обычно уделяли внимание влиянию 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 не позволяет с высокой эффективностью использовать все имеющиеся в арсенале буровиков возможности надежной герметизации устья скважины.

Цель работы. Разработка и обоснование методики оценки технического состояния герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов для определения работоспособности и долговечности проти-вовыбросового оборудования в реальных условиях бурения, которая позволит обеспечить фонтанную безопасность выполняемых работ, а также сократить непроизводительные затраты времени и материальных ресурсов.

Основные задачи исследования.

1. Провести анализ причин снижения фонтанной безопасности в процессе бурения и освоения нефтяных и газовых скважин вследствие выхода из строя герметизирующих элементов плашечных и кольцевых пре-венторов.

' 2. Обосновать основные требования по долговечности и работоспособности противовыбросового оборудования для обеспечения фонтанной безопасности.

3. Обосновать необходимость прогнозирования работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых пре-венторов на основе результатов экспериментальных исследований.

4. Разработать и сформулировать требования к стенду для проведения экспериментальных исследований долговечности и работоспособности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.

5. Обосновать и разработать комплексную программу и методику проведения экспериментальных исследований долговечности и работоспособности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенто-ров.

6. Разработать экспресс-метод оценки технического состояния пла-шечных и кольцевых превенторов.

Методика исследований и достоверность результатов.

1. Разработка принципов повышения фонтанной безопасности процесса бурения и освоения нефтяных и газовых скважин путем оценки и прогнозирования технического состояния противовыбросового оборудования.

2. Разработка основных требований к техническим средствам для проведения экспериментальных исследований, которые обеспечивают информативность, полноту, точность и достоверность результатов исследований.

3. Методология и программа экспериментальных исследований, дающих возможность качественной и количественной оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.

4. Использование математических методов обработки результатов экспериментальных исследований для построения модели износа, учиты-

вающей реальные условия и режимы работы герметизирующих элементов, которая может служить в качестве обобщенной оценки их работоспособности и долговечности.

Научная новизна. В настоящей работе представлены научно-методические основы анализа и оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов по результатам квалификационных испытаний противовыбросового оборудования с учетом реальных условий и режимов эксплуатации, а также качественных показателей материала герметизирующих элементов. Такой комплексный подход позволяет применить расчетные методы как для оценки ситуационной обстановки, так и для разработки мероприятий по предупреждению и ликвидации осложнений, связанных с газонефтеводопрояв-лениями.

Разработаны и экспериментально подтверждены математические модели износа герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превен-торов при выполнении технологических операций после герметизации устья скважины, что позволяет прогнозировать техническое состояние противовыбросового оборудования на различных стадиях его создания и использования.

Предложен экспресс-метод оценки технического состояния противо-выбросового оборудования в реальных условиях процесса бурения скважин, который позволяет с минимальными затратами времени и средств непосредственно в процессе бурения прогнозировать момент выхода из строя герметизирующих элементов с учетом их первоначального состояния.

Основные защищаемые положения.

1. Концепция принципов повышения фонтанной безопасности процесса бурения и освоения скважин за счет предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с газонефтеводопроявлениями, путем оценки и прогнозирования технического состояния противовыбросового оборудования.

2. Основные принципы разработки стенда для проведения экспериментальных исследований работоспособности и долговечности противо-выбросового оборудования в условиях, соответствующих реальным условиям бурения.

3. Методика экспериментальных исследований и испытаний плашеч-ных и кольцевых превенторов.

4. Методология оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.

5. Создание моделей износа герметизирующего элемента превентора с использованием давления в гидроприводе или усилия расхаживания в качестве критериев оценки.

6. Экспресс-метод оценки технического состояния плашечкых пре-венторов в промысловых условиях.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработан метод оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, который позволит повысить фонтанную безопасность процесса бурения и освоения, сократить сроки строительства скважин в целом, исключить дополнительные расходы материалов и средств, связанные с необходимостью ликвидации газонефтеводопроявлений и их последствий.

Предлагаемая разработка может быть применена как для оперативного контроля за техническим состоянием используемого в процессе бурения противовыбросового оборудования, так и для корректировки технологии в процессе бурения.

Принятые математические модели процесса герметизации устья скважины позволяют реализовать разработанную методику непосредственно на буровой в процессе бурения без дополнительных испытаний герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов. Это дает возможность провести прогнозную оценку предполагаемых технологиче-

ских решений, а также оперативно скорректировать проведение процессов ликвидации ГНВП или открытых фонтанов.

