Анализ технологии эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Значение нефтяной промышленности в народном хозяйстве

Нефтяная промышленность сегодня - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям.

Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны?

Это: - сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;

- источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);

- сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Нефть - наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. В 1993 году было добыто 350 млн. т нефти с газовым конденсатом. По уровню добычи мы уступаем только Саудовской Аравии и США.

Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания - около 20 тыс. человек.

2. Буровые установки, оборудование и инструмент

Буровое оборудование.

Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента.

1) Буровая установка - это комплекс наземного оборудования, необходимого для выполнения операций по проводке скв-ны. Сюда входит:

· буровая вышка

· механизм для спуско-подъемных операций

· ротор, вертлюги, силовой привод

· циркуляционная система бурового раствора

· привышечные сооружения.

Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух-трех бурильных труб между собой длиной 25…36 м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.

Различают два типа вышек:

· башенные,

· мачтовые (А-образные).

Башенные более устойчивые, большей грузоподъемности, однако мачтовые проще перевозить.с места на место.

Параметры буровой вышки:

- грузоподъемность - максимально возможная нагрузка в процессе строительства скв-ны;

- высота - необходимо знать для опред-ия длины свечи;

- емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб)- показывает сколько бурильных труб м.б. в них размещено;

- размеры верхнего и нижнего оснований;

- последняя это общая масса буровых вышек, которая составляет несколько десятков тонн.

Механизм для спуско-подъемных операций.

Это талевая система и лебедка.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока и талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а др. закреплен неподвижно, и бурового крюка.

Наземное оборудование: вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг-это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Рис. 6.11 стр.97-видно из чего состоит онгд

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину.

Ротор - передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем.

Силовой привод - обеспечивает функционирование всей буровой установки - снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор. Привод бывает дизельный, электрический, дизель-электрический, дизель - гидравлический.

Циркуляционная система буровой установки. Служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Очистка происходит в несколько ступеней: вибросито, затем пескоотделитель, илоотделитель, потом гидроциклоны и химическая очистка.

К привышечным сооружениям относятся:

· помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки,

· насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей,

· приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей,

· запасные резервуары для хранения бурового раствора,

· площадка для трансформатора,

· стеллажи для размещения труб.

Бурильный инструмент.

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Существуют три вида забойных двигателей:

Это турбобур - это многоступенчатая турбина, с числом ступеней до 350. Каждая ступень состоит из статора и ротора. Статор жестко соединен с корпусом турбобура, ротор установлен на валу и вращается вместе с ним.

При турбинном бурении в качестве рабочей испльз-ся промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

Второе это электробур - при бурении питание электродвигателя осуществляется через кабель, установленный внутри бурильных труб, В этом случае с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

И третий это Винтовой забойный двигатель, который состоит из ротора и статора. Ротор установлен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел ходов в винтовых линиях статора и ротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей - шлюзов м/у камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через двигатель, а самое главное - именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.

Инструмент, используемый при бурении, подразделяется на основной (долота) - в следующей лекции и вспомогательные (бурильные трубы, бурильные замки, центраторы). Рассмотрим вспомогательный.

Бурильная колонна - является связующим звеном м/у буровым оборудованием, расположенным на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.). Основные функции это: 1. подведение энергии на забой, для вращения долота (механической - при роторном бурении; гидравлической - при бурении с гидравлическим забойным двигателем (турбобур, ВЗД); электрической - при бурении электробурами. 2. Воспринимает и передает на стенки скважины реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями.3. осуществляет круговую циркуляцию рабочего агента. 4. создает осевую нагрузку на долото.

Бурильная колонна (за исключ. появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Классификация бурильных труб:

· по категории скважины,

· по способу бурения (для роторного бурения, либо с гидравлическими забойными двигателями),

· по назначению (ведущие, утяжеленные УБТ, стальные бурильн. трубы СБТ),

· по материалу (стальные бурильн. трубы; легкосплавные бурильн. трубы),

· по прочности,

· по способу соединения м/у собой (сборной или цельной конструк-и).

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и как правило имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются м/у собой с помощью бурильных замков. При бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами от 60 до 140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6,8 и 11,5 м.

Для создания нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны используют утяжеленные бурильные трубы.

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем) .

В бурильную колонну входят переводники, центраторы, стабилизаторы, калибраторы.

Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля.

Центраторы - применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины.

Стабилизаторы - служат для сохранения жесткой соосности бурильной колонны на длинных участках.

