Увеличение нефтеотдачи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

авария долото скважина бурильный

Введение

1. Аварии и их классификация. Понятие об аварии

1.1 Классификация аварии

2. Предупреждение аварий

2.1 Предупреждение аварии при бурении скважин

2.2 Предупреждение авария при подъеме бурильной колонны

2.3 Предупреждение аварий с колонной бурильных труб

2.4 Предупреждение аварий с забойными двигателями

2.5 Предупреждение аварий с долотами

2.6 Предупреждение выбросов и открытых фонтанов

3. Методы ликвидации аварии. Общие положения

3.1 Методы ликвидации прихватов колонны труб

3.2 Ликвидация аварии с забойными двигателями

3.3 Ликвидация аварии с долотами

3.4 Освобождение скважин от посторонних предметов

3.5 Ликвидация фонтанов



Введение

Развитие нефте- и газодобывающей промышленности существенно зависит от темпов бурения скважин. Последние значительно сдерживаются авариями и осложнениями, на ликвидацию которых затрачивается 10--12% общего времени, задалживаемого на бурение скважин.

Буровые организации оснащаются современными буровыми станками, оборудованием, инструментами и приборами. Для осуществления бурения скважин разработаны технологические процессы, обеспечивающие строительство скважин глубинами 7-- 12 тыс. м. Однако современные техника и технология в процессе бурения используются* не всюду правильно, что иногда приводит к нарушениям нормального цикла бурения и возникновению аварий и осложнений. Освоение новых площадей часто сопровождается осложнениями, вызванными незнанием особенностей горногеологических условий этого региона.

Проблема предотвращения аварий и осложнений по-прежнему актуальна. Решение ее позволило бы сократить значительные средства, время, задалживаемое на бурение скважин, и повысить технико-экономические показатели. В результате изучения данного пособия учащиеся ознакомятся с причинами возникновения аварий и осложнений, методами их ликвидации и предупреждения, а. также с инструментами и приборами, способствующими предупреждению и ликвидации аварий. Знание этих материалов поможет правильно и быстро сориентироваться в конкретной сложной ситуации на буровой, а также понять важность выполнения технических и технологических требований для недопущения аварий и осложнений. Необходимо помнить, что беспечность и пассивность в работе исполнителя -- источник аварии. От квалифицированной работы рабочих в первую очередь зависят безаварийное бурение скважин на нефть и газ и исключение осложнений.



1. Аварии и их классификация понятие об аварии

Бурение скважин на нефть и газ -- сложный технологический процесс. Для его осуществления задалживается большое число разнообразного оборудования, инструментов и материалов. Оборудование, находящееся в скважине, работает в условиях невидимых человеком. О его состоянии приходится судить только по показаниям приборов. Это требует, повышенного внимания к эксплуатации и уходу за оборудованием, инструментами и приборами, а также строгого соблюдения предписаний по технологии бурения скважин.

Несмотря на большую организационную работу, проводимую для исключения аварий технологическими службами предприятий, все еще не удалось устранить разнообразные факторы, способствующие их возникновению. Очевидно, еще длительное время аварии будут постоянными спутниками буровиков.

Под аварией в бурении следует понимать нарушение техцологического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны труб или их поломкой с оставлением в скважине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуется проведение специальных работ. Характерными поломками являются: поломка по телу или узлам соединения бурильных, утяжеленных, ведущих, обсадных и насосно-компрессорных труб, бурильных замков, переводников; поломки забойных двигателей, амортизаторов, расширителей, центраторов, долот, вспомогательных и ловильных инструментов и т. д. Кроме того, в скважине могут оставаться долота, забойные двигатели, геофизические и другие приборы и инструменты или их части.

Часто бурильные и обсадные колонны неожиданно оказывают-. ся прихваченными или заклиненными в скважине. Происходит также смятие или нарушение обсадной колонны, которой перекрыта часть ствола скважины. Нередки еще не предвиденные газонефтеводопроявления, надолго останавливающие процесс строительства скважины. Все отмеченные выше нарушения технологического процесса строительства скважины, для устранения которых проводятся дополнительные работы, независимо от времени, затраченного на их ликвидацию, относятся к авариям в бурении.

Нарушения непрерывности технологического процесса строительства скважины, происшедшие при соблюдении требований технологического проекта и правил ведения буровых работ, вызванные явлениями горно-геологического характера, такие как поглощения, нефтегазопроявления, выбросы, осыпи, обвалы, желобные выработки, искривления ствола, открытое фонтанирование и другие, а также последствия стихийных, бедствий -- относятся к осложнениям.

1.1 Классификация аварии

Для разработки методов предупреждения и ликвидации аварий потребовалось сгруппировать их по ряду общих признаков. В соответствии с этим была разработана классификация аварий. В основу ее положен принцип выделения в отдельные виды схожих между собой и часто повторяющихся аварий. В свою очередь, виды аварий подразделены на группы, в которых, кроме общих признаков, учитываются и самостоятельные признаки,, отличающиеся от аварий другой группы. Для всех буровых предприятий страны (Министерств геологии, нефтяной и газовой промышленности) разработана и утверждена единая Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ.