Разработанные методики включены в проект отраслевой «Программы и методики испытаний» превенторов плашечных гидравлических одинарных и сдвоенных, предназначенных для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения выбросов и открытых фонтанов, а также входящих в состав противовыбросового оборудования при выполнении ремонтных работ на газовых и нефтяных скважинах.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на расширенном заседании кафедры нефтегазового промысла Кубанского государственного технологического университета (Краснодар, 2004г.), на техническом совете филиала - «Астраханьбургаз» ДОО «Бургаз» ОАО «Газпром» (п. Аксарайский, Астраханская обл., 2003г.), на научно-техническом совете ООО «Газобезопасность» (Москва, 2004г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано семь работ.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций, изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 5 таблиц, 11 рисунков, список литературы из 62 наименований, 2 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследования, изложена его новизна и основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе диссертации приводится анализ работ О.А. Блохина, ДВ. Рымчука, Г.М. Гульянца, В.Д. Шевцова, А.К. Куксова, В.Г. Шульги, У.К. Гоинса, Р. Шеффилда и др., посвященных исследованию причин снижения фонтанной безопасности процесса бурения и освоения скважин. Эти исследования условно делятся на несколько групп.

К первой группе можно отнести работы, в которых в качестве основной причины повышения фонтанной опасности процесса бурения и освоения рассматривается несоответствие геологическим условиям конструкций скважин и противовыбросового оборудования, выбранных без учета глубин залегания и пластовых давлений вскрываемых горизонтов.

Приведенные авторами решения в целом не являются универсальными, они не учитывают условия и режимы работы противовыбросового оборудования, в частности плашечных и кольцевых превенторов.

Во второй группе, напротив, несоответствию технических характеристик ПВО условиям бурения, оснащению устья скважин оборудованием, не обеспечивающим должную герметизацию ствола скважины отводится ведущая роль. Однако общим недостатком этих исследований является, на наш взгляд, отсутствие в них методов достоверной оценки реальной работоспособности, надежности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, установленных на буровых. Авторы третьей группы основную роль в снижении фонтанной безопасности отводят слабой работе профилактической службы по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений в части профессиональной подготовки персонала буровых бригад, отсутствию должного контроля за ПВО на устье скважины.

Проблема повышения долговечности стандартного бурового оборудования рассматривалась в работах ряда авторов, однако анализ исследований, посвященных этой проблеме, показывает, что в отечественной и зарубежной литературе слабо освещено изучение причин и характера отказов основных узлов противовыбросового оборудования.

Вторая глава посвящена разработке основ для проведения экспериментальных исследований технического состояния герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов с целью оценки и прогнозирования их работоспособности и долговечности. В этой связи для исследований были разработаны и изготовлены основные детали и узлы стенда по

испытанию стандартного бурового нефтепромыслового оборудования. Конструктивно стенд представляет собой две испытательные скважины глубиной 2000 и 250 метров соответственно. В состав устьевого оборудования каждой скважины входит колонная головка с установленным проти-вовыбросовым оборудованием (плашечный и кольцевой гидравлические превенторы вместе со станцией гидропривода). На устье испытательных скважин смонтированы стандартная буровая установка и установка для спуска колонны бурильных труб в скважину, находящуюся под давлением. Кроме того, в состав стенда входят специально спроектированные и изготовленные дополнительные узлы и агрегаты: насосные агрегаты, всасывающие и нагнетательные манифольды, циркуляционная система, снабженная рядом дополнительных устройств и механизмов, и др. Более того, специально для стенда разработан интегрированный аппаратно-программный комплекс для контроля и регистрации информации при проведении экспериментальных исследований. Этот комплекс обеспечивал быструю обработку результатов экспериментальных исследований на ЭВМ, надежное хранение и ретроспективный доступ к данным, быструю переналадку и возможность параллельной работы с несколькими объектами испытаний.

Анализ работ Бабаева С.Г., Гаскарова Д.В., Гриба В.В., Гульянца Г.Н., Даниеляна А.А. и др. показал, что до настоящего времени нет методических либо нормативно-технических документов, которые бы регламентировали проведение квалификационных испытаний или экспериментальных исследований соответствующими планами, программами и методиками. Предложенная программа и методика проведения испытаний является руководством при экспериментальном исследовании работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов и предусматривает комплекс мероприятий для определения технического состояния противовыбросового оборудования в процессе его эксплуатации на основе объективных показателей.

