Бурения скважин в осложненных условиях

Примеры аварий, произошедших по указанным причинам. В скважине диаметром 243 мм на глубине 2101 м (при забое 2530 м) сломалась в утолщенном конце бурильная 114-мм колонна. При помощи колокола подняли 450 м труб, затем произошла затяжка. При натяжении с усилием до 160 тс колонна оборвалась, получился прыжок ее вместе с ведущей трубой и низ бурильной колонны начал падать. При ударе о ротор ведущая труба оборвалась по телу у переводника. Бурильная колонна упала в скважину и встала в два ряда на глубине 1349 м. Извлечь бурильные трубы не удалось, и скважина была ликвидирована.

Другой пример. При забое скважины 1984 м спускали бурильную колонну с метчиком для ловли ранее остановленной колонны. При спуске 22-й свечи (545 м) колонна остановилась, не доходя 7 м до ротора. Элеватор спустили ниже муфты на 60-70 см. Затем колонна сорвалась с уступа, ударив муфтой об элеватор. В момент этого удара сломался ствол подъемного крюка в шейке у резьбы. Колонна вместе с зевом крюка, элеватором и штропами ударилась о ротор. При ударе сломалась собачка элеватора, и бурильная колонна с метчиком на конце упала в скважину. Последующими работами было установлено, что упавшая колонна спустилась на 33 м ниже головы ранее остановленной в скважине колонны. Авария была ликвидирована через 11 мес.

Падение бурильной колонны из-за неисправности тормозной системы

Основные причины:

· Разрыв тормозных лент.

При длительной эксплуатации лебедок происходит разрыв тормозных лент по микротрещинам, которые возникают в больших шарнирах тормозных лент, около заклепок и в прилегающих к ним зонах. Образованию микротрещин способствуют усталостные напряжения от действия резких динамических нагрузок. Большинство разрывов происходит в момент резкого торможения.

· Износ тормозных колодок.

При чрезмерном износе (уменьшении толщины колодки до установленной величины) резкое торможение приводит к срыву отдельных колодок, которые, попадая между бандажем и другой колодкой, уменьшают величину охвата бандажа, резко сокращая силу торможения. Происходит удар колонны о ротор с поломкой бурильной колонны и падением ее в скважину.

· Сильный нагрев бандажей, сокращающий усилия торможения.

Отключение гидравлического или электромагнитного тормоза. Отключение их на большой глубине приводит к резкому снижению тормозных усилий, что приводит к удару колонны о ротор.

· Заклинивание тормозного рычага.

Чрезмерная изношенность шарнирных соединений тормозной системы. При изношенных шарнирах образующиеся люфты приводят к увеличению свободного хода тормозной рукоятки. Износ шарнирных соединений обусловлен тяжелыми условиями работы, плохой смазкой, попаданием на них раствора, воды, частиц разрушенных тормозных колодок.

· Падение бурильной колонны при сломе или разрушении сопряжений ее элементов во время спуско-подъемных операций.

Падение бурильных колонн в скважину при спуско-подъемных операциях происходит из-за слома труб по телу или из-за разрушения сопряжений элементов бурильных колонн, т. е. вырыва резьбы замкового ниппеля или муфты, разрушения соединений элементов бурильной колонны (замков, муфт) по трубной резьбе.

· При сломе или разрушении в скважину падает часть бурильной колонны.

Обычно сломы и разрушения происходят под действием динамических нагрузок, которые возникают при резкой посадке колонны на ротор или на уступ. Иногда бывает достаточно незначительного динамического напряжения, чтобы целостность бурильной колонны нарушилась, и она упала в скважину. Задержка процесса торможения колонны перед посадкой на ротор может привести к увеличению напряжения в трубе в несколько раз против статического напряжения от собственного веса. Например, для колонны длиной 300 м при ударе с высоты 10 см напряжение растяжения увеличивается более чем в 5 раз против статического напряжения от собственного веса.

Прочие причины падения бурильных колонн. Встречаются случаи падения бурильных колонн в скважину из-за несоблюдения требований эксплуатации спуско-подъемного инструмента. Например, для подъема очередной свечи из скважины глубиной 1510 м была резко включена лебедка, и цепь IV скорости лебедки лопнула. Талевая система пошла вниз; бурильщику удалось затормозить ее, когда крюк остановился на расстоянии 70--90 см от ротора. Штропы заклинились в проушинах элеватора и выдвинулись из них на 20--30 см. Вместо того чтобы устранить заклинивание штропов в проушинах элеватора медленным подъемом талевой системы или освобождением штропов из проушин элеватора без подъема талевой системы, включили III скорость и начали поднимать бурильную колонну. Заклиненные штропы резко начали выворачивать элеватор. Защелка элеватора лопнула, он раскрылся, и колонна длиною 285 м упала в скважину. Нарушения техники подъема бурильной колонны привели к аварии.

Иногда бурильщики не учитывают состояние ствола скважины, спускают бурильную колонну в опасных интервалах на предельно возможной скорости, не принимая мер предосторожности. Встречаются случаи подъема или спуска бурильной колонны с помощью элеваторов, у которых штропы могут выйти из зацепления. Например, в скважину глубиной 2168 м спустили бурильную колонну. Во время свинчивания 39-й свечи талевая система сильно раскачалась и один штроп выскочил. При этом труба под элеватором изогнулась и другой штроп вышел из проушины элеватора, который ударился о ротор и разбился на части.

Известны случаи падения бурильных колонн из-за поломки штропа. Причиной поломок штропов являются длительная эксплуатация их без отжигов и при значительной сработке. Неправильная установка воронки на устье скважины иногда приводит к остановке на ее торце, в результате чего элеватор отходит от муфты замка, раскрывается и бурильная колонна падает в скважину. Аварии по этой причине чаще всего происходят при неотцен- трированной вышке.