Все аварии в бурении условно подразделяются на следующие виды: аварии с элементами колонны бурильных труб, прихваты бурильных и обсадных колонн, аварии с долотами, аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки; аварии из-за неудачного цементирования, аварии с забойными двигателями; аварии в результате падения в скважину посторонних предметов, прочие аварии.

Аварии с элементами колонны бурильных труб -- оставление в скважине элементов колонны бурильных труб (ведущих, бурильных и утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов, калибраторов) из-за поломок по телу на гладком участке, в зоне замковой резьбы или по сварному шву, из-за срыва по резьбовому соединению, а также в результате падения в скважину указанных элементов.

Прихваты бурильных и обсадных колонн -- непредвиденная потеря подвижности колонны труб вследствие прилипания под действием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужения ствола или посторонними предметами; в результате обвала или осыпания горных пород со стенок скважины или оседания шлама за счет нарушения режима промывки, а также из-за образования сальника на бурильной колонне.

Аварии с долотами -- оставленные в скважине долота, бурильной головки расширителя, а также их элементов и частей.

Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки -- аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением их по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом тела трубы, падением колонны или ее части, повреждением обсадных труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов остастки низа обсадной колонны.

Аварии из-за неудачного цементирования -- прихват затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на которой спускалась секция обсадных труб или потайная колонна «хвостовик»; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважины; оголение башмака, недоподъем в затрубном пространстве или остановление в колонне цементного раствора, для удаления которого требуются дополнительные работы по устранению нарушения, а также негерметичность отдельных труб обсадных и бурильных колонн, послужившая причиной некачественного цементирования.

Аварии с забойными двигателями -- оставление турбобура, электробура, виброударника, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной.

Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов -- падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины или над ним.

Прочие аварии -- аварии, возникающие при производстве промысловых геофизических исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, грузов, шаблонов, торпед и других устройств, применяемых при исследовании скважин и проведении вспомогательных работ), открытые нефтяные и газовые фонтаны; падение и разрушение вышек, морских основании, падение элементов талевой системы; взрывы и пожары на буровой, приводимые к выходу из строя оборудования и остановке бурения.

Началом аварии считается момент ее возникновения, хотя он может быть обнаружен и позже, а окончанием аварии -- момент восстановления условий для продолжения бурения. Авария в скважине, происшедшая в период ликвидации ранее возникшей аварии, регистрируется, но не учитывается. Время на ее ликвидацию суммируется со временем, затраченным на ликвидацию первоначально возникшей аварии. Такой же порядок учета распространяется и на случаи возникновения всех последующих аварий при ликвидации первой.

Аварии, происшедшие при испытании скважины в процессе бурения (с испытателями пластов) или после окончания бурения, учитываются как аварии, происшедшие при испытании скважин. Аварии возникают в основном вследствие брака в работе исполнителей технологического процесса или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов. Как правило, бракованные изделия спускают в скважину очень редко, так как перед спуском в скважину их проверяют. Невнимательность и небрежность при проверке способствуют увеличению числа аварий с инструментами, спускаемыми в скважину. Число аварий из-за применения бракованных заводских изделий ежегодно не превышает 3--5 %.

Основное число аварий (на некоторых предприятиях оно достигает до 95% общего числа аварий) происходит вследствие нарушения требований техники и технологии ведения буровых работ, предусмотренных в технических и технологических проектах на строительство скважин. Беспечность и пассивность отдельных исполнителей, несоблюдение ими требований проектов и инструкций по эксплуатации механизмов-- основной источник аварий. Причины аварий прежде всего объясняются недостатками внутри предприятия, несовершенством организации работы по строительству и обеспечения буровой всем необходимым для проводки скважин, отклонением от технологии бурения и требований к эксплуатации механизмов, бурильных колонн, забойных двигателей, инструментов, приборов и т. п.



2. Предупреждение аварий

Несмотря на прогресс в технике и технологии глубокого бурения, актуальность вопросов предупреждения аварий не только не уменьшается, но и возрастает. Особенно при наблюдаемой в настоящее время тенденции к увеличению объемов глубокого бурения и бурения в суровых климатических условиях, требующих повышения качества применяемых материалов и оборудования.

Предупреждение аварий -- это прежде всего строгое выполнение требований, изложенных в проекте на строительство скважины (технических и технологических), а также соблюдение требований инструкций и руководящих документов, обязательных для данного района и выработанных на основании фактического опыта бурения на данной и соседних площадях. Как правило, в проектах заложено все лучшее для строительства скважины применительно к конкретным условиям. Поэтому проекты (технологический и технический) должны быть настольной книгой каждой бригады и в соответствии с ними должна бурится скважина

2.1 Предупреждение аварии при бурении скважин

Предупреждение аварий при бурении скважин заключается прежде всего в соблюдении требований технологии бурения, предусмотренных в геолого-техническом наряде (ГТН), и специфических указаний, изложенных для конкретной скважины в проекте.