Вопросы прогнозирования технического состояния противовыбросо-вого оборудования в настоящее время привлекают все большее внимание специалистов нефтегазового комплекса в нашей стране и за рубежом. Это вызвано тем, что в связи с увеличивающимися глубинами бурения и соответственно усложняющимися геологическими условиями проводки скважин резко возрастает значимость повышения фонтанной безопасности и предвидения состояния всего бурового оборудования.

Прогнозирование работоспособности и долговечности герметизирующих элементов противовыбросового оборудования должно основываться главным образом на анализе процессов герметизации скважин, специальных экспериментальных исследованиях и испытаниях, изучении закономерностей, которым подчиняются процессы герметизации, обусловливающие формирование показателей надежности. Приведенные в диссертационной работе расчеты, моделирование, экспериментальные исследования и испытания служат основным средством для получения как констатирующих, так и прогнозирующих оценок надежности ПВО.

Третья глава посвящена теоретическим и экспериментальным исследованиям причин нарушения герметичности уплотнительных элементов плашечных и кольцевых превенторов с целью прогнозирования их технического состояния.

Методология решения данной проблемы исходила из предпосылки о том, что работоспособность герметизирующего элемента зависит от наличия или отсутствия гидравлической связи между полостями под и над плашками превентора, то есть от наличия или отсутствия гидравлических каналов в пространстве между бурильной трубой и герметизирующим элементом. Возникновение этих каналов (износ) обусловлено действием сил трения между трубой и эластичным герметизирующим элементом при движении бурильного инструмента через закрытый превентор.

Наличие каналов определялось двумя способами:

- прямым - фиксированием износа герметизирующего элемента;

- косвенным - фиксированием утечек бурового раствора (жидкости) через герметизирующий элемент превентора.

Эти способы использовались при проведении экспериментальных исследований и испытаний герметизирующих элементов с целью определения их долговечности, то есть интервала времени, в течение которого они сохраняют работоспособность. По сути дела экспериментальные исследования выявили параметры модели образования гидравлических каналов в герметизирующем элементе превентора при расхаживании по гладкой части бурильной трубы в пределах замкового соединения.

Для определения модели износа герметизирующего элемента было принято во внимание, что работа, затрачиваемая на разрушение материала герметизирующего элемента равна работе сил трения при расхаживании тела бурильной трубы через уплотнитель за определенный промежуток времени.

Учитывая, что величина силы прижатия герметизирующего элемента по нормали к телу бурильной трубы зависит от давления в гидроприводе превентора, а также соотношения между давлением в гидроприводе и упругой деформацией герметизирующего элемента была выведена зависимость между давлением в гидроприводе и временем износа герметизирующего элемента

где и - давление в гидроприводе превентора в любой момент

времени и в начальный момент его закрытия, МПа; -Ур - скорость расхажи-вания бурильной трубы через герметизирующий элемент, - интервал времени, в течение которого произошло приращение износа материала, с; А - обобщенный параметр, который учитывает деформацию материала, локальность истирания поверхности разрушения, коэффициент трения, работу на разрушение материала, м/Н.

Следовательно, об износе герметизирующего элемента можно судить по величине падения давления в гидроприводе превентора. Это давление

зависит, кроме первоначального давления закрытия превентора, от скорости расхаживания труб через герметизирующий элемент и продолжительности процесса расхаживания, от обобщенного параметра А, совокупно характеризующего характер трения, материал элемента и тип его износа. Это заключение позволяет сформулировать и решить обратную задачу -при известных и А можно определить время по истечении кото-

рого давление в гидроприводе превентора достигнет заданной или

некоторой конкретной величины.

Решение обратной задачи важно с точки зрения определения показателей работоспособности герметизирующего элемента. Опытным путем (например, при проведении квалификационных испытаниях) для данной марки герметизирующего элемента можно установить величину давления под плашками (в скважине), при которой происходит нарушение герметичности противовыбросового оборудования. Иными словами, можно определить условие соотношения между давлением в скважине, которое отжимает герметизирующий элемент от трубы, и давлением в гидроприводе превентора, которое создает прижимающее усилие элемента к трубе. Это условие можно представить следующим образом:

Pr(t)<p-PCKe, (2)

где РС1М - давление в скважине, под плашками превентора, МПа; р - коэффициент, учитывающий природу и характер механизма образования гидравлических каналов между трубой и герметизирующим элементом пре-вентора.