3.4.4 Предупреждение аварий с элементами бурильной колонны

Бурильные трубы должны поставляться на буровую комплектно с паспортом на каждый комплект. В комплект входят трубы одного размера, класса, диаметра, толщины стенки, изготовленные из стали одной марки, выпущенные одним заводом и имеющие одинаковую конструкцию. На каждый комплект заводится журнал установленного образца, в котором учитываются трубы данного комплекта. В процессе работы комплекта в журнал заполняются следующие сведения:

· способ бурения (роторный, с применением забойных двигателей);

· номер скважин, в которых работал комплект, с указанием данных части комплекта, участвовавшего в проходке каждой скважины;

· времени работы труб и суммарной проходки по скважинам;

· сведения обосмотрах, опрессовках, дефектоскопии, ремонтах.

· разобщение комплекта труб запрещается.

Бурильные трубы транспортируются специальным транспортом - трубовозами с соблюдением следующих требований:

· между рядами труб, уложенных на трубовоз, помещаются деревянные прокладки, предохраняющие от ударов;

· трубы должны иметь защитные колпачки;

· концы стальных труб не должны выступать за габаритные размеры трубовоза не более, чем на 1 м, а труб из алюминиевых сплавов на 2 м;

· погрузка-разгрузка труб, укладка в стеллажи, затаскивание в фонарь вышки должно производиться грузоподъемными механизмами;

· сбрасывание и волочение труб запрещается;

· резьба труб смазывается защитной смазкой;

· ведущие трубы перевозятся в «пенале».

Эксплуатацию бурильной колонны следует проводить:

· при горизонтальном положении ротора;

· соосность буровой вышки и ротора с осью скважины не должны иметь отклонения от значений, установленных регламентом в зависимости от типа буровой установки;

· проверка соосности вышки и ротора проводится не реже 1 раза в неделю;

· не допускается свинчивание и развинчивание резьбовых соединений - ротором, захватом ключами за тело трубы, с проворотом на клиньях ПКР;

· резьбовые соединения закрепляются машинами или автоматическими ключами, при этом контролируется зазор между соединениями, который должен соответствовать типоразмеру замкового соединения;

· при спуске бурильной колонны не допускаются резкие торможения и удары ее при посадке на ротор и клинья ПКР;

· максимальный вес бурильной колонны, спускаемой на клиньях ПКР, должен соответствовать типоразмеру и группе прочности материала применяемых труб;

· запрещается использовать клинья с плашками, не соответствующими размеру труб;

· для защиты резьбовых соединений от износа при спуско-подъемных операциях обязательно применение специальных смазок;

· в процессе спуска-подъема бурильной колонны обязательно производить визуальный контроль состояния резьбовых соединений, сварных швов, тела трубы и замковых деталей;

· запрещается производить СПО при неисправных индикаторах веса и противозатаскивателей, а так же неисправной системе ограничителя грузоподъемности грузовой лебедки.

3.4.5 Поломка ведущих бурильных труб и УБТ

Рисунок 23. Виды аварий с ведущими бурильными трубами и УБТ

Ведущие трубы изготавливаются цельными и сборной конструкции. Трубы сборной конструкции состоят из толстостенной штанги, на концах которой нарезана трубная коническая резьба с шагом 8 ниток на дюйм (25,4 мм). Резьбы имеют правое и левое направление. На резьбе наворачиваются соединительные переводники.

Ведущие трубы сборной конструкции чаще всего ломаются по наружной резьбе под верхний и нижний проводник. Поломка приходится на первый виток полного сопряжения резьбы, обычно это 5 виток от торца ведущей трубы.

Цельные ведущие трубы на концах имеют утолщения (высадки), на которых вверху нарезается муфтовая (внутренняя) замковая левая резьба, а на нижнем конце нарезается ниппельная (наружная) замковая правая резьба.

Поломки у цельных ведущих труб в зоне резьбы ниппеля. Сломы по муфте происходят гораздо реже.

В утяжеленных бурильных трубах (УБТ) происходят сломы ниппеля и муфты. У УБТ, имеющих выточку под элеватор, происходят сломы в местах перехода от диаметра под элеватор к нормальному диаметру. Переход от одного диаметра к другому является местом концентрации напряжения, в котором развивается процесс трещинообразования и происходит слом трубы.

3.4.6 Аварии с бурильными трубами из легких сплавов

Рисунок 24: Виды аварий с бурильными трубами из легких сплавов

Для труб из легких сплавов (ЛБТ) сборной конструкции характерны аварии аналогичные авариям со стальными трубами сборной конструкции. Наибольшее число аварий ЛБТ происходит из-за срыва резьбы труб. Аварии этого вида происходят в основном при попытках освободить прихваченную бурильную колонну вращением ротора и расхаживанием, когда на резьбовое соединение действует комбинация нагрузок. Сломы ЛБТ по телу происходят в местах, где прочность трубы снижена в результате износа по наружному диаметру в результате трения трубы о стенки скважины. Наибольший износ происходит в средней части трубы.

Применение клинового захвата при спускоподъемных и технологических операциях с ЛБТ приводит к образованию зоны повышенного износа тела трубы на участке контакта с плашками клиньев. В этой зоне происходит образование ориентированных насечек, приводящих к уменьшению наружного диаметра трубы. Кроме того насечки являются также местами концентрации напряжений - местами возможного образования трещин. Кроме указанных видов разрушений для ЛБТ свойственно явление эррозии около муфт и замковых соединений. Эррозия возникает под действием турбулентного режима движения жидкости в зоне муфтовых и замковых соединений, где внутренняя поверхность более шероховата, чем в остальной части трубы.

Кроме того, конструкция муфтовых соединений труб способствует образованию местных сопротивлений, приводящих также к образованию турбулентного режима движения жидкости и интенсивному размыву тела трубы на этом участке.

3.4.7 Аварии при креплении скважин

При креплении скважин обсадными колоннами происходят следующие виды аварий: падение секций и отдельных труб в скважину, разрушение резьбовых соединений обсадных труб, прихваты обсадных колонн, смятие обсадных труб.

Аварии, возникающие при креплении скважин, обычно являются очень сложными, и на их ликвидацию затрачивается много времени (более 10 % от времени на ликвидацию всех аварий).

