Бурения скважин в осложненных условиях

При необходимости вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями с использованием утяжеленных буровых растворов следует переходить на применение этих растворов за 50 метров до кровли напорного горизонта.

Бурение, проработку и промывку скважин в интервале ожидаемых газопроявлений следует производить при максимально возможной производительности буровых насосов.

Перед подъемом бурильной колонны из скважины со вскрытыми продуктивными или напорными водоносными горизонтами необходимо тщательно промыть скважину и выровнять параметры бурового раствора до проектных. Промывку производить при максимально допустимой подаче бурового раствора и расхаживанием колонны бурильных труб.

Если при подъеме бурильной колонны возникает поршневание скважины за счет наличия сальника, необходимо прекратить подъем и принять меры к разрушению сальника.

3.8.16 Выбор метода ликвидации фонтанов

Главные методы ликвидации открытых фонтанов основаны на следующих принципах.

Увеличение забойного давления с превышением над пластовым за счет прямой закачки в скважину жидкости через устье - методы герметизации устья и создания пробки в ствол скважины с последующей закачкой. Работы по этим методам осуществимы только в случае возможности герметизации устья скважины, а при необходимости принудительного спуска специальной колонны труб при фонтане. Применяя этот метод, можно фонтан ликвидировать быстро.

Подъем забойного давления с превышением над пластовым за счет увеличения сопротивлений в стволе фонтанирующей скважины - метод ввода в потоки флюида жидкости с нагнетанием последней при определенном режиме. Этот принцип применим при возможности подачи жидкости в ствол фонтанирующей скважины через спущенную в нее колонну труб или через наклонную скважину.

Подъем давления на забое до пластового за счет пережима ствола фонтанирующей скважины с помощью мощного взрыва.

Увеличение забойного давления (с превышением над пластовым) путем создания столба жидкости в фонтанирующей скважине за счет оседания содержимого кратера из-за снижения расхода газа при отводе его из основного ствола через наклонные скважины.

Снижение или полное прекращение притока газа к забою фонтанирующей скважины воздействием на призабойную зону продуктивного горизонта заводнением этой зоны для повышения сопротивления потоку газа и перевода фонтана на работу жидкостью. Этот метод требует сооружения наклонных скважин и может применяться, когда доступ к устью фонтанирующей скважины невозможен.

Ликвидация фонтанов по методу заводнения пласта занимает длительное время и требует проведения подготовительных работ в больших объемах.

Исходя из изложенного выше, при возникновении фонтана следует в принципе рекомендовать следующий порядок проведения работ по его ликвидации:

· срочно принимать меры по оборудованию устья скважины для его герметизации, выбирая метод герметизации в зависимости от конкретных условий каждой скважины;

· при несоответствии конструкции скважины требованиям бурения н наличии опасности возникновения грифонов после герметизации устья работы по ликвидации фонтана следует продолжать, по возможности методом создания пробки в стволе скважин с последующей закачкой жидкости;

· при наличии угрозы каким-либо объектам (населенные пункты, промышленные сооружения н др.) от распространения грифонов необходимо преградить доступ газа к этим объектам за счет выпуска его через специальные мелкие разгрузочные скважины, пробуренные на ближайшие к поверхности пористые пласты, по которым движется газ от фонтанирующей скважины; при появлении грифонов на большой площади все работы необходимо проводить в направлении каптажа выходящего газа в местах прорыва у угрожаемых объектов, с отводом на безопасное расстояние и создания дополнительных выводов газа на поверхность в наиболее безопасных местах; закрывать выходы газа в местах прорыва его на поверхность не следует, так как это может вызвать появление грифона в новом месте, вблизи каких-либо коммунальных или промышленных объектов;

· при неуверенности в возможности ликвидации фонтана вышеперечисленными методами следует приступать к бурению наклонных скважин; обычно приступают к бурению одновременно 2-х скважин с целью большей уверенности в успехе решения намеченных задач; бурение наклонных скважин следует ориентировать на схождение со стволом фонтанирующей скважины над верхним мощным горизонтом, питающим фонтан;

· при достижении хорошего сообщения между стволами фонтанирующей и наклонной скважин следует работы по глушению фонтана проводить далее по методу введения жидкости в поток газа или вызова фонтана в наклонной скважине; первому из них следует отдать предпочтение как более надежному и представляющему меньшую опасность от возникновения открытого фонтана в наклонной скважине; непосредственно перед глушением фонтана по этим методам, в случае отсутствия жидкости в кратере, следует последний заполнить водой для образования пульпы, при этом иногда кроме воды в кратер приходится подавать и глину;

· при отсутствии хорошего соединения с фонтаном следует для заводнения пласта начинать закачку воды в пробуренные скважины, приступая к бурению следующей пары наклонных скважин.

Вне зависимости от сказанного при возникновении открытого фонтана следует принять меры к форсированной разработке горизонтов, питающих фонтан. Для этой цели необходимо пустить в эксплуатацию все скважины, пробуренные на месторождении на эти горизонты, и форсировать бурение и ввод в эксплуатацию скважин, предусмотренных проектом разработки. При фонтанировании скважин из газовых шапок нефтяных пластов эта рекомендация подлежит специальному обсуждению. Возможность форсированного отбора газа в этом случае должна решаться с позиций комплексной разработки месторождения.

Схемы методов ликвидации аварийных фонтанов посредством комплекса подземных работ привидены на рисунках 52, 53 и 54.

Рисунок 52: Схема проводки направленной скважины для глушения фонтанирующей скважины: 1 - фонтанирующая скважина; 2 - продуктивный пласт; 3 - направленная скважина

Рисунок 53: Схема направленных скважин для разгрузки фонтанирующего пласта: а - фонтан до разгрузки; б - фонтан после пуска разгрузочных скважин; 1 - аварийная скважина; 2 - разгрузочные скважины; 3 - продуктивный пласт

Рисунок 54: Схема соединения стволов скважин гидравлическим разрывом (а), размывом перемычки (б), взрывом (в): аварийная скважина; 2 - направленная скважина; 3 - продуктивный пласт; 4- трещины от гидравлического разрыва; 5 - каменная соль; 6 - зона разлива соли; 7 - зона взрыва.

