Анализ риска аварийной ситуации при бурении скважин

С ростом глубины залегания неустойчивых пород увеличивается высота столба бурового раствора за колонной над цементным кольцом, в связи с чем повышается опасность смятия колонн. Одно из важнейших мероприятий по предохранению колонн от смятия в интервале нахождения неустойчивых пород - перекрытие цементной оболочкой неустойчивых и газонефтеводопроявляющих горизонтов. Смятие обсадных колонн в пределах зацементированных участков происходит на расстоянии 50-60 м от фильтра и в прифильтровой зоне. Промысловые данные показывают, что подобные аварии бывают также в местах, где продуктивные горизонты сложены неустойчивыми породами и при эксплуатации скважины выносится большое количество песка.

6.1.3 Аварии с обсадными трубами

При бурении глубоких скважин очень часты аварии из-за износа обсадных труб и повреждения их бурильной колонной и долотами. Рост числа спускоподъемных операций привел к тому, что практически невозможно избежать износа труб. В скважинах глубиной до 4000 м в обсадных колоннах трубы совершают 500-550 тыс. м возвратно-поступательных движений и 1500 тыс. м вращений. Такой большой объем работ в обсадных колоннах ведет к износу труб и протиранию их при самых благоприятных условиях проходки скважин.

Бурильная колонна вырабатывает при спускоподъемных операциях в стенках обсадной колонны односторонний желоб с поперечным сечением в виде круга диаметром, равным диаметру бурильных замков эксплуатирующейся бурильной колонны. Трубы, имеющие указанные дефекты, уже сами являются источником аварии, так как при повышении давления в колонне они рвутся вдоль желоба.

Неровности внутренней части труб (коррозионные впадины, уступы и т.д.) способствуют также увеличению числа прорезов и надрезов. Отмеченные неровности, а также торцы труб являются упорами для режущей части долот, поэтому от них берут начало прорезы.

Приустьевые трубы обсадных колонн подвергаются значительному износу. Первая труба часто имеет односторонний износ, нередко до полного истирания толщины на 0,5-0,8 длины трубы. Таких значений износ достигает в результате постоянного контакта ведущей трубы с первой трубой обсадной колонны. При этом на значение износа влияют: кривизна скважины, эксцентричное расположение труб, а также конструкция скважин, виды и типы спускаемого бурильного инструмента и установленного бурового оборудования. Установлено, что обсадные трубы протираются главным образом при работе в колоннах без предохранительных резиновых колец на бурильных трубах при роторном и турбинном бурении, а протирания часто возникают в местах искривления.

Аварии могут случаться из-за негерметичности обсадных труб. Причины негерметичности обсадных колонн могут быть разные. К их числу относят разрывы вследствие возникновения чрезмерных внутренних давлений, утечки по резьбе из-за неправильного свинчивания, отверстия, образовавшиеся в результате коррозии или эрозионного воздействия струй промывочной жидкости и т.п.

Смятие обсадных колонн.

Смятие обсадной колонны, как правило, является очень серьезной аварией, так как часто возникают трудности при определении степени и протяженности зоны смятия. Поэтому требуется особая тщательность при подготовке плана аварийных работ и при его реализации.

В зону смятия спускают печать, осторожно разгружая колонну труб для получения отпечатка. После получения отпечатка начинают работу по выправлению колонны. При проведении работ по выправлению колонны следует избегать инструментов с твердосплавными наплавками.

Грушевидные оправки - это прочные инструменты обтекаемой формы, которые проталкивают внутри смятой трубы и извлекают назад с помощь ясса. Обычно на скважину завозят набор оправок различного диаметра. Их спускают поочередно, начиная с наименьшей. За один рейс проход в зоне смятия расширяют на несколько миллиметров (от 6 мм и более), а последняя оправка бывает на 3-4 мм меньше первоначального внутреннего диаметра колонны в смятом месте.

Прежде чем приступить к откачке жидкости из скважины или другим операциям, способствующим росту избыточного наружного давления, необходимо укрепить выправленную колонну. Для этого можно провести цементирование под давлением или перекрыть зону смятия хвостовиком.

Предупреждение поломок обсадных труб.

Для предупреждения поломок обсадных труб рекомендуется следующее:

1. При вызове притока нефти из пласта в момент освоения скважины не допускать значительного опорожнения колонны от жидкости, отдавая предпочтение замене жидкости в колонне нефтью или другими растворителями глинистой корки, если она не была удалена в период подготовки скважины к цементированию.