Сложность спуска обсадных колонн зависит от многих факторов: геологического разреза, вида бурового раствора и его параметров, подготовки ствола скважины.

Аварии при спуске обсадных колонн.

Прихваты обсадных колонн происходят на площадях, где разрез представлен глинопесчаными, глинистыми, илистыми, песчаными и другими рыхлыми и сыпучими породами, бурение в которых вызывает сужение ствола скважины или обвалы пород.

Основными причинами прихватов обсадных колонн являются:

· образование сальников на муфтовых соединениях обсадной колонны в процессе спуска и промывки скважин;

· наличие перепада давления между стволом скважины и проницаемым (склонным к поглощению) горизонтом;

· эксцентричность обсадной колонны, обуславливающая контактирование части колонны со стенками скважины;

· осыпания, обвалы, обрушения неустойчивых стенок скважины;

· сужение ствола скважины в результате набухания или пластического течения горных пород;

· быстрое оседание твердой фазы бурового раствора при прекращении циркуляции;

· длительное оставление обсадной колонны без движения в процессе спуска;

· нарушение периодической промывки обсадной колонны;

· резкое изменение направления оси ствола скважины (большие темпы набора и падения зенитного и азимутального углов скважины, малые радиусы кривизны скважины);

· использование кривых труб;

· использование обсадных труб, имеющих несоосные резьбовые соединения.

Величина прижимающих сил при прихвате обсадных колонн возрастает с увеличением перепада давления и уменьшения разности диаметров скважины и обсадных труб.

Разъединение по резьбовым соединениям. Причинами разъединения по резьбовым соединениям являются:

· низкое качество изготовления резьбового соединения (превышение овальности и различие в толщине стенок трубы и муфты);

· неправильное сопряжение резьбы труб из-за перекоса осей в результате неправильной установки трубы в муфте. В результате перекоса деформируются витки резьбы труб, происходит их заедание;

· превышение или снижение крутящего момента свинчивания обсадных труб относительно рекомендованного;

· несоответствие прочностных характеристик труб условиям их применения;

· потеря устойчивости обсадной колонны при недостаточном натяжении;

· действие чрезмерных изгибающих нагрузок на участках резких изменений направления оси ствола скважины;

· превышение допустимого внутреннего давления в процессе промывки или цементирования скважины;

· резкое торможение и удары колонн при посадке на ротор.

Характерными признаками разъединения являются:

· снижение давления в нагнетательной линии при промывке и цементировании;

· изменение нагрузки на крюке;

· преждевременный выход цементного раствора на устье;

· посадки или непрохождение долота номинального диаметра в зацементированной колонне.

Разрушение обсадных труб по телу или сварному шву. Данный вид аварии происходит по причинам:

· действия внутренних давлений при вызове циркуляции по окончании спуска колонн, а также при закачивании в затрубное пространство последней порции цементного раствора (посадке продавочной пробки на стоп - кольцо), при испытании обсадных колонн на герметичность;

· наличия заводских дефектов (расслоение металла, раковины);

· превышения допустимых нагрузок при расхаживании обсадной колонны;

· действия изгибающих моментов на участках резкого изменения направления оси ствола скважины;

· опрессовки колонн труб на давление, превышающее допустимое;

· низкого качества сварного шва при нарушении технологии сварки (сварки труб при смещении их осей).

Признаки разрыва обсадной колонны по телу или сварному шву аналогичны признакам разъединения их по резьбовым соединениям.

Смятие обсадных колонн. Причинами смятия обсадных колонн являются техническое состояние обсадных труб и технологические упущения. Основными из них являются:

· рост избыточного внешнего давления при спуске обсадных колонн с обратным клапаном, который происходит из-за несвоевременного долива промывочной жидкости;

· снижение прочностных характеристик обсадных труб в процессе спуска (повреждение машинными ключами и клиньями подвески);

· несоответствие прочностной характеристики обсадных труб воздействию внешних сил;

· пластическое течение горных пород.

При действии на обсадную колонну избыточных наружных давлений развивается напряжение, которое достигает критического значения в одной точке, а при дальнейшем увеличении давления зона критических напряжений начинает распространяться и труба сминается.

Характерным признаком смятия обсадной колонны является ее непроходимость долотом номинального диаметра. При спуске обсадной колонны с работающим обратным клапаном производится периодический долив промывочной жидкостью. Максимально допустимая длина незаполненной колонны жидкостью определяется из выражения:

(57)

где Р_см - давление смятия,

- коэффициент запаса

с_п.ж плотность промывочной жидкости.

Периодичность долива регламентируется планом на спуск и крепление обсадной колонны.

Применение обратных клапанов типа ЦКОД, обеспечивающих самозаполнение обсадной колонны при спуске, позволяет снизить гидравлические нагрузки на стенки скважины, исключить долив жидкости в колонну и сократить время спуска.

Падение колонн обсадных труб или ее части.

Причинами падения являются:

· неисправности спуско-подьемного комплекса буровой установки (тормозная система буровой лебедки, порыв талевого каната, разрыв тормозной ленты или тормозного шкива);

· неисправности спуско-подъемного инструмента;

· нарушение правил спуска.

3.4.8 Мероприятия по предупреждению аварий с обсадной колонной и ее элементами

Разработан ряд мероприятий по подготовке колонн обсадных труб к спуску в скважину, подготовке буровой установки и ствола скважины.

Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы готовят на трубных базах или непосредственно на буровых предприятиях. Обсадные трубы должны иметь заводской сертификат и заводскую маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандарта. Трубы, предназначенные для спуска в скважину, осматривают и проверяют. При осмотре отбраковывают трубы, имеющие следующие дефекты:

· вмятины, трещины, порезы, расслоение металла;

· повреждение резьбовых соединений;

· превышение допустимого изгиба тела трубы;

· превышение допустимой овальности.

Трубы подвергаются гидравлическому испытанию водой на давление, соответствующее 80% предела текучести для труб диаметром до 219мм и 60% предела текучести для труб диаметром более 219мм. Предельное давление при испытании допустимо определять в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внутреннее давление на 5-20%.