Перед бурением в интервалах с возможными нефтегазопроявлениями (по ГТН) необходимо установить перед ведущей трубой клапан. При подготовке к бурению бурильщик осматривает вертлюг, проверяет надежность крепления болтов, гаек, сальников, наличие масла в картере, легкость проворачивания ствола вертлюга (особенно в зимнее время); осматривает буровой шланг, проверяет надежность крепления фланцевых соединений на вертлюге и на стояке, целостность стального каната на шланге и надежность крепления его концов. Шланг для нагнетания бурового раствора должен быть обмотан стальным мягким канатом с петлями через каждые 1,0--1>5 м по всей его длине. Один конец каната крепится к ноге вышки, а другой -- к верхней крышке вертлюга. Проверяется наличие указаний «открыто», «закрыто» и легкость вращения штурвала и пусковой задвижки буровых насосов.

В процессе бурения скважины бурильщик обязан осуществлять режим бурения согласно ГТН, внимательно следить за показаниями приборов, должен знать цену деления каждого из них; обязан непрерывно следить за циркуляцией бурового раствора и его параметрами. Параметры бурового раствора поддерживаются в строгой соответствии с ГТН. Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ±0,02 г/см3 при фактической ее величине до 1,45 г/см3 и более чем на ±0,03 г/см3 для растворов более высокой плотности. Контроль показателей свойств бурового раствора в скважинах, бурящихся в нормальных условиях, необходимо производить в следующие сроки: плотность и вязкость -- не реже чем через 1 ч; водоотдачу, СНС, pH, содержание твердой фазы и песка, толщину фильтрационной корки -- не реже 1 раза в смену; содержание солей в фильтрате 2 раза в неделю.

При бурении скважин в осложненных условиях, а также при разбуривании газовых горизонтов сроки контроля параметров бурового раствора следующие: плотность и вязкость контролируются через 10--15 мин, СНС, водоотдача и температура -- через 1 ч; содержание нефти в буровом растворе -- 1 раз в 10 дней, а остальные параметры в сроки, как и для скважин, бурящихся в нормальных условиях.

При использовании специальных растворов, эмульсионных, на нефтяной основе, ингибированных с малым содержанием твердой фазы параметры бурового раствора, характерные для этого региона, замеряются за 1 рейс.

На всех скважинах, имеющих глубину более 3000 м, через каждый 1 ч промывки измеряется и регистрируется температура бурового раствора. Понижение ее указывает на негерметичность бурильной колонны. В случае падения температуры нужно немедленно приподнять колонну на 13--15 м и произвести два-три замера температуры через 10--15 мин. Если снижение температуры подтвердится, то бурильную колонну нужно поднять и опрессовать.

Бурильщик не должен оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых породах, в продуктивных горизонтах, в проницаемых пластах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов, где даже кратковременная остановка на 3--4 мин ведет к прихвату. В случае непредвиденной остановки бурильной колонны в открытом стволе скважины и отключения энергии бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и он обязан принять все возможные меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять бурильную колонну от забоя не менее чем на 15 м и через 2--5 мин расхаживать и поворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильная колонна поднимается выше башмака обсадной колонны.

При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10--15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15--17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек. Механическая скорость проходки при бурении долотами диаметром 295 мм и более должна регулироваться по изменению плотности бурового раствора. При увеличении плотности за счет насыщения раствора шламом механическую скорость необходимо снизить. При обнаружении неравномерного вращения бурильной колонны следует ее немедленно приподнять на 10--15 м, скважину промыть и осторожно приступить к проработке призабойной зоны.

Для исключения заклинивания алмазного долота следует:

исключить спуск в скважину алмазного долота, имеющего сработку более 4 мм;

во время вынужденных остановок бурильную колонну постоянно поднимать и опускать на длину ведущей трубы и проворачивать ротором через 2--5 мин;

при остановках длительностью более 30 мин поднимать долото в башмак промежуточной колонны;

через 70--80 ч следует производить контрольный подъем долота в башмак промежуточной колонны с целью выявления возможного образования сальника.

При повышении давления на выкиде насосов прекратить бурение и привести в нормальное состояние ствол скважины интенсивной промывкой с расхаживанием и вращением колонны труб ротором с частотой не менее 80 об/мин, не допуская натяжения колонны сверх собственного веса.

В случае прекращения освещения на буровой в ночное время работы приостанавливают, включают аварийное освещение от аккумуляторов и принимают меры по предупреждению прихвата бурильной колонны. При бурении электробуром работы по наращиванию бурильной колонны, а также промывка водой контактной муфты ведущей трубы должны производиться при отключенном разъединителе электробура. На приводе разъединителя вывешивается знак «Не включать -- работают люди!».

2.2 Предупреждение авария при подъеме бурильной колонны

Работы по предупреждению аварий при подъеме бурильной колонны предусматривают проведение подготовительных работ, как и при подготовке к спуску бурильной колонны.

