Инструментарий расчета коэффициента успешности строительства нефтяных и газовых скважин

Инструментарий расчета коэффициента успешности строительства нефтяных и

газовых скважин Киселев С. Ю. , Даньшина О. А. ,

Филиппова Ю. В.3, Зинченко Т. О.4

1 Киселев Сергей Юрьевич /Kiselev Sergey Jur'evich - кандидат технических наук, заместитель главного инженера;

2Даньшина Ольга Анатольевна /Danshina Olga Anatol'evna - заведующий отделом, отдел промышленной и экологической безопасности;

3Филиппова Юлия Вячеславовна /Filippova Julia Vjacheslavovna - кандидат медицинских наук, инженер I категории,

отдел промышленной и экологической безопасности;

4Зинченко Татьяна Олеговна / Zinchenko Tatiana Olegovna - кандидат технических наук, заведующий сектором, отдел инженерно-технических мероприятий и охраны окружающей среды,

ООО «ВолгоУралНИПИгаз», г. Оренбург

Аннотация: в статье анализируются различные причины риска недостижения проектной глубины при строительстве скважин. Предложен подход определения степени успешности выполнения проекта. Ключевые слова: анализ риска, строительство скважин, причины аварий, вероятность ликвидации осложнений.

Приоритетные задачи нефтегазовой отрасли определены основными направлениями развития топливноэнергетического комплекса, в число которых входит обеспечение добычи достаточного количества нефти, газа и газового конденсата за счет ввода в разработку большего числа нефтегазовых месторождений, что связано с эксплуатацией новых продуктивных горизонтов.

Для обеспечения безопасной эксплуатации скважин, осуществляющих добычу углеводородного сырья, необходим прогноз развития аварийных ситуаций и их последствий для окружающей среды и человека.

Количественная оценка безопасности бурения скважин связана с определением степени риска.

В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» при разработке проектной документации на строительство скважин, обустройство и разработку нефтяных и газовых месторождений проектная организация должна осуществить анализ опасности и риска проектируемых объектов [1].

Выполнение анализа риска в целом направлено на то, чтобы посредством инженерных, технических и организационных мероприятий достичь приемлемого уровня риска аварий при бурении скважин, т.е. такой меры опасности, уровень которой допустим и обоснован, исходя из социально-экономических соображений.

Следовательно, назревает необходимость в установлении методологических подходов к процедуре анализа технологических рисков строительства скважин, а также разработки рекомендаций по их снижению.

Одной из характеристик опасности, широко используемой в настоящее время, является риск. Риск - это мера опасности, характеризующая вероятность возникновения возможных аварий и тяжесть их последствий.

Для сравнения степени опасности различных ее источников необходимы количественные показатели риска.

Целью анализа риска является определение точных, достоверных характеристик риска и их обоснованности. Анализ риска также предполагает выработку эффективных мер по снижению выявленных рисков.

Анализ технологических рисков строительства скважин является необходимым элементом управления промышленной безопасностью и представляет постадийную (циклическую) процедуру.

Блок-схема проведения анализа риска представлена на рисунке 1.

Идентификация опасностей при строительстве скважин

Определение вероятностей возникновения опасностей на основании статистических данных

Моделирование сценариев графоаналитическим методом “деревья событий”

Расчет вероятностей конечных событий

Расчет зон поражения

Расчет пострадавших

Проведения анализа риска

Разработка рекомендаций по уменьшению риска

Рис. 1. Блок-схема анализа риска

Все возможные основные опасности при строительстве скважин можно условно разделить на три основные группы:

- наиболее опасные, связанные с опасными веществами, - максимальные гипотетические аварии (МГА), сопровождающиеся образованием максимальных объемов взрывопожароопасных и токсичных веществ, наиболее опасным воздействием поражающих факторов на человека и окружающую среду, приводящие к наибольшему ущербу - зонам поражения площадного характера;

- наиболее вероятные, связанные с опасными веществами, - с высвобождением небольшого количества опасного вещества через неплотности в соединительных элементах или свищи в трубопроводах. Данные аварии не представляют большой опасности для людей и окружающей среды, зоны поражения носят локальный характер;

- аварии, не связанные с опасными веществами (поражение электротоком, вращающимся механизмом, падающим предметом и т.п.), - зоны поражения локального характера.

Основной потенциальной опасностью при строительстве скважин является открытый фонтан, сопровождающийся выбросами углеводородов, возможно, содержащих сероводород, с возможным возгоранием и загазованностью территории.

Наиболее потенциально опасными этапами строительства скважин с точки зрения возникновения аварийных ситуаций являются бурение, крепление и освоение продуктивных пластов.

Фонтаноопасность при строительстве скважины - это потенциальная возможность развития нефтегазоводопроявления в открытый фонтан при существующих горно-геологических условиях, используемых технических средствах и применяемой технологии ведения работ.

Потенциальная возможность возникновения нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве скважин зависит от факторов, условно объединенных в четыре основные группы: горногеологические, технические, технологические, организационные.