Труба выдерживается при давлении опрессовки в течение 30 секунд. Труба признается годной, если не происходит проникновения влаги изнутри. У прошедшей испытание трубы на прочищенные и смазанные резьбовые соединения наворачивают предохранительные колпаки для защиты от повреждения при погрузке и транспортировке.

Трубы, не прошедшие указанные виды контроля и гидравлическую опрессовку, отбраковываются.

Трубы, признанные годными, завозят на буровую за несколько дней до начала спуска в скважину. Общая длина доставленных на буровую труб должна на 5% превышать длину обсадной колонны, предусмотренной проектом.

Перед спуском в скважину обсадные трубы шаблонируются. При шаблонировании проверяется соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному.

Результаты выполненного комплекса работ по подготовке обсадных труб должны быть оформлены соответствующим актом, в котором указывается число отбракованных труб, их общая длина и причина отбраковки.

Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн и креплению скважины

Для избежания осложнений и аварий при спуске обсадной колонны при ее цементировании, предусматривается выполнение комплекса работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, протяженности открытой части ствола скважины, геологического разреза. Информацию о состоянии ствола скважины получают в процессе бурения. При проведении СПО, бурения и других технологических опреаций фиксируются интервалы посадок, затяжек, прихватов бурильной колонны.

При замерах зенитных и азимутных углов в наклонно - направленных скважинах отмечают участки резких перегибов оси ствола скважины. Геологическая служба определяет интервалы потенциально поглощающих горизонтов.

Указанная информация уточняется при проведении исследовательских и измерительных работ (каротажи, кавернометрия, инклинометрия, опробование перспективных горизонтов).

Участки сужений, выступов и перегибов ствола скважины прорабатывают долотами с применением компоновки бурильной колоны, что и при бурении ствола скважины под эксплуатационную колонну. Скорость проработки указанных интервалов 20-40 метров в час. В сложных условиях скорость проработки может быть ограничена до 20-25 метров в час. Во избежание зарезки второго ствола не допускается остановка подачи бурового инструмента при вращающемся долоте.

При проработке скважины с применением забойных двигателей необходимо вращать бурильную колонну во избежание ее прихвата.

При спуске кондукторов и технических колонн на большую глубину (1000-3000 метров) производят калибровку ствола скважины бурильными компоновками, приближающимися по жесткости к обсадной колонне, которая будет спускаться в скважину.

Выбор компоновок по жесткости зависит от профиля ствола скважины, темпа изменения кривизны скважины, величины кольцевого зазора между стенкой скважины и обсадной колонной, а также жесткости обсадной колонны. Скорость спуска жестких компоновок не должна превышать скорость спуска обсадной колонны, т.е. не более 1 м/с.

Большую роль в подготовке ствола скважины играет промывка скважины, т.к. от степени очистки бурового раствора зависит успешность спуска обсадной колонны, а также качество разобщения пластов при креплении скважины.

Для проработки и промывки скважин рекомендуется применять промывочную жидкость с минимальной водоотдачей, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига, возможно меньшей вязкости. Допускается ввод реагентов, уменьшающих липкость глинистой корки (нефть 5-7%, графит 1-2%). Промывка скважины должна производиться буровым раствором, тщательно очищенным от выбуренной породы. В целом параметры промывочной жидкости должны соответствовать проектным решениям.

После проработки, калибровки и промывки скважины, ствол ее шаблонируют. Шаблон представляет из себя колонну, собранную из 3-5 обсадных труб. Спускается на бурильных трубах. Спуск шаблона до забоя и подъем его без посадок и затяжек говорит о готовности ствола скважины к спуску обсадной колонны.

При наличии в разрезе скважины потенциально поглощающих горизонтов, т.е. горизонтов с аномально низкими пластовыми давлениями, с относительно низкими значениями гидроразрыва горных пород и высокой их проницаемостью, ствол скважины проверяют на возможность поглощения тампонажного раствора в процессе цементирования. При выполнении гидродинамических исследований используется метод опрессовки ствола скважины сразу по всей длине или поинтервально.

Опрессовка производится с помощью гидромеханического пакера, спускаемого на бурильной колонне. Давление опрессовки должно несколько превышать максимальное давление в конце цементирования при выбранном режиме его проведения. При проведении одноступенчатого способа цементирования давление опрессовки ствола скважины можно рассчитать из следующего выражения:

(58)

где - плотность цементного раствора;

- плотность бурового раствора;

- высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве;

- коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве ()

При создании расчетного давления опрессовки на устье скважины на установившемся режиме определяют приемистость ствола скважины или определенного интервала. По результатам опрессовки определяют остаточный коэффициент:

(59)

Ствол скважины считается готовым к цементированию, если .

При значении необходимо провести изоляционные работы или применить другие способы цементирования. Возможен также вариант изменения режима цементирования.

Подготовка буровой установки и вспомогательного оборудования к спуску обсадных колонн

Перед спуском обсадной колонны проверяется:

· состояние фундаментов и оснований вышечного блока;

· состояние спускоподъемного комплекса (тормозной системы, буровой лебедки, кронблока, талевого блока, талевого каната);

· горизонтальность стола ротора и центрация вышки;

· работа пневматических клиньев ротора;

· состояние машинных ключей;

· достоверность показаний индикатора веса и моментомера.

Аварии при цементировании обсадных колонн от общего числа аварий составляют 1 - 1,5%, а по времени их ликвидации 1 - 3%.

Виды аварий:

· оголение башмака обсадной колонны;

· недоподъем тампонажного материала в кольцевом пространстве до проектной высоты;

· оставление в обсадной колонне части тампонажного материала с образованием цементного стакана;

· прихват затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на котором спускался хвостовик или секция обсадных труб;

· разрушение тела трубы под действием давлений, превышающих допустимые;

· смятие обсадных колонн после цементирования.

Оголение башмака обсадной колонны происходит из-за превышения объема фактически прокаченной продавочной жидкости над расчетным при разрушении продавочной пробки или неплотной ее посадки на стоп - кольцо, а также при порыве обсадной колонны.