Бурение скважины прекращают при выявлении признаков сработки долота. После этого промывают скважину до выравнивания параметров бурового раствора. Промывку скважины перед подъемом после бурения, а также утяжеление промывочной жидкости необходимо проводить с расхаживанием бурильной колонны в пределах длины ведущей трубы, когда долото находится на расстоянии не менее чем 15 м от забоя. При этом проверяют исправность противовыбросового оборудования, включают в работу системы долива скважины. Во время подъема колонны следует доливать буровой раствор так, чтобы исключалось падение его уровня. При этом доливаемая в скважину жидкость должна иметь те же параметры, что и находящаяся в скважине. Бурильщик лично наблюдает за доливом скважины.

При подъеме бурильной колонны бурильщик обязан внимательно следить за показаниями индикатора веса, не допуская затяжки колонны. Подъем бурильной колонны ведут осторожно, особенно ведущей трубы и первых двух-трех свечей.

Повышенное внимание обращают на прохождение долотом зон осложнений, желобов, сужений, пробкообразований; при вхождении долота в башмак обсадной колонны и при прохождении зон набора кривизны и резкого изменения азимута.

Работать на шпилевой катушке необходимо на самой малой скорости лебедки.

Раскрепление резьбовых соединений УБТ и замковых соединений бурильных труб и других элементов бурильной колонны следует выполнять ключами АКБ-ЗМ или машинными ключами с помощью пневмораскрепителя. Раскрепление их ротором запрещается.

В случае разгазирования раствора и при нефтегазопроявлени- ях бурильщик совместно.с членами вахты должен принимать меры согласно указаниям по предупреждению выбросов и открытого фонтанирования, изложенных ниже.

Если во время подъема колонны труб возникла затяжка до 50--100 кН, то подъем прекращают, колонну разгружают до ее собственного веса до затяжки, навинчивают ведущую трубу и промывают. Запрещается освобождать колонну от затяжки дополнительным ее натяжением.

2.3 Предупреждение аварий с колонной бурильных труб

Успешное бурение скважины во многом зависит от состояния элементов бурильной колонны. Нахождение в колонне хотя бы нескольких дефектных труб может привести к тяжелой аварии, к непригодности для дальнейшей эксплуатации сотен метров труб. Поэтому вопросу транспортировки, подготовки к эксплуатации и эксплуатации труб буровая бригада должна уделять первостепенное внимание.

Бурильные, утяжеленные и ведущие трубы, а также элементы их соединяющие -- замки, переводники и т. д., поступившие с завода-изготовителя, обязательно должны проходить подготовку к эксплуатации. Для этого с ними проводят следующие операции: удаляют предохранительные детали и чистят резьбу, моют замки, контролируют дефектоскопией и толщинометрией, проводят инструментальный контроль размеров, кривизны и резьб, осуществляют сборку труб сборной конструкции с замками, маркировку и комплектование колонны.

2.4 Предупреждение аварий с забойными двигателями

Эффективное использование турбобуров определяется сочетанием их размеров с размерами долота. Уменьшение диаметра турбобура по сравнению с рекомендуемым значительно снижает энергетические параметры его и ведет к быстрому развитию усталости металла. Для предупреждения повреждений турбобуры и электробуры транспортируют с опорой не меньше чем на трех точках, равноудаленных друг от друга, при навинченных предохранительных колпаках. Погрузка и разгрузка двигателей должны быть механизированы, осуществляться без ударов о твердые предметы. Транспортировка турбобуров волоком и сбрасывание их при разгрузке недопустимы. Турбобуры и электробуры диаметром 195 мм и менее должны перевозиться в обсадных трубах.

Для контроля за состоянием крепления резьбовых соединений турбобура на буровой на них наносят метки. Положение меток на турбобуре после каждого рейса долота контролируют и записывают в буровой журнал.

2.5 Предупреждение аварий с долотами

Тип долот для каждой скважины должны выбирать на основе данных, полученных при проводке опорно-технологических скважин, и по данным пробуренных вблизи скважин. Для проводки опорных, поисковых и параметрических скважин долота должны выбираться путем проведения специальных исследований. Этим создаются условия для безаварийной работы долот в скважине. Перед началом бурения под соответствующую обсадную колонну на буровую завозят подобранный согласно проекту набор типоразмеров долот, осмотренных и обмеренных на базе, с паспортами и сводной ведомостью. Запрещается транспортировка и хранение долот навалом, а также их сбрасывание на металлические предметы. Все долота, поступившие на буровую, должны быть визуально осмотрены, установлены на площадке, а сведения о них с указанием типоразмера и номера зарегистрированы буровым мастером. Отбракованные долота необходимо удалить с буровой.

Перед присоединением долота к бурильной колонне бурильщик обязан проверить: соответствие типа и размера долота разбуриваемым породам (ГТН); чистоту резьбы, а у гидромониторных долот наличие насадок, надежность их крепления и уплотнения; отсутствие внешних дефектов и чистоту промывочных каналов. При этом:

в сварных швах на поверхности резьб не допускаются единичные поверхностные поры глубиной более 0,3 мм, видимые трещины по сварному шву, а также шлаковые включения диаметром свыше 1 мм, но не более 3 мм на длину каждого шва;

присоединительная резьба должна быть гладкой, без забоин; выкрошенных витков и других дефектов, нарушающих ее непрерывность и прочность;

поверхности упорных уступов резьбовых соединений должны быть гладкими, без заусениц, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений.