Методы ликвидации открытых фонтанов. Успех работ по ликвидации возникавших фонтанов зависит в первую очередь от правильности выбранного плана работ и четкого его осуществления.

Меры по ликвидации возникшего фонтана должны приниматься быстро, так как промедление резко осложняет дальнейшее их проведение, главным образом из-за опасности разрушения устья скважины и формирования кратера.

Газовый фонтан (рисунок 55) представляет собой сложную флюидодинамическую систему, которую условно можно разбить на три участка: источник, канал, сток.

Источник - флюидосодержащий пласт или система пластов, связанных фонтанирующей скважиной, в котором флюид движется к стволу скважины в радиусе депрессии.

Стрелками показаны пути движения фонтанирующего флюида при различном состоянии устья.

Канал представляет собой частично или полностью обсаженный ствол скважины, по которому поднимается флюид при фонтанировании. В стволе возможно присутствие подвешенных или оборванных бурильных или насосно-компрессорных труб. Форма и поперечные размеры канала могут быть различными по глубине скважины. На разной глубине движение флюида может происходить по кольцевому пространству, внутренним трубам или одновременно по кольцу и трубам. Нижней границей канала является источник, а верхней - сток.

Сток представляет собой открытое в атмосферу устье скважины или разрыв в колонне, а возможно и в стенках скважины, через которые флюид уходит из ее ствола в пласт. Возможно одновременное истечение флюида в пласт и через открытое устье в атмосферу.

На всем пути движения флюида давление в потоке снижается от пластового на границе депрессионной воронки в источнике до забойного на границе с каналом и далее до давления в стоке.

Для определения плана работ по ликвидации фонтана и его основных характеристик (давления, дебита и др.) прежде всего составляют геологический разрез скважины с выделением газонефтеносных, водоносных и поглощающих горизонтов с указанием их пластовых давлений. На разрез наносят фактическую схему конструкции скважины и положение находящихся в ней подвешенных или оборванных труб. Кроме того, составляют схему оборудования устья.

Выше указывалось, что обязательным условием действия фонтана является наличие депрессни на флюидосодержащий пласт, т. е. . Рзаб < Рпл.

Для прекращения притока флюида к стволу скважины необходимо повысить забойное давление, как минимум, до пластового. Фактически это состояние будет соответствовать неустойчивому равновесию, в связи с чем необходимо несколько превысить его над пластовым.

На этом принципе основываются все методы ликвидации фонтанов, различаясь между собой только средствами достижения этой цели.

Аварийные работы обычно начинают с расчистки площадки вокруг устья скважины (растаскивания оборудования, удаления деталей вышки при ее падений в случае пожара) для обеспечения возможности доступа к нему при выполнении работ.

Ликвидация открытых фонтанов путем герметизации устья скважины с последующей задавкой жидкости

При перекрытии потока на устье скважины поступление флюида в нее прекращается, депрессионная воронка в источнике выравнивается, и забойное давление сравнивается с пластовым.

Давление в стволе закрытой скважины будет определяться разностью давления в пласте и столба находящейся в скважине жидкости.

Указанный метод может быть реально осуществлен только в тех случаях, когда зацементированная в скважине колонна и устьевая обвязка обладают достаточной прочностью для давления, возникающего в скважине после закрытия ее устья без угрозы прорыва флюида за башмак колонны с последующим появлением грифонов.

После герметизации устья скважина может быть заглушена либо прямой задавкой бурового раствора необходимой плотности (с оттеснением содержимого скважины в пласт-источник), либо (в газовых скважинах) заполнена таким же раствором лубрицированием. Когда при фонтанировании установленное ранее запорное или противовыбросовое оборудование выходит из строя, то его удаляют и заменяют новым. Если при этом в скважину спущены трубы (бурильные или насосно-компрессорные), то их обычно сбрасывают на забой.

Если флюид выходит из арматуры рассеянно, поврежденная арматура удаляется с устья методом отстрела из артиллерийских орудий.

Ликвидация открытых фонтанов путем создания искусственного пакера в стволе скважины с последующей задавкой жидкости

Иногда после герметизации устья фонтанирующей скважины устанавливается сильный переток флюида из нее через место нарушения колонны, разрыв стенки скважины или в поглощающий пласт. Как правило, переток сопровождается появлением грифонов на различном расстоянии от скважины или непосредственно у ее устья. Место утечки газа можно определить многими способами, из которых наиболее достоверные результаты дают термограммы, а также нейтронный гамма-каротаж (НГК) и гамма-гамма-каротаж (ГГК), снятые по стволу скважин.

Наличие сильных перетоков в стволе скважины характеризуется также тем, что при закачке жидкости через герметизированное устье она уносится встречным потоком в поглощающий пласт или грифон, и после прекращения закачки восстанавливается прежнее избыточное давление на устье.

В подобных случаях переток флюида может быть ликвидирован созданием искусственного пакера в кольцевом пространстве между стенками скважины и имеющейся в ней специально спущенной под давлением колонной труб (бурильных или НКТ).

Глубина установки такого пакера должна быть больше глубины места утечки (стока) и интервала, где после герметизации устья может произойти разрыв стенок. Минимальная глубина, установки может быть определена по аналогии с выбором глубины башмака кондукторов несущих на себе ПВО.

Роль пакера могут выполнять искусственно образованные пробки из различных инертных материалов. Основой их служат деревянные, резиновые, пластмассовые или дюралевые шары, вводимые во внутреннюю колонну труб, поднимаемые в кольцевом пространстве потоком флюида и задерживаемые бурильными замками или муфтами трубных колонн либо специальными улавливателями, установленными на принудительно спущенных трубах. Образованная шарами пространственная решетка уплотняется затем инертными материалами (обрезками резины, ватой).

После установки пакера и перекрытия потока в кольцевом пространстве скважина задавливается жидкостью непосредственно насосами.