Алгоритм решения обратной задачи следующий. Зная давление и Р, можно определить по соотношению (2), а затем, используя уравнение (1), - время, по истечении которого будет достигнута найденная величина Pp(t). Параметр А, входящий в уравнение (1), определяется путем проведения испытаний герметизирующего элемента как неизвестный параметр модели известного вида.

Герметизирующий элемент плашечного или кольцевого превенторов можно эксплуатировать пока величина утечек бурового раствора согласно ГОСТ 27743-88 не достигнет 4 л/мин. С технологической точки зрения важно уметь в любой момент времени 1 определить ресурс герметизирующего элемента, то есть определить время, когда он выйдет из строя. Определить этот промежуток времени можно, приняв следующие допущения:

1. Физически утечка бурового раствора через герметизирующий элемент является истечением жидкости через узкую щель.

2. Давление в гидроприводе зависит от износа герметизирующего элемента.

Ш^^Мю' (3)

где - давление в гидроприводе превентора в любой за-

данный момент времени / ив момент времени /и„ когда утечка только началась; 0(V) И 0,{$п ) - объем утечки в момент времени I и фиксируемая

начальная утечка, л/мин; Ъ - безразмерный коэффициент, характеризующий зависимость между износом герметизирующего элемента и давлением в гидроприводе.

Таким образом, приведенные выше модели позволяют определить моменты начала утечки через герметизирующий элемент и выхода его из строя (потеря функциональной работоспособности).

Однако при проведении экспериментов было установлено, что из-за большого объема жидкости в системе гидроуправления и незначительных его изменений при износе (поршень с уплотнителем выдвигается на незначительное расстояние) затруднительно осуществлять контроль за процессом изменения давления в гидроприводе превентора с достаточной точностью. При этом контроль за изменением усилия (вследствие износа) рас-хаживания бурильных труб по их гладкой части через уплотнительный элемент с использованием современных высокочувствительных датчиков

натяжения талевого каната оказался вполне эффективным для определения износа герметизирующих элементов с целью оценки их работоспособности и долговечности.

Аналитически была определена модель зависимости износа герметизирующего элемента превентора от времени и скорости расхаживания через него по гладкой части бурильных труб или, что эквивалентно, от пути, который проходят при этом бурильные трубы, контактируя с герметизирующим элементом. Модель была получена из предположения, что сила трения, обусловливающая усилие, при котором происходит расхаживание труб через герметизирующий элемент превентора, напрямую зависит от его износа

= (4)

В предложенной модели износ фигурирует в виде безразмерного параметра N(8). Безразмерный параметр трения В = Т] ' / ' ОС отражает влияние как геометрии уплотнителя так и характера трения (от этого зависит коэффициент трения /)иразмера контактной поверхности (ОС).

Темп износа зависит как от характера трения и качества

контактной поверхности, так и от свойств материала: - удельная работа разрушения единицы объема материала уплотнителя; к - упруго-деформационная характеристика данной конструкции (превентор, герметизирующий элемент, труба и т.д.).

Пороговое значение длины расхаживания труб через герметизирующий элемент предполагает вполне определенное соотношение между безразмерным параметром трения В и безразмерным параметром износа N(8), который в этом случае обозначается И(Бо). Это соотношение Р) индивидуально для каждой конкретной партии герметизирующих элементов и может быть определено экспериментально

в

= Д-

(5)

При известном параметре модели (4) у и известном (5] можно определить длину расхаживания труб через герметизирующий элемент, после чего начнется утечка бурового раствора

Для определения суммарной длины расхаживания труб через герметизирующий элемент, после чего утечка достигнет 4 л/мин (элемент вышел из строя), была определена модель истечения бурового раствора через щель между трубой и герметизирующим элементом.

где и - текущий расход и расход, который максимально возможен при определенном соотношении давления в гидроприводе превентора и в скважине л/мин; - эмпирический коэффициент, зависящий от давления в гидроприводе превентора, 1/м Б и Эо - суммарная длина расхажи-вания труб через герметизирующий элемент и длина расхаживания до начала утечек бурового раствора.

и - коэффициенты модели которые определяются эмпирически при проведении испытаний. Исследования показали, что

(8)

Если известны (^щщ и к, то можно оценить долговечность герметизирующего элемента (суммарную длину расхаживания труб по гладкой части

и количество протаскиваемых замков) при сохранении технологических свойств (утечка менее 4,0 л/мин).

(11)

При наличии моделей (4)- (11) появляется возможность определить алгоритм экспресс-метода оценки долговечности герметизирующего элемента превентора. Алгоритм регламентирует последовательность действий и расчетов, а также номенклатуру и состав исходных данных для выявления остаточного ресурса уплотнителя превентора в процессе его эксплуатации.