прихватные рессорные центраторы, кожухи противоприхватные и противоприхватные наконечники.

2.6 Предупреждение выбросов и открытых фонтанов

Предупреждение газо-, нёфте- и водопроявлений, которые могут привести к нежелательным выбросам и открытым фонтанам, сводится к соблюдению требований Инструкций по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин.

Основными противофонтанными Мероприятиями при бурении в продуктивной толще должны быть следующие:

после спуска кондуктора или промежуточной колонны, при бурении ниже которых ожидается вскрытие газовых, газоконденсатных, напорных нефтяных и водоносных горизонтов, а также в процессе бурения разведочных скважин в неизученной части разреза, на устье любой скважины должна быть смонтирована противовыбросовая установка;

типовые технологические и монтажные схемы обвязки этой установки должны быть разработаны для каждой площади или группы площадей с учетом требований Правил безопасности и специфических геологических условий и согласованы с соответствующими организациями;

для каждой буровой типовая схема конкретизируется с учетом ее местоположения, проходящих линий передач и других коммуникаций, сооружений, вида бурового и вспомогательного оборудования;

вскрытие продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и на месторождениях с АВПД осуществляется после проверки и установления готовности буровой к проведению вскрытия, а именно: проверяется состояние бурового и противовыбросового оборудования, наличие и состояние средств и материалов по борьбе с нефтегазопроявлениями, состояние ствола скважины и обученность буровой бригады. Проверка производится комиссией под руководством главного инженера УБР (экспедиции) при участии представителя военизированной службы и оформляется актом;

вскрытие газовых горизонтов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и последующее углубление скважины не допускается без проведения работ по прогнозированию пластового давления по геофизическим и технологическим данным и без приведения параметров бурового раствора в соответствие с этими давлениями;

вскрытие газового горизонта и последующее углубление скважины запрещается при отсутствии в компоновке низа бурильной колонны шарового или тарельчатого клапана-отсекателя, а под ведущей трубой шарового крана или крана-отсекателя;

перед предполагаемым вскрытием продуктивного горизонта и на протяжении всего последующего периода углубления скважины до спуска очередной обсадной колонны5 1 раз в сутки проверяется работоспособность плашечных превенторов и задвижек (на открытие и закрытие);

перед началом бурения и после него, а также в отдельных интервалах, регламентируемых проектом на строительство скважины, производится ее безостановочная промывка продолжительностью не менее одного цикла;

если в процессе промывки или бурения скважины наблюдается постоянное поступление газа в буровой раствор и плотность бурового раствора отклонилась от требований ГТН, то подъем бурильной колонны из скважины запрещается до их устранения.

При снижении плотности бурового раствора во время его циркуляции за счет насыщения раствора пластовым флюидом принимаются незамедлительные меры к усилению промывки скважины, дегазации бурового раствора и к доведению его параметров до указанных в ГТН. Устье скважины немедленно герметизируется: при обнаружении перелива бурового раствора из нее, когда в скважине отсутствовала его циркуляция или шел подъем бурильной колонны; при выявлении повышения уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения или промывки, а также при поглощении бурового раствора с последующим нефтегазопроявлением .

При подъеме бурильной колонны скважина непрерывно доливается. Одновременно в буровом журнале регистрируется объем долитого бурового раствора. В процессе бурения скважины со вскрытыми продуктивными горизонтами ежемесячно производятся проверка и докрепление всех фланцевых соединений противовыбросового оборудования и манифольда буровых насосов.



3. Методы ликвидации аварии. Общие положения

Авария -- это чрезвычайное происшествие на буровой, которое приводит к замедлению или вообще к прекращению бурения скважины. Уже слово «авария», произнесенное впервые, иногда вносит в ряды исполнителей работ чувство растерянности и нервозности, что толкает к действиям, усложняющим аварию. Поэтому в момент выявления аварии специалист, руководящий работой буровой бригады (бурильщик, мастер), должен сосредоточиться и на какой- то период представить -- что же произошло, какова причина аварии? Установив диагноз, следует составить план дальнейших работ.

Авария требует от исполнителей четкого, быстрого и технически грамотного выполнения работ, помня при этом, что поспешность и непродуманные действия могут привести к непоправимым бедствиям. Если первопричина аварии видна на поверхности (разрушение вышки, талевой системы, падение части колонны, долота, приборов, обсадной колонны и т. д.), то буровой бригаде остается только уведомить мастера (при его отсутствии на буровой) и руководство предприятия об аварии и проводить подготовительные работы к ее ликвидации.

В случаях, когда авария произошла в момент нахождения в скважине бурильной колонны -- поломка долота, УБТ, забойного двигателя или другого элемента бурильной колонны, но бурильная колонна движется, то бурильщик должен принять меры для быстрого подъема бурильной колонны, сообщив мастеру и руководству предприятия через членов бригады об аварии. В случае прихвата бурильной колонны бурильщик осуществляет первоочередные работы для предупреждения усложнения аварии, сообщает, как указано выше, об аварии и согласовывает с руководством план дальнейших работ до прибытия на буровую мастера или инженера по сложным работам.