Ликвидация открытых фонтанов методом ввода в поток флюида жидкости с нагнетанием ее на расчетном режиме

Рассмотренные методы ликвидации фонтанов предусматривают либо только герметизацию устья, либо кроме этого еще и создание искусственного пакера в кольцевом пространстве. Однако оба эти метода неосуществимы, когда устье фонтанирующей скважины полностью разрушено, представлено кратером и недоступно или фонтан действует по схеме (смотреть рисунок 53, а), а соотношение диаметров ствола и внутренней колонны труб не позволяет установить искусственный пакер. В подобных случаях ликвидация фонтанов возможна за счет подачи жидкости в нижнюю часть ствола фонтанирующей скважины с определенным расчетным расходом. Каналами, подводящими жидкость в ствол, могут служить (смотреть рисунок 53) находящаяся в скважине внутренняя колонна труб или специально пробуренные направленные скважины.

При подаче жидкости в восходящий поток флюида в зависимости от ее расхода (темпа закачки) возрастают потери на трение и вес столба смеси в скважине. Это приводит к возрастанию забойного давления и некоторому снижению дебита фонтана.

При увеличении расхода жидкости до определенной величины фонтан заглохнет. Часто при этом возникает поглощение закачиваемой жидкости раздренированным при фонтане пластом, а при остановке закачки фонтанирование может возобновляться. Поэтому непосредственно после глушения фонтана следует проводить работы по изоляции поглощающего пласта тампонирующими материалами, в связи с чем подготовка к этим работам должна быть проведена до начала операции глушения.

Решение задачи о выборе оптимального сочетания основных параметров режима глушения фонтана по этому методу (плотности жидкости глушения, темпа и необходимого объема ее закачки) требует рассмотрения значительного количества вариантов. При прочих равных условиях (дебит флюида, удельный вес продавочной жидкости) необходимый темп закачки тем меньше, чем ниже она подается в ствол скважины и чем меньше гидравлический диаметр канала фонтана. При малых глубинах ввода жидкости в восходящий поток пластового флюида использование рассматриваемого метода нецелесообразно.

Ликвидация фонтанов методом закрытия ствола аварийной скважины с помощью мощного взрыва

Способ обычно используют в случаях, когда устье фонтанирующей скважины представлено кратером, недоступно из-за высокой температуры горящей струи, а также проведение работ на устье нецелесообразно или невыполнимо по каким-либо техническим причинам. Сущность способа сводится к тому, что в стволе аварийной скважины выбирается достаточно мощный интервал непроницаемых пород (глин, солей, ангидритов), в который выводится наклонно-направленная скважина с максимальным сближением стволов. В нее опускается мощное взрывное устройство, управляемое по кабелю с поверхности, и надежно изолируется от остальной части ствола обычно установкой цементного моста большой высоты. Затем передачей импульса по кабелю с поверхности вызывается взрыв устройства, в результате чего происходит деформация массива горных пород в околоствольном пространстве аварийной скважины и закрытие ее ствола.

Ликвидация открытых газовых фонтанов с кратером на устье методом отвода газа в наклонную скважину

Наклонно-направленные скважины целесообразно сооружать с максимальным приближением их забоев к аварийному стволу. Место соединения стволов по возможности выбирать с охватом контакта двух непроницаемых слоев, например глины н ангидрита, а гидравлическую связь между ними вызывать путем гидроразрыва с размывом образовавшейся трещины.

Если при газовом фонтане достигнуто хорошее сообщение между стволами фонтанирующей и наклонной скважин, причем последняя обладает большой пропускной способностью (имеет увеличенный диаметр), то фонтан можно ликвидировать не только методом закачки жидкости в поток газа, но и посредством выпуска газа через наклонную скважину. Обычно кратер бывает заполнен пульпой, плотность которой достигает 1300 - 1500 кг/м³. Эта пульпа образуется за счет смещения разрушенного песчано-глинистого материала и воды, выносимой газом из ствола скважин. Объем пульпы в кратере исчисляется тысячами кубических метров (скв. 108 Газли - около 20 тыс. м³, скв. 105 Угерско - около 12 тыс. м³). Пульпа в кратере весом своего столба оказывает противодавленне на устье скважины. Например, по скв. 108 Газли при глубине кратера около 110 м плотности пульпы 1440 кг/м3 это противодавление составляло около 1,5 МПа.

При использовании метода ликвидации фонтана путем отвода газа вызывают поток в наклонную скважину при минимально возможном противодавлении на устье (газ выпускается в атмосферу). При этом возможно резкое снижение потока газа к устью аварийной скважины, в результате которого жидкость из кратера проникает в ствол, накапливаясь на забое, после чего как фонтанирующая, так и наклонная скважины глохнут. Далее через наклонную и аварийную скважины прокачивают в кратер заранее заготовленный буровой раствор, а за ним различные смеси для окончательной изоляции газоносного горизонта.

Для примера приведем данные по фонтану скв. 105 Угерско, которая была обсажена трубами 426 мм до глубины 31 м без цементирования. На 320 м спустили и зацементировали 324 мм промежуточную колонну, которая в интервале 230-280 м перекрывала газоносный горизонт (газ с водой) с пластовым давлением около 2,5 МПа. Бурение закончили на глубине 1037 м. Кровля основного газового горизонта (XVI пласт, давление 10,3 МПа) была вскрыта на глубине 923 м.

Из-за отсутствия обсадных труб и цемента работы прекратили. Скважину заполнили раствором и до 320 м спустили бурильные трубы для периодической промывки. Устье скважины герметизировали превентором. Бурильные трубы заглушили заваренным замковым конусом. Далее передвинули ротор на 1,0-I,5 м для бурения второй скважины (наклонной).

Через 10 суток после прекращения работ обнаружили выделение газа из пробуренной скважины. Отвернули замковый конус, соединили квадратную штангу и приступили к промывке. Газопроявления резко усилились и из отвода превентора начал вырываться газ. После закрытия отвода появились пропуски в превенторе, который вскоре был проеден и начался открытый фонтан с воспламенением и падением вышки.

Появились многочисленные грифоны в радиусе до 200 м, а через 5 суток около устья скважины образовался кратер, из которого выбрасывалось большое количество галечника. Через сутки кратер увеличился в диаметре до 120 м при глубине 35 м, охватив устье скважины.