I. Определение коэффициентов модели износа уплотнителя.

1.1. При закрытом превенторе с и давлении в скважине, равном

Р^ке = Рц скв, расхаживают £ метров труб по гладкой части. Выбор

обусловлен возможностями на буровой или стенде и их значения могут быть минимальными.

1.2. По результатам замеров усилия, затрачиваемого на трение (разница между усилием расхаживания, которое изменяется во времени, и весом колонны), определяется момент времени ^, когда величина

различимо упала.

1.3.Имея значения Рщр^о) и Рщр^) ИЛИ Ртр(${) (заметим, что необходимо определить коэффициенты модели (4) износа

герметизирующего элемента превентора

Примечание: если имеется возможность сделать несколько замеров

вполне различимых усилии, затрачиваемых на трение .

•МО.

то опреде-

ление коэффициентов модели износа Bay следует проводить с использованием метода наименьших квадратов (МНК), как было показано выше. И. Согласно результатам эксплуатационных испытаний данного вида превентора известно значение коэффициента что позволяет получить прогнозную величину длины расхаживания колонны труб через превентор по модели (6), при которой начинается утечка бурового раствора через герметизирующий элемент превентора.

III. Для предполагаемых в дальнейшей эксплуатации величин давления управления в гидроприводе и давления в скважине вычисляются значения коэффициентов модели истечения бурового раствора через щель между трубой и герметизирующим элементом превен-тора Qmaii и k по формулам (8), (9) или (10)

IV. Определяется прогнозная величина длины расхаживания колонны труб через превентор после начала утечки до достижения ею величины, равной 4 л/мин, по формуле (11).

Таким образом получаем прогноз предполагаемого ресурса герметизирующего элемента по долговечности при расхаживании с заданными значениями Рие и Рг до момента утечки 4 л/мин.

Правомерность представленного выше подхода и адекватность модели износа проверены экспериментальным путем при проведении приемочных испытаний плашечных превенторов ОАО «Станкотехника» (г. Ту-

ла), ФГУП «Воронежский механический завод» и ОАО НПО «Буровая техника (г. Москва).

По результатам измерения усилий расхаживания бурильных труб через герметизирующий элемент на начальном этапе по модели износа (4) было рассчитано пороговое значение величины при которой начинается утечка бурового раствора. Расчетная длина составила 16870 м. Эксперимент продолжили до появления утечек. Экспериментально определенная длина составила 16772 м. Относительная ошибка рассчитанного порогового пути по сравнению сданными эксперимента составляет 98 м, или 0,6%.

Итак, подтверждена правомерность предложенной модели износа герметизирующего элемента превентора до начала утечки через него бурового раствора и показано, что коэффициенты модели могут быть адекватно определены при проведении тех или иных экспериментальных исследований или испытаний противовыбросового оборудования.

Аналогичные эксперименты были проведены и для определения суммарной длины расхаживания бурильных труб через герметизирующий элемент до полного выхода герметизирующего элемента из строя (утечка 4 л/мин).

Относительная ошибка рассчитанной длины по сравнению с данными эксперимента составляет 214 м, или 1,1%.

Можно считать, что доказана правомерность предложенной модели износа герметизирующего элемента превентора с момента начала утечки до полного его выхода из строя.

Следовательно, разработанный алгоритм экспресс-метода оценки долговечности герметизирующего элемента превентора работоспособен и может быть предложен для практического применения.

Технико-экономические аспекты

Эффектообразующие факторы прогнозирования технического состояния противовыбросового состояния (плашечных и кольцевых превен-торов) можно классифицировать по следующим позициям:

- оценка и своевременная замена герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов в процессе эксплуатации ПВО,

- предотвращение «внезапного отказа», то есть мгновенного выхода из строя ПВО при проведении аварийных и ремонтных работ в скважине;

- принятие решений о возможности использования в определенных геолого-технических условиях герметизирующих элементов с различными качественными характеристиками (после длительного хранения, из различных материалов, разных заводов-изготовителей или даже партий поставки, бывших в употреблении).