Все работы по ликвидации аварии должны осуществляться при обязательном участии мастера. Работы по ликвидации аварии проводятся по специальному плану, в котором указываются сроки проведения работ и ответственные исполнители по каждому этапу работ, а также назначается ответственный за выполнение плана работ. Общее руководство и ответственность за своевременное принятие мер по ликвидаций аварии возлагается на главного инженера буровой организации. Ответственный за выполнение работ по ликвидации аварии обязан организовывать их осуществление в строгом соответствии с планом.

3.1 Методы ликвидации прихватов колонны труб

При возникновении прилипания под действием перепада давления эффективное средство его ликвидации -- снижение этого перепада до значения меньшего, чем оно было до прихвата, путем понижения уровня бурового раствора в затрубном пространстве до безопасных значений и приведения давления столба жидкости внутри труб к величине его в затрубном пространстве.

Достоинство этого метода -- возможная быстрота его осуществления, исключение потребности в специальных жидкостях: в открытом стволе скважины находится тот же раствор, с помощью которого бурилась скважина до прихвата. До применения этого метода особо обращается внимание на состояние открытого ствола скважины. В частности, на наличие в открытом стволе над зоной прихвата продуктивных горизонтов, их пластовых давлений, а также давлений в зоне прихвата на колонны труб. Прихваты путем снижения уровня бурового раствора в затрубном пространстве ликвидируются по следующей технологии. Промывают скважину до выравнивания параметров бурового раствора и соответствия их требованиям проекта.

Производят обвязку циркуляционной системы с учетом осуществления закачки воды вместо бурового раствора в бурильную колонну при помощи цементировочных агрегатов и контроля объема отбора ее из скважины путем пропуска через задвижку. Закачивают расчетный объем воды в бурильную колонну и фиксируют давление в конце закачки. Осуществляют натяжение бурильной колонны до максимально безопасной нагрузки.

Отбирают из бурильной колонны через задвижку объем воды, необходимый для снижения уровня в затрубном пространстве до расчетной величины. Скорость отбора при этом должна быть минимальной. При понижении уровня в затрубном пространстве по расчету на каждые 100 м отбор воды приостанавливают. Уточняют местонахождение уровня в затрубном пространстве по количеству отобранной воды и фиксируют давление внутри бурильных труб. По полученным данным оценивается возможность нефте-газопроявлений из пластов.

3.2 Ликвидация аварии с забойными двигателями

О возникновении аварии с забойным двигателем свидетельствует резкое падение давления промывочной жидкости почти без потери массы колонны. При срыве замковой резьбы верхнего переводника турбобура в скважину спускают ловитель или труболовку. При уверенности, что резьба замковой муфты находится в хорошем состоянии, опускают метчик-калибр или новый замковый ниппель, которым соединяются с оставленным турбобуром. Работы производят согласно правилам эксплуатации выбранного ловильного инструмента, помня о необходимости спуска в соответствующих условиях ловильного инструмента с центрирующим приспособлением.

При срыве резьбы, соединяющей переводник с корпусом турбобура или секции между собой, спускают резьбовой калибр или новый переводник. Последний используют в том случае, когда уверены, что резьба корпуса турбобура не нарушена и доступ к ней не закрыт. Если позволяет диаметр скважины, то для извлечения турбобура спускают трубную ловушку, представляющую собой отрезок обсадной трубы с вмятинами, или ловитель турбобура конструкции Алянчикова для захвата турбобура под ниппель.

При поломке корпуса, когда часть статоров оказывается открытой или когда отвинтился ниппель, т. е. открыты все статоры, для извлечения узлов турбобура применяют трубную ловушку с вмятинами по телу для заклинивания в них турбобура. Чтобы убедиться, что турбобур находится в ловушке, колонну приподнимают на 1--5 м над забоем и медленно восстанавливают циркуляцию Промывочной жидкости. Увеличение давления свидетельствует о соединении ловушки с турбобуром.

Другой способ извлечения турбобура -- захват его укороченным ловителем или труболовкой за выступающую часть вала с гайкой и контргайкой. Для облегчения захвата турбобура за выступающую часть вала контргайку удлиняют на 200 м. Наружный диаметр делают равным диаметру трубы или замка, что способствует захвату турбобура за выступающую часть соответствующим ловителем. Резьба гайки и контргайки не у всех турбобуров с левой нарезкой, поэтому не всегда можно работать колоколом.

При поломке вала турбобура или турбодолота, а также при отвинчивании гайки и контргайки в скважине остается вал турбобура, который извлекают ловителем или колоколом. Если соединению ловильного инструмента с турбобуром мешает распорная втулка, то ее извлекают гладким колоколом, который иногда применяют для захвата турбобура за верхнюю опору.

