Осложнения и аварии в бурении

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ В БУРЕНИИ

1. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ

Авария в бурении - это поломка или оставление в скважине бурильной колонны и/или ее частей, различных измерительных приборов, выбросы промывочной жидкости, фонтаны, нарушение состояния ствола или находящегося в нем технологического инструмента и т. д., приводящие к невозможности (временной или постоянной) продолжения процессов углубления ствола скважины, или исследования, или освоения, или эксплуатации скважины. В результате аварий увеличиваются сроки сооружения скважин и стоимость буровых работ, снижается производительность скважин, передаваемых в эксплуатацию. Аварии могут возникать вследствие геологических, технических, технологических и организационных причин.

Геологические причины обусловлены бурением в сложных условиях: поглощение промывочной жидкости, вызванное проходкой сильнотрещиноватых закарстованных пород и зон тектонических нарушений; осыпи и обвалы стенок скважины; вскрытие высоконапорных пластов, вызывающее выбросы воды, нефти и газа; сальникообразование и т. д.

Техническими причинами могут быть применение неисправных бурильных и обсадных труб, а также изношенных инструментов.

К технологическим причинам относятся нарушение рационального режима бурения, применение технологии без учета реальных горно-геологических условий проходки скважины.

Организационными причинами являются недостаточная квалификация буровой бригады, низкая трудовая дисциплина, слабое обеспечение буровой необходимыми материалами, инструментами, приборами и т. д.

Профилактика аварий заключается в строгом соблюдении технологического режима бурения и других требований геолого-технического наряда, оснащении буровой установки необходимыми контрольно-измерительными приборами, механизмами и инструментами, повышении квалификации и трудовой дисциплины буровой бригады, механизации трудоемких процессов сооружения скважин.

2. ИНСТРУМЕНТ И МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

Наиболее частые виды аварий - прихваты бурового снаряда, обрыв колонковых и бурильных труб, отвинчивание или обрыв породоразрушающего инструмента, повреждения с деформацией или обрыв обсадных труб. При возникновении аварии в первую очередь определяют глубину скважины, на которой она произошла, устанавливают причину и составляют план ликвидации аварий.

Аварии, вызванные прихватом бурового снаряда.

Основные причины прихвата (заклинивания) бурового снаряда - наличие большого количества шлама на забое, зауживание ствола скважины вследствие использования долот, изношенных по диаметру, проходка набухающих, пучащихся пород. Для предупреждения прихватов необходимо применять высококачественный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами.

Промывку скважины при спуске бурового снаряда следует начинать, не доходя 2-3 м до забоя. При внезапном прекращении циркуляции промывочной жидкости следует приподнять буровой снаряд на длину ведущей трубы. Перед его подъемом скважину надо тщательно промывать с целью очистки от шлама. При замене изношенного долота новым призабойный участок ствола длиной 15-20 м прорабатывается на первой скорости при небольшой подаче. При прихвате буровой снаряд расхаживают с помощью лебедки или гидравлической системы установки, чтобы восстановить циркуляцию промывочной жидкости в случае ее нарушения.

При заклинивании снаряда, продвигающегося к забою, следует быстро увеличить подачу бурового раствора и после нескольких минут промывки попытаться поднять снаряд. Если это не удается, промывку продолжают и снаряд расхаживают с одновременным его вращением. Если перечисленные мероприятия не дают эффекта, буровой снаряд освобождают выбивным снарядом или домкратами. Выбивной снаряд представляет собой массивный кольцевой цилиндр, соединенный с талевым канатом и надеваемый на ведущую трубу.

Если снаряд прихвачен обвалившейся породой или осевшим сверху шламом, первоначально восстанавливают циркуляцию раствора, а затем размывают шламовую пробку. Если циркуляция жидкости не восстанавливается, в скважину опускают дополнительную бурильную колонну, через которую размывают шлам. В случае прихвата снаряда в карбонатных породах эффективна обработка зоны прихвата в скважине соляной кислотой.