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ отечественных и зарубежных литературных источников, инструктивного и методического материала, а также практического опыта бурения, освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин свидетельствует о том, что надежность функционирования противовыбросового оборудования во многом определяет безопасность этих объектов. Противовыбро-совое оборудование является последним барьером на пути сложных, экологически и социально опасных аварий - открытых фонтанов, ликвидация которых требует огромных затрат, а ущерб, наносимый ими, соизмерим с экологическими катастрофами

В процессе бурения, освоения и капитального ремонта 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

слабым 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 их работоспособность 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, которую необходимо прогнозировать, причем важно иметь прогноз именно для тех элементов, которые будут установлены на ПВО, а не просто соответствующих им.

. Предложено проводить квалификационные испытания герметизирующих элементов, устанавливаемых в плашечных и кольцевых превенто-рах, для определения длительности их безотказного функционирования. Испытания предполагаются непродолжительные, не разрушающие герметизирующий элемент, проводимые в условиях реальной работы скважины. Результатом этих испытаний являются сведения о времени безотказной работы либо о суммарной длине расхаживания бурильного инструмента через герметизирующий элемент.

4. Разработана методология оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенто-ров, использующая величину 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 гидро-

приводе 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 суммарной длины) расхаживания тела трубы через него. С помощью модели можно сделать прогноз о моменте потери работоспособности герметизирующего элемента (нового или уже использовавшегося) с учетом его фактического состояния.

7. Для экспериментального подтверждения теоретических положений разработан и внедрен в практику стенд для проведения исследований работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.

Выполненные на стенде исследования полностью подтвердили работоспособность и достоверность математических моделей износа герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов, предложенных в теоретической части диссертационной работы.

8. Для проведения сертификации и паспортизации герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов разработана комплексная программа и методика экспериментальных исследований их работоспособности и долговечности.

Рекомендуется проводить сертификацию и паспортизацию всех вновь выпускаемых или закупаемых плашечных и кольцевых превенторов и их герметизирующих элементов, особенно для организаций, ведущих бурение нефтяных и газовых скважин.

9. Для определения и прогнозирования работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превен-торов 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. Метод рекомендуется использовать работникам буровых организаций и противофонтанной службы для оценки фонтаноопасности скважин и принятия решения о проведении дальнейших работ.

10. Экспертная оценка экономического эффекта от внедрения методов прогнозирования технического состояния герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов на Астраханском газоконденсат-ном месторождении, осуществленного специалистами филиала «Астра-ханьбургаз» 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 от экономии прямых затрат на профилактические мероприятия по предотвращению открытых фонтанов. Учитывая, что 0 0 0 «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.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Импортозамещающему промысловому оборудованию - квалифицированные испытания. / В.Ф. Абубакиров, Г.Ю. Шпехт, Л А. Пашинян и др. // Газовая промышленность. -М., 2001. № 10. -С 50-51.

2. Шпехт Г.Ю., Пашинян Л.А., Питателев Ю А. Организация и методика испытания противовыбросового оборудования. // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. - М, 2002. -№ 1. -С 43-44.

3. Шпехт Г.Ю., Пашинян ЛА., Питателев ЮА. Испытания нового противовыбросового оборудования в ОАО «Газпром». // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. - М, 2002. -№ 2. -С 42-44.

4. Шпехт Г.Ю. Стенд для испытаний противовыбросового оборудования. // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. -М., 2002. -№3. -С 33-34.

5. Шпехт Г.Ю. Экспресс-метод оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов противовыбросового оборудования. //Гипотезы, поиск, прогнозы: Сборник научных трудов СКО РИА, КГТУ, НТЦ «Кубаньгазпром». - Краснодар, 2003. -Вып. 17. -С 77-83.

6. Шпехт Г.Ю., Аветисов А.Г., Хлебников СР. Основы метода оценки долговечности герметизирующих элементов противовыбросового оборудования. //Гипотезы, поиск, прогнозы: Сборник научных трудов СКО РИА, КГТУ, НТЦ «Кубаньгазпром». - Краснодар, 2003. - Вып. 17. -С 84100.

7. Шпехт Г.Ю. Пашинян Л.А. Анализ и оценка работоспособности и долговечности уплотнителей плашечных превенторов по результатам эксплуатационных испытаний противовыбросового оборудования. //Гипотезы, поиск, прогнозы: Сборник научных трудов СКО РИА, КГТУ, НТЦ «Кубаньгазпром». - Краснодар, 2003. - Вып. 17. -С 113-119.

Подписано в печать 15.04.2005 г. Формат 60x84 1/16. Усл. п. л. - 1,5 Заказ № 164 Бумага офсетная. Печать офсетная. Тираж 100 экз. ГОУВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2 Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ

19 МАЙ 2005

/

1307

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шпехт, Геннадий Юрьевич

Введение.