Для глушения фонтана примерно в 120 м от кратера пробурили две наклонные скважины. При пуске в эксплуатацию первой из них дебит газа из кратера резко сократился, жидкость, находившаяся в кратере, проникла в ствол и действие фонтана прекратилось. В скважине, очевидно, произошел обвал и образовалась пробка. Кратер заполнился водой, в результате чего возникло озеро диаметром 170 м и глубиной в центре до 17 м. Газопроявления полностью прекратились. Общее время фонтанирования около 1 года.

Ликвидация открытых фонтанов методом заводнения продуктивного пласта через наклонные скважины

Этот метод можно использовать в случаях, когда по техническим причинам проведение работ на устье фонтанирующих скважин неосуществимо, ствол скважины полностью перекрыт обсадной колонной и возможность входа в него наклонными скважинами выше источника исключается. Тогда через специально пробуренные наклонные скважины с выходом их забоев в продуктивный пласт с максимальным приближением к стволу фонтанирующей скважины закачивают воду для оттеснения пластового флюида и заводнения воронки депрессии. При этом продуктивность скважины (ее дебит) при тех же депрессиях уменьшается. При подаче воды в пласт по кольцу, в центре которого находится фонтанирующая скважина, с определенным расходом дебит газа может резко сократиться. После заводнения приствольной зоны пласта вместо фонтана газа из скважины будет изливаться вода.

Для осуществления этого метода необходимо сооружать ряд наклонных скважин на продуктивный пласт, питающий фонтан. Число скважин и их расположение, а также необходимый темп закачки воды должно определяться на основании ориентировочных гидродинамических расчетов.

Следует отметить, что метод более эффективен в случае, если мощность газового пласта невелика. Применение его требует закачки в пласт больших количеств жидкости и длительного периода времени. Это в свою очередь вызывает необходимость сооружения нескольких наклонных скважин, а также специальных средств для закачки воды (насосных станций, водопроводов).

При участии в работе фонтана нескольких газоносных горизонтов может потребоваться сооружение (на каждый из них) отдельных заводняющих скважин, что увеличит объем работ по глушению фонтана.

В первую очередь следует вести работы по заводнению самого верхнего из мощных горизонтов, участвующих в фонтанировании.

После того как из фонтанирующей скважины начнет изливаться закачиваемая вода, следует продолжить изоляцию ствола аварийной скважины.



4. Ловильные работы в бурящихся скважинах

Ловильные работы - это операции по ликвидации аварий в нефтяных и газовых скважинах.

К числу таких операций относятся:

· освобождение прихваченных бурильных и обсадных труб, УБТ, забойных двигателей, долот, каротажного кабеля и приборов;

· извлечение из скважины разрушенных или оставленных по другим причинам труб, УБТ, элементов бурильной колонны, оснастки обсадной колонны, забойных двигателей долот, приборов, посторонних предметов.

При проведении ловильных работ приходится останавливать все работы по бурению, заканчиванию или капитальному ремонту скважины и их продолжение возможно только после ликвидации аварии. Техника, инструмент и технология ловильных работ в настоящее время позволяют ликвидировать большинство случающихся аварий. Но, поскольку стоимость аварийных работ (с учетом стоимости эксплуатации бурового оборудования) может быть весьма значительной, подход к ним должен учитывать экономическую целесообразность ведения работ. При очень большой стоимости аварийных работ скважину целесообразней ликвидировать. Решение о проведении работ по ликвидации аварии должно быть принято с учетом, как технических возможностей оборудования, так и практического опыта исполнителя работ.

Для четкого проведения этапов ликвидации аварии составляется план работ. К составлению плана работ необходимо привлечение специалистов (буровых и аварийных мастеров, геологов, работников технологических отделов, механиков, энергетиков). Для составления плана работ необходимо иметь следующую информацию:

· состояние ствола скважины в интервале проведения аварийных работ (тип породы, параметры бурового раствора, зенитный угол, наличие каверн, желобных выработок, сужений);

· возможную причину прихвата;

· характер разрушения, слома бурильных или обсадных труб;

· геометрические размеры и форму предметов, находящихся в скважине;

· положение предмета в скважине;

· состояние бурового оборудования и контрольно-измерительных приборов.

При составлении плана работ необходимо выполнять эскизы на все инструменты и снаряды, спускаемые в скважину с указанием их геометрических размеров.

Для подстраховки от прихватов в состав ловильной колонны рекомендуется включать ясы. Необходимо предусмотреть меры по освобождению ловильных инструментов, если они окажутся прихваченными или не удастся обычными методами отсоединить их от объектов ловильных работ. Следует убедиться, что ловильные инструменты исправны и хорошо работают на поверхности, соответствуя по размерам объектам ловильных работ.

4.1 Требования к ловильному инструменту

Перечень видов необходимого ловильного инструмента, который должен быть на буровой, определяется руководством бурового предприятия в соответствии с условиями буровых работ и используемыми технологическими средствами.

Рекомендуется иметь на буровой следующий ловильный и вспомогательный инструмент для первоочередных работ по ликвидации наиболее распространенных видов аварий:

· колокол К для захвата за тело трубы;

· колокол сквозной КС для захвата за замок, муфту, УБТ;

· колокол гладкий для захвата за тело трубы;

· колокол гладкий для захвата за замок и УБТ;

· воронку к колоколу;

· метчик универсальный МБУ;

· метчик специальный МСЗ;

· центрирующее приспособление к метчикам;

· ловитель плашечной ЛБП или ЛБПС;

· труболовка внутренняя освобождающаяся ТВО;

· труболовка наружная освобождающаяся ТНС;

· трубный паук;

· паук гидромеханический;

· фрезер забойный ФЗ;

· ловитель магнитный;

· гидроотклонитель ловильного инструмента;

· печать универсальная ПУ;

· наголовник для гидроимпульсов.

При проведении на скважине специальных работ (с насосно-компрессорными трубами, испытателем пластов, геофизическими приборами и т. п.) на буровую доставляется ловильный инструмент для ликвидации возможных аварий с этими устройствами.