Для ликвидации заклинивания турбобура используют кислотную ванну, а для ликвидации прихвата вследствие сальникообразования -- водяную или нефтяную ванну либо один из методов, подобный ликвидации аварий с прихватом труб.

При извлечении турбобуров ловильные инструменты желательно спускать с безопасным переводником и ударным механизмом (ГУМ, ВУК, УЛП и др.), так как, как правило, оставленные в скважине забойные двигатели оказываются прихваченными уже через 1--2 ч.

3.3 Ликвидация аварии с долотами

Признак аварии с долотом при роторном бурении -- неравномерное вращение и вертикальные колебания бурильной колонны, а также прекращение проходки; при электробурении -- снижение показаний амперметра и отсутствие проходки; при турбинном бурении -- остановка турбобура, а также отсутствие проходки.

Выбор метода ликвидации аварии зависит от характера ее и наличия ловильных инструментов.

Долото, оставленное полностью, пытаются захватить за присоединительную резьбу (специальным метчиком, колоколом, ловителем). Категорически запрещается извлекать бескорпусные долота метчиком. Это приводит к расколу долота или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется на сварных швах. Если долото захватить за присоединительную резьбу не удается, то его разрушают фрезерами или торпедами. Последующим спуском гидромеханического паука или магнитного фрезера в компоновке с шламометаллоулавлнвателем извлекают куски долота с забоя.

Шарошки долота, лапы с шарошками, а также лопасти лопастных долот, оставленные в скважине, извлекаются гидромеханическим пауком или, как исключение, трубным пауком или магнитным фрезером. Во всех случаях извлечения частей долот и разрушения их фрезером, ловильными инструментами работают совместно с шламометаллоулавливателями. При отсутствии паука гидромеханического или магнитного фрезера части долот разрушают фрезерами.

В других случаях детали долот извлекают ловильными инструментами -- гидравлическими и механическими ловителями, разработанными и изготовленными собственными силами на буровых предприятиях.

Иногда одну и даже три шарошки разрушают штыревыми долотами. Этот метод применять не следует, так как процесс разрушения продолжается долго, на забое часто остаются и шарошки штыревого долота. После работы штыревым долотом на забое остается много металла, иногда шарошки не разбуриваются, а заталкиваются в стенку скважины, что ведет к затруднению бурения скважины, а в некоторых случаях и к возникновению новой аварии.

В скважинах малого диаметра хороший эффект дает имплозийный ловитель для извлечения частей долот и других металлических предметов. Он спускается в скважину на кабеле.

3.4 Освобождение скважин от посторонних предметов

Упавший в скважину предмет может застрять над забоем в стенке скважины и заклинить спускаемую колонну. Особенно часто такие случаи отмечаются в скважинах, где стволы имеют большую кривизну, значительную длину необсаженной части, много уступов, каверн и т. д. Поэтому при наличии в скважине отмеченных условий и падении постороннего предмета не следует спешить со спуском инструмента для разрушения предмета на забое. Сначала опускается прихватоопределитель для выяснения местонахождения металла. Если предмет находится в стенке скважины над забоем, то зону нахождения предмета прорабатывают эксцентричным долотом и сбивают его на забой. Затем снова спускают прихватоопределитель, и если предмет не был сбит, то его торпедируют, а скважину прорабатывают до забоя. Упавший в скважину посторонний предмет извлекают ловильным инструментом, выбор которого определяется размером и формой предмета. Если размеры предмета позволяют ему разместиться в гидромеханическом пауке, то стараются извлечь предмет с его помощью. Использование магнитного фрезера зависит от размера и массы извлекаемого предмета.

Крупные предметы (роторные клинья, челюсти ключей АКБ-3 и т. д.) разрушают на забое забойными или башмачными фрезерами, а также коронками башмачных фрезеров, присоединяемыми к магнитным фрезерам. Для обеспечения извлечения крупные предметы часто торпедируются.

Колонковые трубы, пбдъемные грунтоноски и другие предметы разрушают забойными фрезерами или извлекают трубными ловушками, представляющими собой трубу с воронкой. На трубе делают

загнутые вверх вырезы, в которых зажимается извлекаемый предмет. В отдельных случаях крупные детали разрушают торпедами типа ТКО.

Скважину периодически необходимо очищать от мелких металлических предметов, чтобы исключить последующее заклинивание ими колонны труб. Очищать забой рекомендуется магнитным фрезером, присоединенным к шламометаллоулавливателю, или эжекторным металлоулавливателем.

3.5 Ликвидация фонтанов

Признаками начала открытого фонтанирования являются: выход из скважины бурового раствора при отсутствии циркуляции; наличие в выходящем буровом растворе пачек, сильно насыщенных газом или нефтью; увеличение объема промывочной жидкости в амбарах, отстойниках и т. д. при отсутствии специальных добавок; шумы в скважине.

Для предотвращения начавшегося фонтанирования следует создать условия для увеличения давления на продуктивный пласт. Закрывают превентор, чтобы воспрепятствовать выбросу находящегося в скважине бурового раствора, а в трубы усиленно закачивают буровой раствор возможно большей плотности, затем пускают его через выкиды превентора до уравнивания плотностей закачиваемого и выходящего из скважины бурового раствора при поддержании параметров, исключающих разрыв пласта, обсадных и бурильных труб.