Уровень фонтаноопасности (опасности возникновения аварийной ситуации) определяется в каждом конкретном случае сочетанием различных факторов. Основные факторы и причины аварий, возникающих при строительстве скважин, представлены в таблице 1.

Таблица 1. Перечень основных факторов и возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварий

Факторы, способствующие возникновению и развитию аварий Возможные причины аварий

Горно-геологические -отсутствие, недостаточность, недостоверность сведений о флюидсодержащих пластах, пластах, склонных к поглощениям и гидроразрывам; -повышенное пластовое давление; -давление начала поглощения, гидроразрыва; -наличие тектонических нарушений по разрезу скважины; -трещиноватость, пористость, проницаемость пород; -состав и физико-химические характеристики флюида

Технические -отсутствие или неисправность превенторного оборудования на устье скважины; -отсутствие или неисправность шарового крана на бурильных трубах; -отсутствие или неисправность обратного клапана обсадной колонны; -разрушение или негерметичность обсадной колонны; -дефекты (металлургические) металла колонн скважины, трубной обвязки устья, фонтанной арматуры, приводящие к разгерметизации оборудования; -нарушения технологии изготовления деталей; -коррозия металла колонн скважины, трубной обвязки устья, фонтанной арматуры, ведущая к их разгерметизации; -неисправность и выход из строя оборудования, контрольно-измерительных приборов и аппаратуры для своевременного обнаружения ГНВП; -абразивный износ оборудования под действием частиц породы, выносимых из скважины с потоком газа, приводящий к разгерметизации оборудования

Технологические -нарушение технологии работ; -неверный выбор технологических параметров; -недостаточная плотность бурового раствора; -поглощение бурового раствора; -отклонение от проектной конструкции скважины; -неполное заполнение скважины при подъеме инструмента;

-подъем инструмента с сальником; -вскрытие пласта, не предусмотренного проектом; -незаполнение обсадной колонны при спуске в скважину; -некачественное цементирование обсадных колонн; -ошибочные инженерно-технические решения; -отсутствие станции ГТИ; -некачественное крепление обсадных колонн

Организационные (человеческий фактор) -обученность персонала практическим навыкам обнаружения, предупреждения и ликвидации ГНВП и квалификация членов буровой бригады: -несвоевременное обнаружение ГНВП; -несвоевременность и непринятие целенаправленных и адекватных решений по ликвидации ГНВП; -непринятие своевременных мер по герметизации устья скважины; -неправильные действия по герметизации устья скважины; -исполнительная дисциплина и контроль со стороны ИТР; -невыполнение обязательных действий, предписанных инструктивными документами; -уровень организации труда в буровой организации: -несвоевременность смены вахт; -профилактика и проверка работоспособности ПВО и др.

Самым распространенным и тяжелым по последствиям и их ликвидации видом осложнений является прихват колонны труб. С ростом глубины скважины и давлений, как гидростатического, так и пластового во вскрываемых горизонтах, возрастает и потенциальная опасность прихвата при бурении скважины. О влиянии сложности бурения при проводке глубоких скважин свидетельствует следующее. Если на 1000 м проходки при бурении в интервале 0-2000 м приходится лишь 0,033 аварии с прихватом инструмента, то при бурении на глубинах более 2000 м эта цифра составляет 0,184. Следовательно, количество прихватов на 1000 м проходки при бурении свыше 2000 м более чем в 5 раз превышает аналогичный показатель при бурении до 2000 м. Время на ликвидацию аварии тоже резко увеличивается с ростом глубины. Так же, как и для риска «Потеря контроля над скважиной», одной из основных причин прихватов бурильного инструмента является нарушение технологических регламентов исполнителями работ (ошибка персонала).

В общем количестве аварий (прихватов) при бурении поисково-оценочных и разведочных скважин на нефть и газ около 26 % случаев возникает из-за перепада давления (I категория по классификации Самотоя А.К.), 32 % - вследствие заклинивания инструмента (II категория), 42 % - по причине сужения ствола скважины в связи с обвалами (осыпями), сальникообразованиями, оседанием шлама и утяжелителя (III категория).

Для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется значительное количество времени. При неэффективности принятых мер на ликвидацию аварийной ситуации обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной методом бурения наклонных скважин. В худшем случае, приходится бурить новую скважину, передвинув буровую вышку на 3 -5 метров в сторону.

Далее идут аварии с элементами колонны труб и негерметичность обсадных колонн. В связи с применением в последнее время в сервисных компаниях ТЭК, в основном, нового бурильного инструмента, аварийность с элементами колонны труб снизилась с 15-20 до 6-8 %. Около 8 % аварий на скважинах обусловлено причинами, связанными с износом или несоответствием прочности обсадных колонн возникающим нагрузкам. Нарушение герметичности колонн происходит в результате разрыва трубы в теле по образующей, слома колонны, обрыва труб по резьбовому соединению и неплотности резьбовых соединений.