Весь ловильный инструмент должен быть оснащен переводниками для соединения с бурильной колонной.

Размеры ловильного инструмента и его узлов должны соответствовать размерам элементов бурильной колонны и устройств, работающих в данной скважине. Наибольший наружный диаметр узлов ловильного инструмента или воронки к нему (если она применяется) должен быть на 50 - 60 мм меньше диаметра скважины.

Как исключение, в скважинах с неосложненным стволом в крепких породах наружный диаметр ловильного инструмента может быть на 25 - 30 мм меньше диаметра ствола скважины. Отдельные виды ловильных инструментов (пауки гидромеханические, удочки ловильные, ерши и т. д.) в соответствии с инструкцией по их эксплуатации могут спускаться в скважину с меньшими зазорами при соблюдении требований к эксплуатации.

На инструментальной площадке бурового предприятия (экспедиции, управления буровых работ) рекомендуется иметь полный набор ловильного инструмента и приспособлений, выпускаемых промышленностью и изготовленных собственными силами. Помимо ловильного инструмента на инструментальной площадке должны находиться: механизмы для ликвидации прихватов, труборезки, труболовки для обсадных и бурильных труб, ловильные удочки, фрезеры, устройства для удаления мелких металлических предметов, печати, гидроотклонители, испытатели пластов (для ликвидации прихватов), устройства для завода аварийных предметов в ловильный инструмент, отклонители, универсальное вырезающее устройство. Кроме того, для оперативной установки ванны желательно иметь аварийный запас нефти 25 - 50 м3 и ПАВ-1 т. Все виды ловильного инструмента должны быть комплектными и иметь соответствующую техническую документацию.

Транспортирование и хранение ловильного инструмента [27]

Качество ловильных работ во многом зависит от состояния ловильного инструмента. Поэтому к его транспортировке и хранению следует относиться с особой осторожностью, помня, что некачественным инструментом не только нельзя будет ликвидировать аварию, но и, наоборот, можно ее усложнить.

Ограничений на вид транспортирования ловильного инструмента нет. Весь ловильный инструмент может доставляться любым видом транспорта с гарантией полной сохранности или в ящиках с закреплением в них инструмента от возможного перемещения, или в открытом виде, но при этом его наружная резьба и рабочая часть предохраняются от повреждения деревянными прокладками, скрепленными проволокой, присоединительная резьба защищается деревянной пробкой.

Весь ловильный инструмент должен храниться в законсервированном состоянии согласно инструкции завода-изготовителя. Срок консервации ограничен тремя годами, по истечении которых инструменты и приспособления очищают, проверяют, а затем снова консервируют. Дата консервации, условия и срок хранения должны быть указаны в паспорте ловильного инструмента. К паспорту прилагается инструкция по уходу за ловильным инструментом и его эксплуатации.

Доставленный на буровую ловильный инструмент укладывается на инструментальной площадке для хранения до возможного случая применения. Полюсы магнитных фрезеров должны быть закрыты деревянной пробкой. Запрещается хранить ловильный инструмент навалом. После работы в скважине годный ловильный инструмент снова консервируют и укладывают на инструментальной площадке. Ловильный инструмент с поломанными или изношенными узлами направляют в механические мастерские предприятия для ремонта. При работе с ловильным инструментом выполняются требования, изложенные в Правилах безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

При подготовке ловильного инструмента для спуска в скважину, перемещении его с площадки внутрь фонаря вышки присоединении к бурильной колонне, а также при спуске в скважину соблюдаются следующие правила безопасности:

· в местах работы с ловильным инструментом доступ к последнему должен быть свободный со всех сторон;

· механизмы, инструменты и приспособления для сборки, разборки, перемещения и испытания ловильного инструмента на инструментальной площадке или на участке, отведенном для этих целей. должны находиться в исправном состоянии и эксплуатироваться при нагрузках и давлениях, не превышающих допустимые по пасорту;

При перемещении ловильного инструмента кранами и другим средствами запрещается стоять под ними и вблизи их. Если ловильный инструмент требуется опрессовать на буровой, то все лица, находящиеся около него, удаляются на безопасное расстояние Лицо, контролирующее давление при испытании, должно находиться в специально отведенном месте. К разборке ловильного инструмента после испытания его приступают лишь после снятия давления и нагрузки.

Подготовка ловильного инструмента к работе в скважине [27]

Перед спуском в скважину ловильный инструмент или приспособление детально осматривают и проверяют для установления его пригодности и составляют эскиз с указанием основных размеров.

При этом проверяют:

· соответствие состояния ловильного инструмента требованиям изложенным в паспорте;

· замковую присоединительную резьбу к бурильной колонне и смазывают ее;

· состояние циркуляционных отверстий;

· у метчиков, колоколов, труболовок, турбиноловок и других нарезных ловильных инструментов - состояние и качество ловиль ной резьбы;

· у магнитных ловителей - возможность удержания предмета, оставшегося в скважине;

· у фрезеров всех видов - состояние режущей части, которая не должна иметь повреждений;

· в металлоулавливателях всех видов - состояние и работоспособность узлов.

Устройства для ликвидации прихватов осматривают снаружи визуально и опробуют на перемещение ударников внутри корпуса при условии, если их сборка производилась в мастерской предприятия. Во всех других случаях производится их разборка и сборка на буровой согласно требованиям инструкции.

Подготовка торпед и прихватоопределителей производится специальной геофизической службой по инструкции для каждого их вида. Буровые бригады к этим работам не привлекаются.

В механических труборезках определяют состояние резцов, плавность их перемещения и ввода в работу, в гидропескоструйных труборезках - состояние насадок и узлов, кроме того, визуально проверяется состояние и надежность закрепления узлов в печатях. Аварийным мастером совместно с техническим руководством намечаются работы по устранению выявленных в результате визуального осмотра отклонений.

Подготовленный ловильный инструмент присоединяют к бурильной колонне. Резьбовые соединения закрепляют машинными ключами. Если требуется по инструкции, проверяют ловильный инструмент гидравлическим способом. Подготовленный таким образом ловильный инструмент спускают в скважину.