Недоподъем тампонажного материала за обсадной колонной происходит по следующим причинам:

· прокачивание объема продавочной жидкости меньше расчетного (ошибки в расчетах, неправильное определение объема кольцевого пространства);

· рост давлений закачки тампонажного материала в кольцевое пространство открытого ствола скважины при отфильтровывании воды в поглощающие горизонты, поглощение тампонажного материала при гидроразрыве пласта, преждевременное схватывание тампонажного материала.

Причинами оставления тампонажного материала в обсадной колонне являются:

· ошибки при расчетах объема продавочной жидкости ( не учитывается коэффициент сжимаемости жидкости, зависящий от объема воздуха или газа, который в нем находится);

· использование неопрессованных цементировочных головок и запорной арматуры в нагнетательных линиях;

· несоответствие качества тампонажного цемента температурным условиям в скважине, приводящие к преждевременному схватыванию цементного раствора, использование в качестве жидкости затворения воды, содержащей вещества сокращающие сроки схватывания цементного раствора, а также недостаточный контроль над приготовлением цементного раствора.

Для предотвращения таких осложнений производят своевременное и качественное определение свойств цемента. Анализ цемента и подбор рецептур для его обработки должны производится при температуре и давлению, близким к забойным.

Основной причиной прихвата затвердевшим цементом колонн бурильных труб является попадание цементного раствора выше узла подвески и отказ или повреждение элементов подвески.

Разрушение обсадных колонн при цементировании происходит из-за превышения рабочих давлений и давления «стоп», превышающих допустимые давления для обсадной колонны. Причиной разрушения обсадных колонн может стать рост давления при вызове циркуляции в обсадных колоннах, посаженных в шлам, находящийся на забое скважины.

Смятие обсадных колонн после цементирования происходит выше зоны подъема цементного раствора и в зоне зацементированного участка обсадной колонны. Смятие колонны наблюдается в интервалах, сложенных неустойчивыми породами, склонными к обвалам, в интервалах каверн, а также при снижении уровня жидкости в колонне ниже допустимого (при испытании обсадной колонны методом снижения уровня). Пределы снижения уровня жидкости рассчитываются в зависимости от условий проводки скважины, диаметра обсадной колонны и толщины ее стенок, параметров бурового раствора, прочностных свойств материала.

3.4.9 Предупреждение аварий при спуске обсадных колонн

Для предупреждения данного вида аварий выполняются следущие мероприятия:

· выполняется комплекс работ по подготовке обсадных труб, ствола скважины, бурового и вспомогательного оборудования;

· для снижения трения и повышения герметичности резьбы трубы смазывают герметизирующим составом (УС-1, Р-402, Р-416, Р-113), соответствующим условиям эксплуатации колонны или другим уплотнительным материалом (лента ФУМ);

· свинчивание резьбовых соединений производится с контролем крутящих моментов;

· крутящий момент должен расти плавно, в случае скачкообразного роста крутящего момента или его стабилизации резьбовое соединение развинчивается, причина нарушающая процесс свинчивания устраняется, при необходимости труба отбраковывается;

· если при свинчивании крутящий момент достиг максимального значения, а торец муфты не доходит до последней риски резьбы на трубе более чем на один виток, то верхнюю трубу отбраковывают;

· минимальный крутящий момент свинчивания, при котором торец муфты совпадает с концом сбега резьбы на трубе, должен быть не менее 70 %, а максимальный, при котором этого совпадения может и не быть, не более 150% среднего значения;

· в процессе спуска обсадной колонны необходимо вести контроль над характером вытеснения жидкости из скважины;

· в случае возникновения поглощения и падения уровня жидкости в кольцевом пространстве необходимо непрерывно заполнять скважину;

· при использовании обратных клапанов, не обеспечивающих самозаполнение колонн жидкостью, регулярно производить долив бурового раствора в колонну согласно плана работ на спуск колонны;

· для избежания гидроразрыва пластов, смятия обсадных труб, нарушения устойчивости стенки скважины не допускается превышения скорости спуска обсадной колонны, которая определяется расчетным путем, а сам спуск производится равномерно;

· спуск колонны до проектной глубины на величину последних 2-х труб производится с промывкой.

3.4.10 Предупреждение аварий при цементировании обсадных колонн

Предупреждение данного вида аварий обеспечивается рядом мероприятий при подготовке к цементированию обсадных колонн, так и осуществляемых непосредственно в процессе проведения операции крепления.

Основными из них является:

· выбор рецептур тампонажных растворов для конкретных условий в скважинах;

· процесс цементирования скважины должен производиться сразу после спуска колонны и промывки;

· во время промывки и выравнивания раствора обсадная колонна должна находиться в подвешенном состоянии и периодически расхаживаться;

· при определении расхода продавочной жидкости надо учитывать коэффициент сжимаемости, зависящий от содержания вспенивающихся примесей, температуры и давления в скважине;

· контроль и управление процессом цементирования обсадных колонн должен осуществляться с помощью станции контроля цементирования (СКЦ) и блока манифольда.

Параллельно с работой СКЦ в процессе крепления:

· контролируется плотность тампонажного раствора, давление закачки жидкости в обсадную колонну;

· ведется контроль объема закачиваемой в колонну продавочной жидкости по тарированным емкостям цементировочных агрегатов;

· визуально ведется наблюдение за характером циркуляции.

Закачка и продавка тампонажного раствора должна производиться непрерывно.

Цементирование хвостовиков и нижней секции обсадных колонн производится при подвешенном их состоянии с целью избежания изгиба. Разгрузка нижней секции колонны и хвостовика на забой или на ранее спущенную часть обсадной колонны до окончания срока ОЗЦ запрещается.

Спуск хвостовиков и нижних секций обсадных колонн производится на разъединителе, обеспечивающем вращение верхней части бурильного инструмента во избежание его прихвата. Скорость спуска нижней секции колонн не должна превышать расчетной скорости спуска обсадных колонн.