При возникновении открытого газового или нефтяного фонтана буровая бригада обязана:

прекратить все работы в загазованной зоне и немедленно вывести из нее всех людей;

остановить двигатели внутреннего сгорания;

отключить силовые и осветительные линии, которые могут оказаться в загазованных участках; при быстром загазовании территории вокруг скважины отключение электроэнергии должно быть сделано за взрывоопасной (загазованной) зоной;

потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины;

на территории, которая может оказаться загазованной, прекратить производства всех огневых работ, курение, пользование стальным инструментом и другие действия, ведущие к образованию искры;

принять необходимые меры к отключению всех соседних производственных объектов (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и др.), которые могут оказаться в загазованной зоне;

запретить всякое движение на территории, прилегающей к фонтанирующей скважине, для чего выставить запрещающие знаки, а при необходимости -- посты охраны;

принять меры для предотвращения растекания нефти;

сообщить о случившемся и принятых первичных мерах руководству предприятия (организации) и вызвать на скважину подразделение военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и скорую медицинскую помощь.

Работы по ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов относятся к категории особо опасной для народного хозяйства страны, поэтому для их оперативного управления создается штаб. Все работы по ликвидации фонтана проводятся под руководством специальных военизированных подразделений с привлечением различных служб ведомственного и вневедомственного подчинения. Работа этих служб регламентируется специальными инструкциями, правилами, директивными и нормативными документами.

Буровая бригада при ликвидации открытого фонтана выполняет вспомогательные работы.

Для ликвидации фонтана необходимо сохранить устьевое оборудование, обсадные и бурильные колонны, находящиеся в скважине. При отсутствии на устье скважины устьевого оборудования его устанавливают и создают условия для спуска в скважину бурильных труб. При этом стремятся уменьшить влияние фонтанирующей струи. Запорная арматура, устанавливаемая на устье, должна состоять из одной-двух крестовин резервного превентора, переводной катушки и каптажного устройства.

При наличии в скважине зон поглощения, если при частично спущенной бурильной колонне после закрытия превентора давление в затрубном пространстве не возрастает до опрессовочного давления обсадной колонны, то в скважину закачивают жидкость на поглощение. При отсутствии поглощающих горизонтов скважину задавливают противодавлением.

Если обсадная колонна негерметична, то в скважину спускают различные пакеры. После их надежной установки задавливают пласт прямой закачкой или закачкой с противодавлением.

При возникновении открытого фонтана рекомендуется следующий порядок его ликвидации. Срочно принимать меры по оборудованию устья скважины для его герметизации, выбирая метод в зависимости от конкретных условий каждой скважины. При опасности возникновения грифонов после герметизации устья скважины работы по ликвидации фонтана следует продолжать, создав пробку в стволе скважины с последующей закачкой жидкости. При угрозе выхода газа на поверхность через грифоны к гражданским и промышленным объектам необходимо пробурить мелкие разгрузочные скважины.

Если невозможно ликвидировать открытый фонтан известными методами с осуществлением работ на устье скважины, то бурят наклонные скважины для последующего задавливания жидкостью фонтанирующей скважины, или для взрывов в них с целью обрушения пород над продуктивным горизонтом, или для отвода газа через вновь пробуренные скважины с последующим проведением работ по задавливанию продуктивного горизонта через устье фонтанирующей скважины.

В практике нашли применение и другие способы изоляции зон поглощения: изоляция специальными перекрытиями, колоннами- летучками н стальными профильными трубами.

Установка перекрывателей. При этом способе зона поглощения перекрывается специальной оболочкой. Однако распространение этого способа сдерживается сложностью его практической реализации.

Спуск потайных колонн. При этом способе зону осложнения перекрывают обсадной колонной длиной 300--400 м. При спуске соединения труб между собой осуществляют, как правило, без муфт. Это вызвано необходимостью спуска обсадных труб диаметром на 20--50 мм меньше диаметра скважины. Спуск потайной колонны оправдан в тех случаях, где после ее спуска бурение скважины будет непродолжительным и породы в месте ее установки устойчивы.

Установка стальных профильных труб. Изоляция интенсивных зон поглощений стальными профильными трубами находит все большее распространение.

Сущность этого способа заключается в том, что зону осложнения перекрывают стальными профильными трубами, увеличивающимися по поперечному сечению в месте их установки почти до диаметра скважины, что не требует изменения ее конструкции.

Технология перекрытия сводится к следующему. Специальные трубы с чугунным наконечником внизу, длина которых больше зоны осложнения на 3--5 м, подсоединяют к бурильной колонне и устанавливают против зоны поглощения. Затем спускают шар, который перекрывает отверстие в башмаке, и подачей через насосы бурового раствора создается давление до 15 МПа. При этом профильные трубы плотно прижимаются к стенкам скважины, изолируя зону поглощения.

Размещено на Allbest.ru

...