Калибратор - служат для обработки ствола скважины и сохранения номинального диаметра ствола в случае износа долота.

Основным инструментом при бурении является долото, необходимый для механического разрушения породы на забое скважины в процессе ее проходки. По характеру разрушения породы долота классифицируются:

1) долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота (для разбуривания мягких пород),

2) долота дробящее - скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, от. вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. Используют при бурении средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород,

3) долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцевой части долота или в кромках лопастей долота. Применяется для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых пород.

Долота бывают лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.

Лопастные долота - бывают трех типов: 2-х, 3-х и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. Применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

Шарошечные долота - выпускаются с одной, двумя, тремя, 4-мя и 6-ю шарошками. Наиболее распространенное получили 3-х шарошечные. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее.

Преимущества перед лопастными долотами:

- площадь контакта шарошечных долот с забоем значительно меньше, чем у лопастных долот, но длина их рабочих кромок больше, что значительно повышает эффективность разрушения горных пород;

- шарошки долота перекатываются по забою в отличие от лезвий лопастного долота, скользящих по нему, вследствие чего интенсивность износа зубьев шарошек значительно меньше интенсивности износа лезвий лопастных долот

- вследствие перекатывания шарошек по забою крутящий момент, потребляемый долотом, сравнительно невелик, поэтому опасность заклинивания шарошечного долота сводится к минимуму.

3. Классификация горных пород: (в раздаточном варианте)

Алмазные долота - состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона - шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.

Алмазные долота бывают трех типов:

1) Спиральные - рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород.

2) Радиальные алмазные долота - имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Данные долота предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения.

3) Ступенчатые алмазные долота - имеют рабочую поверх-ть ступенчатой формы. Применяются как при роторном, так при турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.

Применение алмазных долот обеспечивает: высокие скорости бурения; снижение кривизны; сокращение числа спуско-подъемных операций.

Твердосплавные долота - принцип и состав такой же как у алмазных, только вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

Колонковые долота - для бурения кольцевым забоем. Применение для выбуривания кернов пород.

Правила техники безопасности при бурении скважин.

- буровое оборуд-ие д.б. расположено на буровой площадке так, чтобы была обеспечена возможность удобного и безопасного его обслуживания и ремонта;

- буровая установка, цементировочное оборудование, установка для освоения и испытания скважины д.б. оснащены приспособлениями, устройствами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, а также средствами пожаротушения в соответствии с нормативами, утвержденными Госгортехнадзором и органом пожарного надзора. Пуск буровой установки в эксплуатацию допустим только с разрешением комиссии;

- буровая вышка детально осматривается п/д спуском обсадной колонны перед работами, связанными с натяжением и расхаживанием колонны, после ветра силой 6 баллов в открытой местности и 8 баллов в закрытой местности (в лесу, котловинах) и после открытых нефтегазопроявлений;

- пуск работы двигателей буровых станков после того, как установлены оградительные устройства, удалены от вращающихся частей или из пределов ограждения людей и дан установленный сигнал о пуске механизмов;

- до начала бурения скважины необходимо создать запас доброкачественной глины (при отсутствии централизованного снабжения буровым раствором), а также утяжелителей и химических реагентов. Бурение скважины начинаются при наличии раствора с параметрами, соответствующими геолого-техническому наряду. Количество раствора должно в 2раза превышать максимальный объем скважины;

- пуск скважины в эксплуатацию не разрешается, пока вся нагнетательная линия не будет проведена опрессовкой на полуторакратное рабочее давление насоса;

- запрещается ремонтировать нагнетательный шланг во время работы буровых насосов. Если началось просачивание бурового раствора или нарушилась наружная оплетка шланга, то бурение следует прекратить и приподняв несколько свечей, заменить шланг. Запрещается работать при давлениях, превышающих нормальное рабочее.

- строго запрещается при загрузке глиномешалки в процессе работы проталкивать глину ломами. Если люк глиномешалки расположен на высоте более 1,5 м, то вокруг него нужно сделать настил в трапами и перилами. Люк глиномешалки д.б. закрыт металлической решеткой с отверстиями не более 20 х 20 см и заперт на замок. Загрузка глины д.б. механизирована.