4.2 Основные виды ловильного инструмента и приспособлений

4.2.1 Метчик ловильный нарезной типа МЛ

Метчик ловильный нарезной предназначен для захвата путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементовколонн при проведении ловильных работ в скважинах.

Метчик представляет собой стальной патрубок с конусом на одном конце и муфтовой присоединительной резьбой - на другом. На конусе выполнена специальная ловильная резьба упорного профиля. Вдоль резьбы выполняются продольные канавки специального профиля для улучшения условий врезания и вывода стружки.

В метчике выполнен промывочный канал для прохода промывочной жидкости. На конце метчика выполнен фрезерующий элемент повышенной твердости и предназначенный для освобождения прохода для метчика внутрь извлекаемого объекта.

В верхней части метчика имеется резьба для присоединения направления.

При использовании метчика без направления для обеспечения сохранности резьбы используется предохранительное кольцо.

Конструкция метчика предусматривает два исполнения - правое и левое.

Рисунок 56: Общий вид метчика ловильного нарезного

Рисунок 57: Ловильные метчики для насосно-компрессорных труб

а - универсальный типа МЭУ; б - специальные типа МЭС

Рисунок 58: Метчики ловильные для бурильных труб

а - универсальный типа МБУ; б - специальные типа МСЗ;

1 - резьба присоединительная к колонне труб; 2 - резьба присоединительная к направлению; 3 - резьба ловильная

4.2.2 Колокол ловильный гладкий

Колокол ловильный гладкий представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная муфтовая резьба, в нижней части - внутренний ловильный конус.

В колоколе выполнен промывочный канал для прохода промывочной жидкости.

Конструкция колокола ловильного гладкого предусматривает два исполнения - правое и левое и несколько исполнений в зависимости от формы нижнего торца колокола - заводной зуб или ровный торец.

Рисунок 59: Общий вид колокола ловильного гладкого

4.2.3 Колокол ловильный нарезной

Колокол ловильный нарезной предназначен для захвата путем навинчивания на наружную поверхность и последующего извлечения цилиндрических элементов колонн при проведении ловильных работ в скважинах.

Колокол ловильный нарезной представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная муфтовая резьба, в нижней части - внутренняяловильная резьба.

На конусе колокола выполнена оригинальная специальная ловильная цементированная резьба упорного профиля.

Вдоль ловильной резьбы выполняются продольные канавки специального профиля, которые позволяют колоколу глубоко врезаться в ловимый объект и улучшают условия для выноса стружки.

Все колокола имеют заводной зуб для отвода трубы прижатой к стенке скважины. В колоколе выполнен промывочный канал для прохода промывочной жидкости. Конструкция колокола предусматривает два исполнения - правое и левое.

Рисунок 60: Колокол типа ЛК и ЛКС конструкции ЗАО «Сиб. Трейд. Сервис»: а - несквозной типа ЛК; б - сквозной типа ЛКС; 1 - резьба присоединительная; 2 - корпус колокола; 3 - резьба ловильная; 4 - воронка с фаской; 5 - воронка с вырезом; 6 - фаска; 7 - резьба под направление.

Рисунок 61: Общий вид колокола ловильного нарезного

4.2.4 Овершот

Овершот - основной захватывающий снаружи инструмент, наиболее часто применяющийся при ловильных работах. Овершот используют для подъема всех видов труб путем захвата за муфту или за соединительный конец трубы.

Рисунок 62: Овершот: а - с плашечным захватом; б - со спиральным захватом; 1 - верхний переводник; 2 - корпус; 3 - плашечный захват; 4 - ограничительное кольцо; 5 - направляющая воронка; 6 - пакер; 7 - спиральный захват

4.2.5 Труболовка наружняя освобождающаяся короткая

Труболовка наружная освобождающаяся с коротким захватом предназначена для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов трубных колонн при проведении ловильных работ в скважинах.

Труболовка наружная освобождающаяся состоит из следующих деталей: переводник, корпус, воронка направляющая с наборами сменных захватывающих элементов - цанг с различными диаметрами внутренней ловильной поверхности. Для предотвращения выпадения цанги внутри корпуса приварено кольцо с направляющим зубом, одновременно выполняющее функцию направляющей воронки. Расположение цанги в корпусе ближе к нижнему торцу труболовки обеспечивает возможность извлечения элементов колонн с коротким участком, пригодным для захвата. Труболовка наружная освобождающаяся имеет два исполнения - правое и левое.

4.2.6 Удочка ловильная для кабеля внутренняя

Удочка ловильная для кабеля внутренняя предназначена для захвата и последующего извлечения электрокабелей, канатов и проволок при проведении ловильныхработ в скважинах.

Удочка ловильная для кабеля внутренняя имеет прочную конструкцию позволяющую проводить операции по извлечению кабеля или проволоки из скважины. Крюки расположены по спирали и имеют различные размеры (по нарастающей снизу вверх), что позволяет вкрутить их в плотный сальник из кабеля. Форма наконечника выполнена в виде конуса и позволяет проникнуть в плотный сальник из кабеля или проволоки.

Верхний переводник выполняет функцию ограничительного кольца и имеет наклонные отверстия для проведения технологических промывок.



4.2.7 Удочка шарнирная

Удочка шарнирная типа УШ предназначена для захвата и последующего извлечения каротажного кабеля, каната и проволок при проведении ловильных работ в нефтяных, газовых и иных скважинах.

4.2.8 Универсальный ловитель

Универсальный ловитель предназначен для захвата за наружную цилиндрическую поверхность и последующего извлечения элементов трубных колонн, преимущественно насосных штанг, при проведении ремонтных и аварийно-восстановительных работ в скважинах.

Универсальный ловитель состоит из переводника, корпуса, трех вставок, комплекта сменных плашек, сменного фиксатора и воронки.

Узел захвата ловителя состоит из трех вставок, закрепленных в корпусе фиксатором с флажками и трех плашек. Плашки перемещаются по направляющим вставок, имеющим профиль типа «ласточкин хвост». На плашках выполнена зубчатая нарезка.

Конструкция универсального ловителя предусматривает два исполнения - правое и левое, в зависимости от направления присоединительной резьбы к ловильной колонне.