1. Анализ причин снижения фонтанной безопасности процесса бурения и освоения скважин вследствие выхода из строя герметизирующих элементов противовыбросового оборудования.

1.1. Исследование некоторых геологических, технологических и технических факторов, обусловливающих фонтаноопасность при бурении, освоении и капитальном ремонте скважин.

1.2. Основные требования к плашечным и кольцевым превенторам для обеспечения фонтанной безопасности в различных геолого-технических условиях.

1.3. Определение параметров работоспособности и долговечности противовыбросового оборудования и методы их оценки.

1.4. Анализ причин выхода из строя герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.

1.5. Цели и задачи исследования

2. Экспериментальные исследования технического состояния герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов с целью оценки и прогнозирования их работоспособности и долговечности.

2.1. Разработка конструкции стенда для экспериментальных исследований работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.

2.2. Разработка комплексной программы и методики проведения экспериментальных исследований работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов. |

2.3. Прогнозирование работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов на основе результатов экспериментальных исследований.

3. Теоретические исследования причин нарушения герметичности уплотнительных элементов плашечных и кольцевых превенторов с целью прогнозирования их технического состояния.

3.1. Методология оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов плашечных и кольцевых превенторов.

3.2. Использование усилия расхаживания по гладкой части колонны бурильных труб в качестве критерия оценки износа герметизирующего элемента плашечного превентора.

3.3. Экспресс-метод оценки технического состояния плашечных превенторов в промысловых условиях.

4. Технико-экономические аспекты внедрения методов прогнозирования технического состояния противовыбросового оборудования в процессе его эксплуатации.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение фонтанной безопасности процесса бурения и освоения скважин путем оценки технического состояния герметизирующих элементов противовыбросового оборудования"

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.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Шпехт, Геннадий Юрьевич

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.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шпехт, Геннадий Юрьевич, Астрахань

1. Аветисов А.Г, Кошелев А.Т., Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981.

2. Адлер Ю.П. и др. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М., Наука, 1971.

3. Акофф Р. Искусство решения проблем, М., Мир, 1982.

4. Алексеев Л.Г., Литвинов В.М., Николаев К.И. Результаты промышленных испытаний резиновых уплотнений бурового насоса. Машины и нефтяное оборудование. 1966, № 2.

5. Амиров А.Д. Техника и технология освоения и эксплуатации глубоких скважин. М., Недра, 1970.

6. Бабаев С.Г. Надежность и долговечность бурового оборудования. М., Недра, 1974.

7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин М., Недра, 2000.

8. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. М., Недра, 1991.

9. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике (для инженеров и учащихся ВТУЗов). М., Наука, 1986.

10. Булатов А.И., Демихов В.И. Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин. Краснодар, Просвещение-Юг, 1993.1.. Булатов А.И. и др. Теория и практика закачивания скважин. М., Недра, 1998.

11. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. М., ВНИИОЭНГ, 1987.

12. Гаскаров Д.В. Вопросы прогнозирования изменения состояния технических объектов. ЛДНТП, Знание, 1968.

13. Гаскаров Д.В., Голинкевич Т.А., Мозгалевский А.В. Прогнозирование технического состояния и надежности радиоэлектрической аппаратуры. М., Советское радио, 1974.

14. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов. /Пер. с англ. М., Недра, 1987.

15. Головко A.M. Основы теории надежности. М., Наука, 1964.

16. ГОСТ 27743-88. Оборудование противовыбросовое. Общие технические требования.

17. ГОСТ 27.410-87. Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность.

18. Гриб В.В. Диагностика технического состояния оборудования нефтехимических производств. М., ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2002.

19. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию. М., Недра, 1983.

20. Даниелян А.А. Основные направления проектирования оборудования для бурения глубоких скважин. М., Недра, 1967.

21. Ибрагимов Э.С., Дозорцев А.Г., Сафиев Н.И. Устройство для испытания уплотнений. Авт. Свид. № 191182. /Бюлл. изобретений, 1967, №3.

22. Инструкция по предупреждению и ликвидации газоводопроявлений при строительстве и ремонте скважин. М., ОАО «Газпром», 1999.

23. Калентьев В.А и др. Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1970.

24. Качаев В.П., Махутов Н.А., Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. М., 1985.

25. Кершенбаум Я.М., Прохоров П.А. Износ тарелок и седел клапанов бурового насоса. /Машины и нефтяное оборудование, 1963, № 9.