2. Применять в качестве фильтра трубы более высокой прочности на разрыв с гладкими снаружи соединениями.

3. Использовать в каждом конкретном районе цементирование цементным раствором выше продуктивного пласта.

6.2 Открытые аварийные фонтаны

Газонефтепроявления при бурении, креплении и освоении скважин - это неорганизованное поступление относительно небольших количеств нефти и газа в скважину и на поверхность, не представляющее на первых порах непосредственного препятствия для выполнения основных технологических операций. Предотвращение и ликвидация возникших нефтегазопроявлений являются, по существу, нормальными технологическими процессами в практике разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Хотя нефтегазопроявления чреваты опасными последствиями и могут перейти в фонтаны, тем не менее, нефтегазопроявления считают не авариями, а осложнениями технологического цикла бурения скважин.

Аварийный фонтан - это неконтролируемое поступление нефти и газа на поверхность по стволу скважины, препятствующее проведению бурения и связанное с разрушением элементов оборудования и конструкции скважины. Зачастую аварийные фонтаны осложняются взрывами, пожарами, грифонами и т.д. Аварийное фонтанирование скважин всегда приводит к временному или постоянному прекращению основного технологического процесса в скважине.

Грифон - это неконтролируемое поступление нефти, газа и воды на поверхность по естественным и искусственным каналам, происходящее в результате нарушения естественной герметичности стволов скважин при бурении и эксплуатации. Грифоны опасны своей неожиданностью как по времени, так и по месту появления, трудностью определения источников питания.

Основной причиной аварийного фонтанирования при бурении скважин является внезапное или постепенное снижение противодавления на продуктивный пласт, создаваемого весом столба промывочной жидкости в скважине.

Такая обстановка при бурении скважин может сложиться в результате:

-·внезапного вскрытия скважиной газонефтесодержащего пласта с аномально высоким давлением, т.е. больше нормального гидростатического давления;

-·производства буровых работ с промывкой забоя жидкостью, плотность которой не обеспечивает необходимого противодавления на пласты;

-·падения уровня жидкости в скважине из-за несвоевременного заполнения ее при подъеме бурильного инструмента или поглощения промывочной жидкости хорошо проницаемым пластом, кавернами и трещиноватыми породами;

-·резкого снижения давления на пласт из-за быстрого подъема бурильного инструмента из скважины (поршневой эффект);

-·снижения плотности промывочной жидкости в связи с насыщением ее пластовой нефтью или газом (аналогичное явление может иметь место при постановке нефтяных ванн в скважинах с целью освобождения прихваченного бурильного инструмента).

Начавшееся в таких условиях нефтегазопроявление в скважине переходит в аварийное фонтанирование, если:

-·отсутствует или неисправно противовыбросовое оборудование на устье скважины;

-·неправильно используется противовыбросовое оборудование, что приводит к разрушению его герметизирующих элементов;

-·нарушена герметичность обсадной колонны и цементного кольца за ней, что приводит к выбросу нефти и газа по затрубному пространству.

6.2.1 Классификация фонтанов

По виду выбрасываемой продукции аварийные фонтаны подразделяют на нефтяные, газовые, нефтегазовые, газонефтяные, водяные и газонефтеводяные. Такое подразделение фонтанов носит чисто условный характер, так как оно не содержит в себе каких-либо количественных параметров.

По интенсивности притока продукции различают фонтаны:

-·слабые, когда дебит скважины по газу не превышает 0,5 млн. м3/сут, а по нефти - 100 м3/сут;

-·средние, когда дебит скважины по газу доходит до 1 млн. м3/сут, а по нефти - до 300 м3/сут;

-·сильные, когда дебит скважины по газу доходит до 1 млн. м3/сут, а по нефти - превышает 300 м3/сут.

Аварийные фонтаны делят на неосложненные и осложненные. К первой группе относят фонтаны из скважин, у которых еще "не потеряна база" для ликвидации фонтана - сохранены надежность обсадных колонн, фланцевая часть устьевой арматуры и спущенные в скважину бурильные трубы. Фонтанами второй группы считают фонтаны, действующие через разрушенное устье скважины и сопровождающиеся возникновением пожаров, грифонов и кратеров.

Фазовый состав аварийного фонтана определяет характер работ по его ликвидации, поэтому этот признак выдвигается в число основных. Делается акцент на две категории аварийных фонтанов, различающихся по фазовому составу, - газовые и жидкостные, поскольку работы по ликвидации этих фонтанов принципиально различны. Промежуточные случаи (газонефтяные, нефтегазовые, водонефтяные) существенно не влияют на выбор метода ликвидации фонтанов. К какой категории отнести такие фонтаны, всегда можно решить, оценив основной вид продукции фонтана, определяющий его характер.