3.4.11 Ликвидация аварий с обсадной колонной

1. Падение колонны обсадных труб.

В результате полета колонна обсадных труб деформируется. Результаты полета и характер деформаций может быть весьма различен. При ударе колонны о забой деформируются муфтовые соединения - происходит срыв трубной резьбы и загибание торцов внутрь трубы. Имеют место случаи повреждения обратных клапанов и смятие труб по телу.

Для ликвидации таких аварий первоначально выясняется местонахождение верхнего торца колонны. Для этого в скважину спускают долото, диаметр которого должен быть больше диаметра колонны.

В зависимости от диаметра колонны и характера обрыва трубы выбирается ловильный инструмент. Таким инструментом может быть: метчик, колокол, освобождающаяся труболовка, метчик - калибр. Недостатком труболовок является невозможность восстановления циркуляции через башмак обсадной колонны или разрушенное резьбовое соединение. Поэтому их рекомендуется применять, если есть уверенность в том, что колонна не прихвачена.

Применение метчиков и калибров не всегда допустимо, так как при навинчивании их идет докрепление или проворот труб, что затрудняет закрепление этих инструментов.

Если для извлечения колонны из скважины выбран колокол или метчик, то после соединения их с трубой необходимо сделать попытку восстановления циркуляции промывочной жидкости, а затем приступить к расхаживанию с соблюдением существующих правил расхаживания прихваченных колонн. При отрицательных результатах расхаживания применяют установку жидкостных ванн. Если указанные работы не принесли результата и колонну не удается поднять, то следует приступить к извлечению колонны по частям или устранить аварию путем частичной ликвидации ствола скважины.

2. Прихват колонны обсадных труб.

При установлении факта прихвата колонны обсадных труб выполняют последовательно следующие мероприятия:

· восстанавливают интенсивную циркуляцию промывочной жидкости через башмак обсадной колонны с плавным увеличением расхода (с помощью цементировочных агрегатов);

· производят расхаживание обсадной колонны; расхаживать прихваченную колонну следует очень осторожно, давая натяжку не более 50-100кН выше собственного веса;

· допускается разгружать колонну при посадке не более 200 кН, а при наличии каверн не более 50-70 кН.

При восстановлении циркуляции промывочной жидкости с целью освобождения прихваченной колонны целесообразно установить жидкостную ванну.

Если невозможно восстановить циркуляцию через башмак обсадной колонны, следует сделать попытку ее восстановить через нижнюю часть колонны. Для этого выше обратного клапана перфорируют колонну при помощи стреляющего перфоратора, получая 10-15 отверстий.

При получении отрицательного результата следует вновь перфорировать колонну выше на 10-15 метров, после чего снова делается попытка вызова циркуляции. При восстановлении циркуляции производится интенсивная промывка и расхаживание.

В тех случаях, когда не удается восстановить циркуляцию промывочной жидкости, применяют торпедирование колонны или извлечение по частям. Торпедировать прихваченную колонну не всегда целесообразно, так как при взрыве деформируется верх оставшейся в скважине колонны, что осложняет проведение работ по ее подъему.

Поэтому целесообразно освобождение части колонны производить, отвинчивая ее влево под натяжкой или отрезать труборезкой.

Оставшуюся в скважине прихваченную часть поднимают по частям при помощи левой внутренней труболовки. Труболовка спускается в аварийную колонну на 6-8 м ниже верхнего торца колонны и закрепляется, после чего отвинчивают верхнюю обсадную трубу под натяжкой инструмента, равной его весу. После подъема отвинченной трубы в скважину спускают долото и прорабатывают интервал до головы оставшейся части колонны обсадных труб. Ствол скважины при этом тщательно промывается. Затем вновь спускают левую труболовку для соединения со следующей трубой и отвинчивания ее.

Указанным методом можно извлечь из скважины все оставшиеся в ней трубы, за исключением труб, имеющих обратный клапан.

Отвинтить и поднять трубы можно при помощи левого колокола или специального метчика калибра. Труболовку можно применить после разбуривания обратного клапана.

3. Ликвидация негерметичности обсадной колонны.

Негерметичность обсадной колонны возникает по разным причинам:

· при действии чрезмерных внутренних давлений;

· негерметичности резьбовых соединений из-за неправильного свинчивания;

· разрушение резьбовых соединений во время спуска или расхаживания.

Метод ремонта обсадной колонны выбирается в зависимости от типа и протяженности зоны негерметичности. Первоначально определяется местоположение негерметичности. Наиболее распространенным методом ликвидации негерметичности обсадных колонн является цементирование под давлением. Тампонажный раствор продавливается через негерметичную часть за колонну и после его схватывания колонну опрессовывают.

Зона негерметичности может быть перекрыта хвостовиком, голова которого находится выше зоны негерметичности, а башмак может находиться на забое скважины. Герметизацию пространства между «головой » хвостовика и обсадной колонной обеспечивает пакер, входящий в комплект устройства для подвески хвостовика. Для повышения надежности за хвостовиком поднимают цементный раствор до пакера. Хвостовики уменьшают диаметр проходного отверстия обсадной колонны, что может ограничить применение определенного оборудования и инструментов.

4. Ликвидация аварий при смятии обсадных труб

Смятые обсадные трубы выправляются при помощи раздвижных и роликовых оправок различных конструкций, плоских оправок и оправочных долот. Максимальный наружный диаметр оправки должен быть на 5-10 мм меньше номинального внутреннего диаметра выправляемой трубы.

Оправка на колонне бурильных труб осторожно допускается до смятого участка обсадной колонны. Граница такого участка определяется по показаниям индикатора веса. Затем производят разгрузку спущенного инструмента на 5-10 кН, приподнимают его на 20-30 см и медленно опускают, производя мягкий удар оправкой по смятому участку трубы.

При этом необходимо учитывать, что сильные удары по смятому участку трубы могут привести к прохождению оправки ниже места смятия и осложнить аварию.

После нанесения нескольких легких ударов производят поворот инструмента на 60-90° и наносят следующую серию ударов, затем вновь поворачивают инструмент на 60-90°.