Натяжением ловильной колонны плашки смещаются и зубьями врезаются в тело аварийной колонны. Дальнейшее натяжение колонны приводит к заклиниванию плашек и захватываемого элемента, в результате чего осуществляется надежное соединение ловителя и аварийной колонны.

4.2.9 Фрезеры забойные типа ФЗ

Забойные фрезеры выпускаются трех видов:

1 - легкого вида;

2 - среднего вида;

3 - тяжелого вида.

Фрезеры легкого вида предназначены для разрушения труб группы прочности Д, К, Е. Торцевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 40 %.

Фрезеры среднего вида предназначены для разрушения труб группы прочности Л, М. Торцевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 60 %.

Фрезеры тяжелого вида предназначены для разрушения элементов бурильных колонн, долот, аварийных инструментов из сталей группы прочности Р, Т. Торцевая поверхность фрезера армируется твердым сплавом на 80 %.

4.2.10 Шламометаллоуловители типа ШМУ

Шламометаллоуловители типа ШМУ предназначены для улавливания обломков разрушаемых в скважине металлических объектов и отдельных фрагментов вооружения разрушающих инструментов (долот, фрезеров и т.д.)

Шламометаллоуловители выпускаются с правой или левой присоединительной резьбой.

4.2.11 Фрезеры кольцевые

Фрезеры кольцевые предназначены для разрушения металлических предметов, цементного камня и зацементированных металлических предметов между стенкой скважины или обсадной колонной и элементами лифтовой или бурильной колонн.

Фрезер состоит из трубчатого корпуса, изготовленного из высокопрочной легированной стали режуще-истирающий напайки, состоящей из частиц дробленного карбида вольфрама, внедренных в матрицу из никельсодержащей латуни.

4.2.12 Магнитный фрезер-ловитель типа ФМ, ФЛМ

Предназначены для извлечения из скважины предметов, обладающих ферромагнитными свойствами, в том числе изготовленных из твердого сплава.

4.2.13 Устройства очищающие типа УОЗС и УОЗ1

Устройства очищающие типа УОЗС и УОЗ1 на постоянных магнитах для очистки забоя скважин от металла применюется как в обсаженных, так и необсаженных стволах скважин совместно с колонной бурильных труб при ликвидации аварий, связанных с оставлением на забое частей и деталей породоразрущающего инструмента и элементов бурильной колонны; профилактической очистке забоя скважины в процессе бурения; капитальном ремонте скважин.

4.2.14 Гидравлический ударный механизм типов ГУМ и ГУМД

Рисунок 79: Гидравлический ударный механизм типов ГУМ и ГУМД конструкции ОАО НПО «Буровая техника»: 1, 2 - места соударения при срабатывании вверх и вниз; 3 - корпус; 4 - шпиндель; 5 - дроссель; 6 -звено разрывное.



4.2.15 Яссы гидромеханические типа ГМ и компенсаторы механические типа КМ

Яссы гидромеханические типа ГМ предназаначены для создания ударных нагрузок при ликвидации аварий в скважине. Конструкция яссов позволяет производить удары вверх, вниз или вверх и вниз.

Вместе с яссами используют компенсаторы механические типа КМ для гашения упругих колебаний колонны труб.

Рисунок 80: Ясс гидромеханический типа ГМ и компенсатор механический типа КМ конструкции ЗАО завод «ИЗМЕРОН»: а - ясс гидромеханический типа ГМ; б - компенсатор механический типа КМ.

4.2.16 Волновой ударный механизм типа ВУМП

Волновой ударный механизм типа ВУМП предназначен для ликвидации прихватов колонны труб при капитальном ремонте скважин. В состав каждого механизма входят ясс гидромеханический типа ГМ, компенсатор механический типа КМ, замок безопасный типа ЗБП.

4.2.17 Универсальная печать типа ПУ-2

Универсальная печать типа ПУ-2 предназаначена для определения по оттиску, полученному на ее алюминиевой оболочке, положения верхнего конца объекта и его форму, оставшегося в скважине из-за аварии.

Рисунок 82: Универсальная печать типа ПУ-2

1 - переводник соединительный; 2 - корпус; 3 - гайка нажимная; 4 - винт направляющий; 5 - втулка нажимная; 6 - оболочка алюминиевая; 7 - винт крепежный; 8 - стакан резиновый.

4.2.18 Трубный паук

Трубные пауки предназначены для извлечения из скважины металлических предметов: лап, шарошек, кувалд и прочее.

Изготавливают трубные пауки из обсадной трубы длиной 1,5 - 2,5 м так, чтобы ее можно было использовать повторно. В нижней части обсадной трубы нарезают зубья высотой 20-35 см, которые потом подвергают обжигу. Для предупреждения преждевременного загиба отдельные зубья делают бочкообразными.

Диаметр паука должен быть на 30 -50 мм меньше диаметра скважины. Перед спуском паука желательно проработать ствол скважины на 2 -3 м выше забоя, а затем углубить скважину на 0,3 - 0,5 м пикообразным долотом. После этого на забой опускают паук и создают нагрузку на него. Зубья паука сходятся по образующей конуса, металлические предметы, находящиеся на забое, вместе с частью породы заходят внутрь и остаются в пауке.

4.2.19 Труборезка

Наружная механическая труборезка предназначена для отрезания и извлечения на поверхность бурильных и насосно-компрессорных труб и обсадных труб малого диаметра, прихваченных в скважине.

Рисунок 84: Наружная труборезка: 1 - плоская пружина; 2 - корпус; 3 - спиральная пружина; 4 - резец; 5 - штифты.

4.2.20 Основные типы торпед

Торпедирование при ликвидации аварий применяют в основном для следующих целей: встряхивания с целью освобождения заклиненных и прилипших к стенкам скважины колонн труб; ослабления резьбовых соединений с целью облегчения развинчивания колонн; обрыва и срезания труб с целью отсоединения от прихваченных труб; разрушения металлических предметов в скважине; образование каверн при забуривании нового ствола; борьбы с желобами.