На аварии с породоразрушающим инструментом приходится около 3-5 % аварий.

Поглощение в скважинах буровых растворов и других жидкостей является одним из основных видов осложнений. Поглощение бурового раствора в скважинах связано с проницаемостью, пористостью, прочностью коллектора, пластовым давлением, объемом закачиваемого бурового раствора и его качеством. Причем один и тот же пласт может быть поглощающим и проявляющим. Интенсивность поглощения оценивают объемом (м3) бурового раствора, уходящего в пласт в течение 1 часа, т.е. в м3/ч. В настоящее время различают три категории интенсивности поглощений проницаемыми пластами:

- малой интенсивности (до 10-15 м3/ч);

- средней интенсивности (до 40-60 м3/ч);

- высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

Среди высокоинтенсивных поглощений выделяют так называемые катастрофические поглощения, к которым в настоящее время относят поглощения, не ликвидируемые обычными способами.

Несмотря на то, что осложнения считаются, в сущности, ожидаемой ситуацией и для их преодоления предусмотрены технологические приемы, иногда они переходят в категорию аварий. Нефтегазоводопроявление переходит в открытое фонтанирование (потеря контроля над скважиной), затяжки и посадки бурового инструмента приводят к его прихвату, поглощение бурового промывочного или тампонажного растворов приводят к прихвату бурового инструмента (обсадной колонны) или, в худшем случае, к открытому фонтанированию. Обвалы (осыпи), растворение, набухание, ползучесть,

желобообразование могут привести к прихвату бурового инструмента или обсадной колонны. Обычно такие ситуации возникают из-за халатного отношения к осложнениям производителей буровых работ или из-за их низкой квалификации. В ряде случаев, особенно при бурении первых разведочных скважин, аварийные ситуации возникают из-за недостаточной изученности вскрываемого скважиной разреза горных пород.

В особо серьезных случаях осложнения приводят к авариям, требующим для их ликвидации проведения не предусмотренных технической документацией специальных работ, к которым относят:

- открытое фонтанирование,

- аварии при промыслово-геофизических работах,

- аварии с породоразрушаемым инструментом,

- негерметичность обсадных колонн,

- аварии с колонной бурильных труб,

- падение в скважину посторонних предметов;

- прихваты.

В общем календарном времени на строительство скважины аварийное время составляет от 2 до 8 % (в это время входит время на ликвидацию аварий и время ремонта оборудования буровой установки). В среднем, затраты времени на ликвидацию аварий при бурении разведочных скважин составляют 5,5 %, а эксплуатационных - 4 % от всего календарного времени бурения. В середине 90-х годов прошлого века, когда наблюдался наибольший спад бурения в России, ежегодно при бурении разведочных и эксплуатационных скважин происходило в среднем более 2000 аварий. В то время по причине аварий ликвидировалось около 200 скважин в год, что приводило к значительным финансовым потерям.

По данным страховых компаний, аварийность имеет некоторую стабильность и цикличность. Количество аварий возрастает в летний период и в декабре-январе.

Осложнения и аварии значительно увеличивают сроки и стоимость строительства скважин по отношению к проекту.

Согласно статистическим данным, аварийные ситуации при строительстве скважин чаще происходят в интервалах 2100-3300 м и связаны с прихватами бурового инструмента.

Прихваты бурового инструмента в структуре аварийности составляют 52,8 %, нефтегазоводопроявления - 21,1 %, аварии с элементами бурильной колонны - 5,2 %, на долю других осложнений приходится 20,9 %.

Прихваты бурового инструмента отмечались в интервалах бурения 2027-3588 м, нефтегазоводопроявления - 2485-3156 м. Такие осложнения, как: выход из строя бурового оборудования, оставление в скважине инструмента и посторонних предметов не имели характерной интервальной зависимости.

Затраты времени на ликвидацию аварий и осложнений составляли от 6 дней до 6 мес.

Проведенный анализ аварийности при строительстве скважин показал, что имеется взаимосвязь между видом, частотой возникновения осложнений и повышением сложности геологических условий бурения.

При проведении тщательного анализа всех статистических данных по аварийности при строительстве скважин, расположенных на различных месторождениях с отличными геологическими условиями, имеется возможность вывести обобщенный коэффициент надежности достижения проектной глубины при бурении скважин в регламентируемы сроки.

Исходя из расчета общей вероятности осложнений в процессе строительства скважины, можно получить вероятность успешного завершения бурения. Для получения результата можно предложить формулы:

- успешное завершение: Хус.= £

- неуспешное завершение: Хнеус.= 1-Х(^охХло), где

Хо- относительная вероятность осложнений (аварий);

Хло - вероятность успешности ликвидации осложнений (аварий).

Таким образом, рассчитав общую вероятность ликвидации осложнений при строительстве скважин, можно еще до начала строительства получить прогноз успешного или неуспешного завершения строительства скважины в установленные сроки.

Литература

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (Приказ Ростехнадзора от 12 марта 2013

года № 101)