- при замене цилиндровых втулок бурового насоса втулками другого диаметра следует обязательно заменять штифт предохранительного клапана. Исправность оборудования буровых насосов проверяется ч/ каждые 5-10дней и бурильщиком ежедневно при приемке и сдаче вахты;

- Для обслуживания сепараторов бурового раствора (вибрационного сита, гидроциклонов и др. ) устраивают площадки с перилами и переходные мостики со стороны буровой. Для защиты рабочих и уменьшения загрязнения рабочего места на бурильную трубу следует надевать приспособление, препятствующее разбрызгиванию раствора;

- циркуляцию раствора следует восстанавливать путем постепенного перекрытия пусковой задвижки. Запрещается пускать в ход насосы при закрытых пусковых задвижках;

- при кратковременных остановках бурения необходимо приподнять бурильную колонну на высоту, исключающую возможность ее прихвата, но не менее чем на длину ведущей трубы, а при возможности выброса, закрыть превентор. В процессе бурения задвижки на выкидной линии превентора всегда д.б. открыты.

- перед подъемом бурильной колонны скважину надо промывать до выравнивания плотности бурового р-ра по всему стволу, а во время подъема колонны непрерывно доливать раствор до устья.

- при бурении разведочных скважин, а также после спуска колонн, ниже которых ожидается вскрытие продуктивных горизонтов, устья их оборудуют превенторными установками.

- продуктивный пласт следует вскрывать при строгом соблюдении параметров бурового раствора. При вскрытии пластов с высоким давлением под ведущей трубой устанавливают обратный клапан.

- при самопроизвольном движении раствора из скважины нужно повышать его плотность и принимать меры по прекращению изливания.

- при бурении скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях необходимо уделять внимание подъему колонны. Промывку газовой скважины перед подъемом долота следует проводить при максимальном расходе раствора и вращении колонны в течении одного цикла промывки. На площадках и участках д.б. вода в избыточном количестве.

- при работе с различными химическими реагентами необходимо: хранить кальцинированную соду в сухих помещениях, при работе с каустической содой надевать защитные очки, резиновые сапоги, перчатки, передник и соблюдать большую осторожность. Жидкое стекло (разлагается с выделением нерастворимого осадка атмосферного кремнезема) и ПАВ хранить в закрытых емкостях. При работе с цементом и известью рабочие буровой бригады д.б. обеспечены защитными очками и респираторами.

- запрещается самовольный переход работников с одной операции на др. или самостоятельное ведение какой-либо работы.

4. Безопасность работ при ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов

Основные меры противовыбросовой профилактики заключаются в систематическом контроле параметров бурового раствора и в наблюдении за его уровнем в скв-не при неработающих насосах или за изменением уровня в приемных емкостях насосов во время промывки скважины. С целью предупреждения выбросов надо интенсивно промывать скважину, утяжелять закачиваемый раствор и дегазировать его после выхода из скважины.

Если указанные м-ды не приводят к успеху, то применяют противовыбросовое оборуд-ие: герметизируют устье скважины превентором и ведут промывку с противодавлением на устье за счет дросселирования выходящего потока с помощью штуцера.

5. Конструкция скважины

Рис. 1. Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов. Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы. Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора. В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки. Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту. Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы. В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний - на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 1. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов. Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

- промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;

- поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность. От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.

Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев.

После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.

6. Промывка скважин

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:

- вынос частиц выбуренной породы из скважины;

- передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;

- предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

- удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

- охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

- уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

- предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

- уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

- выполнять возложенные функции;

- не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

- легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

- быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;

- быть удобными для приготовления и очистки;

- быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования.

7. Буровые растворы

Буровые промывочные жидкости.

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью (Drilling mud, drilling fluid).

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств, становится темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей.

В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки - обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна.

В условиях, когда нарушена целостность породы, большую роль играет горное давление. В приствольной части скважины оно проявляется как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Боковое давление является следствием вертикального и вызывает касательные напряжения, способствующие выпучиванию пород, сужению ствола и обвалообразованию. Величина касательных напряжений зависит не только от горного давления, но и от давления промывочной жидкости.

Способы промывки.

При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

1) системы промывок с выходом раствора на поверхность;

2) системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

В зависимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность осуществляется по одной из приведенных на рисунке схем.

8. Аварии

Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:

- аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т.д.);

- аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т.д.);

- аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т.д.);

- аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т.д.).

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты (рис. 2): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

Рис. 2. Ловильные инструменты: а - шлипс; б - колокол; в - метчик; г - магнитный фрезер; д - паук

Искривление скважин.

При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин, т.е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т.д.

Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим - относятся наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т.д. К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.

В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:

- монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими условиями;

- тип долота выбирать соответственно типу пород.