Рисунок 85: Торпеды для взрывания в скважинах:

а - торпеда из детонирующего шнура; б - торпеда из термостойких шашек; в - торпеда из больших шашек; г - торпеда кумулятивная осевая; 1 - головка торпеды; 2 - детонирующий шнур; 3 - трос; 4 - груз; 5 - взрывной патрон; 6 - заряд торпеды; 7 - корпус; 8 - трос для сбора зарядов; 9 - взрыватель замедленного действия; 10 - кумулятивная воронка.

4.3 Основные приемы производства ловильных работ

Соединение отвернувшихся труб

Для предотвращения развинчивания бурильных труб во время спуска инструмента и во время промывки или проработки ствола скважины необходимо все замковые соединения бурильных труб крепить машинными ключами. Если в результате нарушения этого правила произошло развинчивание труб в замке, необходимо опустить верхний конец бурильных труб и попытаться соединить их с замковой муфтой отвернувшихся труб. Если соединение удалось, следует немедленно приступить к подъему инструмента.

Ловля метчиком и калибром

Метчики и калибры служат для извлечения оставшихся в скважине труб в случае, если обрыв (слом) произошел в муфте или в замке. Метчик или калибр может опускаться «голым» или с направлением и воронкой.

Не доходя до оборванного конца труб, пускают в ход насос. Крепить метчик и калибр с оставшимся концом следует при полной посадке только после восстановления циркуляции через долото.

Если конец оставшегося инструмента находится на небольшой глубине, то допускается крепление метчика без восстановления циркуляции, так как при отвинчивании инструмента под натяжкой может отвинтиться либо метчик, либо трубы ниже метчика.

Момент посадки метчика на конец оставшегося инструмента отмечается уменьшением нагрузки на крюке по индикатору веса и резким повышением давления на манометре бурового насоса. Если давление на манометре несколько снизится, то это указывает на восстановление циркуляции через долото. Если же давление на манометре продолжает возрастать до критических значений для установленных втулок насоса, то следует уменьшить производительность насоса.

Если при этом не удается восстановить циркуляцию через долото, то следует воспользоваться цементировочным агрегатом ЦА-300 и с его помощью попробовать восстановить циркуляцию. Если же циркуляцию не удастся восстановить, то в этом случае принимается другой план ликвидации аварии путем торпедирования труб или путем постепенного фрезерования с последующим отвинчиванием по частям, о чем будет сказано ниже.

Для предотвращения прихвата инструмента в ожидании цементировочного агрегата следует приподнять инструмент с метчиком и расхаживать его с периодическим вращением.

Необходимые подготовительные работы к ловле (при любом спускаемом инструменте) следует организовать таким образом, чтобы к моменту дохождения ловильного инструмента до конца оборвавшихся труб насос был полностью подготовлен к продавке максимально возможным давлением.

Ловля колоколом

Колокол служит для ловли оставшегося инструмента, если слом произошел в утолщенном месте или в теле трубы.

Колокол спускают с воронкой; не доходя 1 м до конца слома, вызывая циркуляцию и при медленной посадке колокола на конец слома произвести его навинчивание.

Навинчивать колокол надо при самых малых оборотах ротора (при малых длинах бурильных и обсадных колонн оставшихся в скважине, навинчивание колокола рекомендуется производить короткими рывками), следя при этом за показаниями манометра насоса. В случае восстановления циркуляции через долото нужно закрепить колокол и приступить к подъему оставшегося инструмента.

Буровой мастер должен помнить, что сорвать закрепленный колокол с места слома не представляется возможным и поэтому закреплять колокол без восстановления циркуляции нельзя. В остальном все работы по ловле ведутся так же, как метчиком или калибром.

Ловля шлипсом

Шлипсы служат для ловли оставшегося в скважине инструмента путем захвата плашками шлипса сломанного конца трубы или муфты.

Нельзя спускать в скважину шлипсы, у которых сработана нарезка плашек, имеется заедание, размер манжет или плашек не отвечает размеру трубы или муфты, не работает пружина.

Шлипс спускают в скважину для ловли инструмента в случае, если конец оставшихся труб не разворочен. В этом случае шлипс спускают, закрепляют, восстанавливают циркуляцию и приступают к подъему оставшегося инструмента.

Если циркуляция через долото не будет восстановлена, то инструмент расхаживают. В случае, если инструмент не пойдет, шлипс освобождают. Освобождают шлипс следующим образом. Инструменту дают резко «майна» и, подобрав спущенный со шлипсом инструмент, вращают его вправо, постепенно снимая его с конца оставшихся в скважине труб.

Шлипс с промывкой является наиболее удобным ловильным инструментом, и ему необходимо отдать предпочтение перед другими инструкциями ловильных инструментов (колокол, метчик, овершот).

Ловля овершотом

Овершоты служат для захвата плоскими пружинами под муфту или замок оставшихся бурильных труб.

Пружины овершота рассчитаны на ловлю труб в скважинах глубиной не свыше 1000--1200 м.

Не доходя овершотом до конца слома инструмента на 1 - 2 м, вызывают циркуляцию. Накрыв конец трубы путем медленного вращения и спуска овершота, останавливают ротор, пропускают овершот ниже муфты или замка. Если поднять инструмент не удается, то овершот необходимо освободить путем срыва пружин вращением ротора под натяжкой.

Овершот является несовершенным инструментом, так как после его спуска нельзя восстановить циркуляцию через долото.

Работа отводным крючком

В случае, когда конец оставшегося инструмента не удается накрыть ловильным инструментом, спущенным даже на кривой трубе, то отвести этот конец инструмента в центр скважины следует при помощи отводного крючка.

Размер отводного крючка, на внутренней стороне которого делаются насечки, должен быть меньше диаметра скважины на 25 мм. Не доходя 1--2 м до конца оставшихся труб, начинают медленно допускать отводной крючок с очень медленным вращением. Если при этом начнутся толчки и заклинивание крючка, его нужно спустить ниже, завести за конец труб и путем протаскивания крючка, наверх отвести трубы в центр. Если толчков и заклинивания при этом нет, приступают к подъему крючка, причем поднимать крючок через башмак колонны следует осторожно.

...