26. Коломоец А.В., Ветров А.И. Современные методы предупреждения и ликвидации аварий в разведочном бурении. М., Недра, 1977.

27. Контроль скважины. Управление скважиной при ГВНП на суше и на море. Учебное пособие. М., ОАО «Газпром», ДООО «Бургаз», 2000.

28. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. М., Недра, 1992.

29. Литвинов В.М. Повышение надежности нефтепромысловых насосов. М., Недра, 1970.

30. Литвинов В.М., Ерухимович Л.Р., Николаев К.И. Стенд для испытания буровых насосов. /Машины и нефтяное оборудование. 1964, № 8.

31. Литвинов В.М. Стенд для испытания уплотнений. Авт. Свид. № 177663. /Бюлл. изобретений, 1966, № 1.

32. Литвинов В.М., Пожарнов Г.М. Стенд-приставка для испытания износостойкости уплотнений штоков гидромашин. Авт. Свид. № 209015. /Бюлл. изобретений, 1968, № 4.

33. Литвинов В.М., Махуков Н.Г. О надежности гидравлической части насоса 9МГр. /Нефть и газ. 1973, № 10.

34. Литвинов В.М., Милевский 3.3. К вопросу долговечности сменных деталей буровых насосов. /Нефть и газ. 1971, № 5.

35. Литвинов В.М. и др. Установка для испытания уплотнений. Авт. Свид. № 484432. /Бюлл. изобретений. 1975, № 3.

36. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними. М., Недра, 1991.

37. Машиностроение. /Энциклопедия, т. III «Измерения, контроль, испытания и диагностика». М., Машиностроение, 1996.

38. Меламедов И.М. Физическая основа надежности М-Л., Энергия, 1970.

39. Мозгалевский А.В., Шарапов В.П. Техническая диагностика. Л., ЛДНГД968.

40. Мальников Г.М. Исследование износоустойчивости цилиндровых втулок и поршней бурового насоса. /Нефтяное хозяйство. 1975, № 1.

41. Неразрушающие методы контроля. Спецификатор различий в национальных стандартах разных стран. /Под редакцией проф. В.Я. Кершенбаума.

42. Основные положения стандартизации, метрологии и сертификации нефтегазового оборудования. /Под ред. проф. В.Я. Кершенбаума М., Технонефтегаз, 2001.

43. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. /РД08-200-98, М., 1998.

44. Противофонтанная безопасность. International Well Control Forum, 1995.

45. Радковский В.В. и др. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов. М., Недра,1996.

46. Резниковский М.М., Лукомская А.И. Механические испытания каучука и резины. М., Химия, 1968.

47. Сандлер Дж. Техника надежности систем. /Пер. с англ. М., Наука, 1966.

48. Середа Н.Г., Соловьев В.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1988.

49. Справочник-каталог по оборудованию и инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов. /Под ред. Хоботько В.И. М., Недра, 1981.

50. Толстов А.Г. Метод получения автоматических оценок технического состояния объектов техники. М., ИРЦ Газпром, 2002.

51. Фирсенков Г.Ф. К планированию испытаний на надежность унифицированных функциональных узлов. /В кн. «Стандарты и качество», Изд-во Стандартов, 1997.

52. Хевиленд Р. Инженерная надежность и расчет на долговечность. /Пер. с англ. M.-JL, Энергия, 1966.

53. Хикс Ч. Основные принципы планирования эксперимента. М., Мир, 1967.

54. Цветаев К.Н. Сокращение времени испытаний на надежность при известном виде функции распределения. М., Знание, 1969.

55. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М., Недра, 1970.

56. Шпехт Г.Ю. Экспресс-метод оценки работоспособности и долговечности герметизирующих элементов противовыбросового оборудования. /«Гипотезы. Поиск. Прогнозы.» Сб. науч. трудов, вып. 17. Краснодар, НТЦ- ООО «Кубаньгазпром», 2003.

57. Шпехт Г.Ю., Аветисов А.Г., Хлебников С.Р. Основы метода оценки долговечности герметизирующих элементов противовыбросового оборудования. /«Гипотезы. Поиск. Прогнозы.» Сб. науч. трудов, вып. 17. Краснодар, НТЦ ООО «Кубаньгазпром», 2003.

58. Шульга В.Г., Бухаленко Е.И. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1978.

59. Явриян А.Н. Ускоренные определительные и приемно-сдаточные испытания на надежность, основанные на линейной аппроксимации изменений технических параметров. М., Знание, 1969.