По признаку пластового давления аварийные фонтаны делятся на низко - и высоконапорные. Фонтаны первой категории характеризуются пластовым давлением, не превышающим нормальное гидростатическое давление и градиент разрыва пород, слагающих вышележащие пласты. Фонтаны такого типа встречаются все реже, и ликвидация их большого труда не составляет.

Вторая категория - высоконапорные фонтаны являются сейчас преобладающими. Они связаны со вскрытием залежей нефти и газа с аномально высоким пластовым давлением, превышающим и нормальное гидростатическое давление, и градиент разрыва вышележащих пород. В этом случае налицо опасность произвольных утечек нефти и газа, образования грифонов и повышенная опасность работы на устье фонтанирующей скважины.

7 Методика анализа риска [2]

Методология анализа и управления риском позволяет учесть как вероятностную природу аварий, так и совокупное влияние всех факторов, которые определяют характер их развития и масштабы воздействий на человека и среду его обитания. Используя количественные показатели риска, возможно не только оценить потенциальную опасность, но и сравнить опасности различной природы.

Риск рассматривается в качестве универсального средства измерения и сравнения различных опасностей в рамках одной шкалы.

Методология анализа риска включает расчет вероятности появления нежелательного события и оценку последствий.

Анализ риска рассматривают как часть системного подхода к принятию процедур и практических мер в решении задач предупреждения или минимизации опасностей для жизни человека, ущерба имуществу и окружающей среде.

Анализ риска базируется на собранной информации и определяет меры по контролю безопасности технологической системы. Поэтому основная задача анализа риска заключается в том, чтобы обеспечить рациональное основание для принятия решений в отношении риска.

Анализ риска, или риск-анализ, - это систематическое использование имеющейся информации для выявления опасностей и оценки риска для отдельных лиц или групп населения, имущества или окружающей среды.

Здесь риск - это сочетание частоты (вероятности) и последствий определенного опасного события. Понятие риска включает два элемента: частоту, с которой осуществляется опасное событие, и последствия опасного события.

Анализ риска заключается в выявлении (идентификации) опасностей и оценке риска. Под опасностью понимается источник потенциального ущерба или вреда или ситуация с возможностью нанесения ущерба. Идентификация опасности - процесс выявления и признания, что опасность существует, и определение ее характеристик.

Таким образом, применение понятия риск позволяет переводить опасность в разряд измеряемых категорий.

Анализ риска проводится по следующей схеме:

• Планирование и организация работ;
• Идентификация опасностей;
• Оценка риска;
• Разработка рекомендаций по управлению риском.

7.1 Существующие методы анализа риска

Обычно выбор методов анализа риска строго не регламентируется. При выборе необходимо учитывать этап разработки системы, цели анализа, тип анализируемой системы и характер опасности, наличие ресурсов для проведения анализа и другие факторы.

Метод риск анализа должен удовлетворять следующим требованиям: метод должен быть научно обоснован и соответствовать рассматриваемой системе; метод должен давать результаты в виде, позволяющем лучше понимать характер риска и намечать пути борьбы с этим риском; метод должен быть повторяемым и проверяемым.

Классификация методов анализа риска представлена на рис.1.

 

  

 

Рисунок 1 - Классификация методов анализа риска

 

Методы могут применяться изолированно или в дополнение друг к другу, причем, качественные методы могут включать количественные критерии риска (в основном, по экспертным оценкам с использованием, например, матрицы "вероятность - тяжесть последствий" ранжирования опасности).

Рассмотрим коротко эти методы.

Методы проверочного листа и "Что будет, если…?" или их комбинация относятся к группе качественных методов оценки опасности, основанных на изучении соответствия условий эксплуатации объекта или проекта действующим требованиям промышленной безопасности.

Метод "Анализ опасности и работоспособности" кроме идентификации опасностей и их ранжирования, позволяет выявить неточности в инструкциях по безопасности и способствует их дальнейшему совершенствованию.

Если для анализа отклонений от регламента лучше подходит метод "Анализ опасности и работоспособности", то для анализа оборудования лучшим является метод "Анализ видов и последствий отказов". Существенной чертой метода является рассмотрение каждого блока или составной части системы (элемента) на предмет того, как он стал неисправным (вид и причина отказа) и какое было бы воздействие отказа на техническую систему.