При работе с оправкой ведут точный замер опускания инструмента при повороте на один оборот. Если оправка опустилась на 10-15 см, инструмент поднимают и заменяют оправку.

Диаметр 2-ой оправки, спускаемой в скважину, должен быть на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

Дальнейшее выправление колонны производят тем же методом, что и ранее. Учитывая, что при работе с простыми оправками необходимо применять оправки с различными диаметрами, предпочтительно использовать раздвижную оправку.

Выправление обсадной колонны всеми типами оправок связано с наличием больших нагрузок, т.к. инструменты зависают и заклиниваются в зоне смятия. Поэтому в аварийную колонну следует включать УБТ и ударные устройства яссы.

Рисунок 26: Грушевидная оправка

Рисунок 27: Роликовая оправка

3.4.12 Аварии с забойными двигателями

Аварии с турбобурами

· Слом корпуса турбобура по телу

· Слом вала турбобура

· Срыв резьбы или отвинчивание по резьбовому соединению верхнего переводника турбобура с корпусом

· Отвинчивание ниппеля

· Отсоединение от бурильной колонны

· Заклинивание корпуса турбобура в местах резкого изменения направления оси ствола скважины.

Слом корпуса турбобура по телу. Поломка корпуса турбобура происходит при резком ударе о забой скважины или при ударах об уступы в стволе скважины. Причиной слома может стать усталостное состояние металла, в результате которого образуются микротрещины, а также дефекты, полученные в результате эксплуатации турбобура (надрезы, вмятины, трещины). Эти дефекты становятся очагами концентрации напряжений, по которым происходит слом. Имеется много случаев слома корпуса турбобура по резьбе. У односекционных турбобуров основные поломки наблюдаются в местах соединения верхнего переводника с корпусом, а у многосекционного в соединительных переводниках. Сломы носят усталостный характер.

Слом вала турбобура. Слом вала происходит в основном по резьбе под роторную гайку и контргайку, по промывочным окнам в местах перехода с основного диаметра под пяту, по упору втулки нижней опоры.

Срыв резьбы или развинчивание резьбового соединения [6]. Установлено, что при отсутствии дефектов в корпусе турбобура наибольшее число сломов приходится на участки ослабления резьбы. Срыв резьбы или ее развинчивание происходит вследствие недостаточного крепления узлов в процессе сборки - чрезмерный или низкий момент свинчивания резьбовых соединений. В процессе эксплуатации турбобура на резьбовые соединения действуют знакопеременные нагрузки. Кроме того, резьба подвергается износу из-за трения соприкасающихся поверхностей ее витков. На сорванной резьбе отмечается значительная сработка ее профиля по рабочей стороне.

Износ резьбы ускоряется воздействием на нее бурового раствора под высоким давлением. Износ роторов и статоров приводит к ослаблению напряженного состояния резьбового соединения и вызывает необходимость довинчивания резьбы.

Отвинчивание ниппеля. В случае отвинчивания ниппеля в скважине остаются: вал турбобура, долото, роторы и статоры. В случае полного отвинчивания ниппеля из скважины поднимают только корпус турбобура, а остальные элементы остаются на забое. Причиной отвинчивания ниппеля может быть заклинивание его на нижней втулке турбобура. При заклинивании вал, вращаясь вправо, заставляет ниппель тоже вращаться вправо, а это для него является левым вращением.

Причинами заклинивания ниппеля на валу турбобура может быть:

· скопление шлама между поверхностью обрезиненной части ниппеля и наружной части втулки опора вала турбобура;

· резкая подача бурового раствора в скважину;

· отслоение резиновой обкладки ниппеля;

· изгиб вала турбобура при ударах о забой или уступы.

Отсоединение турбобура от бурильной колонны [6]. Аварии из-за износа замковых резьб верхнего и предохранительного переводников происходят вследствие недосмотра за их состоянием. Часто работы проводят без верхнего предохранительного переводника, что приводит к быстрому износу замковой резьбы, и при установке нового переводника изношенная резьба соединяется с новой. В результате этого происходит разрушение резьбы, характер которого подобен разрушению замковых соединений бурильных труб и УБТ.

Слом верхнего переводника турбобура происходит в шейке под элеватор. Аварии этого вида возникают при сложных работах главным образом в условиях, когда прилагаемые усилия близки или равны временному сопротивлению металла. Так, были случаи, когда излом муфт ниже шеек происходил при попытках извлечь турбобур домкратом, а также при сильных ударах бурильной колонны об уступ. Отвинчивание турбобура от бурильной колонны происходит в основном с односекционными турбобурами и вызвано тем, что реактивный момент у них в 2--3 раза меньше, чем у многосекционных.

Характерными признаками аварий с забойными двигателями являются:

· резкое падение давления промывочной жидкости при незначительной потере веса бурильной колонны;

· прекращение проходки.

3.4.13 Ликвидация аварий с забойными двигателями

При срыве замковой резьбы верхнего переводника турбобура в скважину спускают ловитель или труболовку. Если резьба замковой муфты находится в хорошем состоянии, спускают метчик-калибр или новый замковый ниппель, которым соединяются с оставленным турбобуром. Работы производятся согласно правилам эксплуатации выбранного ловильного инструмента. При срыве резьбы, соединяющей переводник с корпусом турбобура или секций между собой, спускается резьбовой калибр или новый переводник. Последний используется в том случае, когда резьба корпуса турбобура не нарушена и доступ к ней не закрыт.

При поломке корпуса, когда часть статоров оказывается открытой или когда отвинтился ниппель, т.е. открыты все статоры, для извлечения узлов турбобура применяется трубная ловушка с вмятинами по телу для заклинивания в них турбобура. Чтобы убедиться в том, что турбобур находится в ловушке, колонна приподнимается на 1-5 м над забоем, и медленно восстанавливается циркуляция 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.

При поломке вала турбобура или турбодолота, а также при отвинчивании гайки и контргайки в скважине остаётся вал турбобура, который извлекается ловителем или колоколом.