Прихваты.

Прихваты бурильной колонны в скважинах являются одним из наиболее распространенных и тяжелых видов аварий, которые во многих случаях заканчиваются перебуриванием части ствола скважины, или требуют больших затрат времени и средств.

По общепринятой классификации различают следующие виды прихватов:

- дифференциальный, от перепада давления;

- вследствие сальникообразования;

- заклинивание элементов бурильной колонны в стволе скважины:

-в желобной выработке;

- в суженной части ствола;

- посторонними предметами;

- из-за осыпей и обвалов стенок скважины;

- текучести пластичных горных пород;

- вследствие седиментации твердой фазы.

По причинам возникновения все виды прихватов (кроме расклинивания посторонними предметами) можно объединить в две группы:

Гидростатические прихваты, вызванные нарушением закона Архимеда;

Гидродинамические прихваты, связанные с нарушением нормальной гидродинамики циркуляции бурового раствора в скважине.

Дифференциальный прихват и "заклинивание" инструмента в желобе - результат исчезновения полной смачиваемой поверхности тела трубы промывочной жидкостью, вследствие чего инструмент начинает испытывать воздействие гидростатического давления столба бурового раствора.

При дифференциальном прихвате - сила гидростатического давления проявляется лишь частично, так как бурильная колонна будет испытывать еще и воздействие пластового давления со стороны проницаемого пласта. Если гидростатический прихват происходит в непроницаемых отложениях, то величина гидростатического воздействия будет полной и может достигать весьма больших значений. Сила прихвата будет зависеть от площади контакта трубы со стенкой скважины, траектории ствола, величины прижимающего усилия, достаточного для необходимого компрессионного сжатия глинистой корки, свойств бурового раствора, свойств самой корки (проницаемости, статического напряжения сдвига и т.д.), физико-механических свойств породы.

В желобных выработках, возникающих на перегибах ствола скважины, основной причиной прихватов является не заклинивание элементов бурильной колонны в желобе, а гидростатический прихват - так как желоба вырабатываются преимущественно в мягких, глинистых породах.

Все остальные виды прихватов следует отнести во вторую группу. Причина их возникновения вызвана нарушением нормальной гидродинамики в скважине, которая, в свою очередь, зависит от трех основных факторов:

- физико-механических свойств горных пород слагающих стенки скважины;

- свойств бурового раствора;

- режима промывки скважины.

Поэтому необходимо, еще на стадии проектирования строительства скважины, с целью предупреждения осложнений и аварий, большое внимание уделить выбору конструкции скважины - исходя не только из графика совмещенных давлений - но и с точки зрения возникновения осложнений ствола в процессе бурения. Для правильного выбора диаметров и глубин спуска обсадных колонн, а значит и длины интервалов бурения из под башмака предыдущей колонны, необходимо руководствоваться временем использования открытого ствола с целью не допущения его осложнения. То есть, проектируя новую скважину, необходимо учитывать скорости проводки интервалов предыдущих скважин и степень осложнения их стволов во времени (интенсивность желобообразования, возникновение нарушений нормальной подвижности инструмента, изменения свойств бурового раствора). Иначе говоря, чтобы правильно спроектировать новую скважину - необходимо тщательно проанализировать все осложнения и аварии при бурении предыдущих скважин, и разработать комплекс мероприятий по их предупреждению в дальнейшем (изменение конструкции, профиля, свойств или типа бурового раствора, режимов бурения, применение новых способов и технологий).

Непосредственно в процессе бурения, для уменьшения опасности возникновения осложнений и прихватов должны выполняться следующие мероприятия.

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами.

Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.

Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от сложности работ.

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб производить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного инструмента осуществлялось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной колонной.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли з.а замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы, проворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на '/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ло-вильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.

Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи колокола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного крючка и лишь после этого спускают метчик или колокол.

Когда даже после восстановления циркуляции не удается расхаживанием освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент безрезультатны, приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот - магнитный фрезер, который спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6 - 7 м, начинают промывку, вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях - это в большинстве случаев приводит к осложнению аварии. Магнитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Литература

нефтяной буровой лопастной турбинный

1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1985. - 306с.

2. Обзорный курс технологии бурения / по разделу в учебнике А.А. Коршака и А.М. Шаммазова для вузов "Основы нефтегазового дела".

3. Середа Н.Г., Муравьев В.М., Основы нефтяного и газового дела. М.: Недра, 1980.

4. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник / М.: Недра, 1990.

Размещено на Allbest.ru

...