Для ликвидации заклинивания турбобура используют кислотную ванну, а для ликвидации прихвата из-за сальникообразования -- нефтяную или водяную ванны.

Если корпус турбобура заклинило над забоем и расхаживание и ванны не дают результатов, то перед торпедированием бурильной колонны пытаются сбить турбобур на забой. Для этого разгружают колонну на 100-150 кН, опускают в нее шаблон, чтобы выяснить возможность последующего прохождения инструмента до вала турбобура. После подъема шаблона в колонну бросают два жёстко соединенных вала турбобура с головкой в верхней части для захвата шлипсом грунтоноски.

Валы передают усилия удара на заклиненный турбобур. Если после первого удара турбобур не освободился, валы поднимают и операцию повторяют.



3.4.14 Профилактические мероприятия по предотвращению аварий с забойными двигателями (ЗД)

1. Перевозка ЗД производится на специализированном транспорте. Секционные ЗД перевозятся в разобранном виде отдельными секциями.

2. Резьбовые соединения должны иметь защитные колпачки или пробки.

3. Погрузку и разгрузку ЗД следует производить с помощью кранов, не допуская ударов. Нагрузка на корпус ЗД должна быть равно распределенной, исключающей его искривление.

4. Двигатель перед включением его в КНБК должен пройти следующие виды контроля:

· визуальный осмотр на наличие вмятин и трещин на корпусе, задиров на резьбе;

· выявляется соответствие ЗД технологическим параметрам;

· уточняется общая наработка на ЗД;

· определяется величина осевого люфта;

· определяется величина давления запуска ЗД без нагрузки (холостого запуска).

5. При сборке ЗД

· необходимо выдерживать рекомендуемые моменты свинчивания резьбовых соединений, обеспечивая их упорное соединение;

· при обнаружении пропуска жидкости в резьбовых соединениях, запуска с повышенным давлением, увеличением осевого люфта двигатель отправляется на ремонт.

При спуске ЗД в скважину:

· при спуске винтового забойного двигателя без переливного клапана необходимо производить периодический долив жидкости промывки в бурильную колонну через ведущую трубу;

· подход КНБК к забою должен производиться с промывкой скважины;

· предусмотреть установку фильтра над ведущей трубой;

· не допускать запуска ЗД ударами о забой;

· при остановке ЗД вследствие его перегрузки инструмент следует приподнять, затем постепенно довести долото до забоя и плавным увеличением нагрузки достигнуть максимальной скорости проходки;

· не допускать использования ЗД, если его ресурс может закончиться в процессе следующего долбления.

3.4.15 Аварии при проведении геофизических работ

К авариям такого вида относятся:

· прихваты прибора и кабеля;

· обрыв кабеля и оставление его части в скважине;

· оставление различных приборов и грузов;

· оставление торпед и перфораторов, применяемых при исследовании скважины и проведении вспомогательных работ в ней;

· самопроизвольное срабатывание перфоратора и взрывы торпед.

Причины аварий [8]:

· недостаточная подготовленность ствола скважины к электрометрическим работам (наличие уступов, желобных выработок, высокие реологические параметры бурового раствора);

· ненадежное крепление приборов к кабелю или кабеля к подъемнику;

· применение изношенного кабеля;.

· превышение скорости спуска кабеля, которое ведет к его запутыванию и прихвату;

· обвал пород и образование пробок;

· длительное оставление без движения кабеля и приборов;

· обрыв прибора в результате затаскивания его на блок-баланс из-за отсутствия контрольных меток на кабеле;

· самопроизвольные взрывы торпед происходят при применении нетермостойких взрывчатых веществ и средств взрыва в высокотемпературных скважинах или от преждевременного поступления тока на взрыватель.

3.4.16 Методы ликвидации аварий

При прихвате кабеля его следует попытаться как можно скорее освободить. Для этого при помощи каротажной лебедки производят натяжение кабеля, но не свыше 50% номинального разрывного усилия, указанного в паспорте. Следующей мерой по освобождению прихваченного кабеля является расхаживание, т.е. многократное натяжение и ослабление.

В этом случае, если принятые меры окажутся безуспешными, рекомендуется произвести спуск бурильного инструмента, пропуская кабель внутрь колонны (рисунок 26).

Для ведения работ по этому методу необходим специальный набор инструментов, который практически больше нигде не применяется. В этот набор входят бурильная труба 1, зажим 8 для кабеля с Т-образной подвеской, две кабельные головки 4, цилиндрический груз 5 и овершоты: спускаемый в скважину 2 и для работы на поверхности 6, а также плита с прорезью и переводник 7 с проточкой под эту прорезь и копьеобразной головкой для захвата овершотом.

Рисунок 28: Компановка инструмента для спуска труб «поверх» кабеля

Рисунок 29: Последовательность операций при спуске труб «поверх» кабеля

Для этого башмак бурильной колонны оборудуется колоколом или специальным патрубком с развальцованной нижней кромкой. Кабель обрезается несколько выше стола ротора и концы его оснащаются приспособлениями, позволяющими производить в процессе спуска инструмента соединение или разъединение разрезанных частей, а также удерживать конец каната, находящегося в скважине на торце замковой муфты очередной свечи. Часть кабеля, находящаяся на поверхности и соединенная с подъемником каротажной станции пропускается через основной или вспомогательный ролик кронблока. Перед навинчиванием каждой свечи кабель разъединяется, нижняя часть его фиксируется на торце верхней муфты спущенного инструмента, а верхний конец пропускается внутрь очередной свечи, поданной для свинчивания. После этого концы кабеля соединяются вновь, и производится навинчивание свечи и спуск ее в скважину. В процессе спуска инструмента кабель должен иметь натяжение 50% от номинального разрывного усилия. При чрезмерном натяжении следует дать слабину путем сматывания кабеля с барабана каротажной лебедки. Не доходя 5-10 м до скважинного прибора, включают циркуляцию и замедляют спуск инструмента. Об освобождении кабеля узнают по снижению его натяжения.

...