Аварии с бурильными трубами. Прихват снаряда может быть причиной обрыва бурильных труб, т. к. в этом случае на снаряд передается максимальная (с учетом кратковременной перегрузки) мощность двигателя установки. Обрывы снаряда часто возникают при недопустимом износе бурильных труб или их резьбовых соединений.

Профилактика обрывов заключается в тщательном контроле с помощью калибров и дефектоскопов бурильных труб и их соединений. Для уменьшения изгибающих напряжений диаметр бурильной колонны выбирают как можно ближе к диаметру скважины, обязательно применяют утяжеленные бурильные трубы. Перед свинчиваванием резьбовые соединения очищают и смазывают графитовой смазкой. Трубы свинчивают до отказа, без оставления зазоров в замковых соединениях.

При обрыве бурильных труб углубление забоя прекращается, на поверхность поднимают верхнюю часть бурильной колонны. По длине поднятых труб и форме оборванного конца устанавливают местонахождение оставленной части колонны и характер обрыва. В необходимых случаях местоположение конца оставленной части снаряда уточняют спуском в скважину на бурильных трубах печати. В простейшем случае печать представляет собой деревянную пробку, торец которой заполнен пластичным материалом (канифоль со смолой). Для ловли оставшегося снаряда применяют овершот, метчик и колокол.

Овершот (рис. 5.1, а) применяют, если оставленный инструмент не прихвачен. Овершот опускают на бурильных трубах и осторожно с вращением накрывают оборванный конец. При подаче вниз корпуса 1 овершота плашки 2 заскакивают за нижний торец муфты или замка оставленной в скважине колонны и удерживают ее при подъеме.

Метчик используют для ликвидации обрыва бурильных труб в муфтах и замковых соединениях. Метчик (рис. 5.1, б) - инструмент конической формы, на боковой поверхности которого нарезана резьба и профрезерованы продольные канавки для выхода стружки при ввинчивании в оборванный конец бурильной колонны. Осевой канал 2 метчика 3 служит для прохода промывочной жидкости, а резьба на цилиндрической части - для соединения с бурильными трубами, опускаемыми в скважину. При ловле бурового снаряда в скважинах большого диаметра метчики оснащаются направляющими воронками 1 с патрубком 4.

Колокол (рис. 5.1, в) применяется для соединения с оставленным снарядом при обрыве самих бурильных труб. Колокол представляет собой корпус 1 с направляющей воронкой 2, имеющей внутреннюю резьбу для навинчивания на оборванный конец бурильных труб.

Ловильный инструмент (колокол или метчик) опускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя 1-1,5 м до места обрыва, включают подачу промывочной жидкости. Окончив промывку, осторожно опускают ловильный инструмент и вращением на три-четыре оборота ввинчивают его в оборванный конец снаряда. Затем вновь включают буровой насос для удаления осевшего шлама, ввертывают до отказа ловильный инструмент и извлекают буровой снаряд из скважины. Если оставленная часть инструмента сильно прихвачена, для ее извлечения пользуются выбивными снарядами и домкратами. Эффективно применение механических забойных вибраторов, включаемых при спуске ловильного инструмента в состав снаряда.

Аварии с породоразрушающим инструментом. Для исключения обрыва или отвинчивания долота необходимо тщательно проверять его исправность, особенно в местах сварки швов. Необходимо также следить за исправностью резьбы породоразрушающего инструмента, прочно соединять его с буровым снарядом. Породоразрушающий инструмент на забой ставят плавно, без рывков. При бурении нельзя допускать чрезмерной осевой нагрузки на долото.

Для извлечения не прихваченного долота при его вертикальном расположении применяются метчик или колокол. Если долото лежит боком и сильно прихвачено, его разрушают взрывом опущенной в скважину торпеды. Обломки долота поднимают магнитным фрезером или пауком.

Магнитный фрезер представляет собой торцовую фрезу, которая разрушает стальные предметы на забое и поднимает их в виде стружки на поверхность.

Паук - тонкостенный цилиндр, нижняя часть которого имеет профрезерованные лепестки. При постановке паука на забой под действием осевой нагрузки лепестки подгибаются внутрь, захватывая обломок долота. С помощью паука и магнитного фрезера из скважины удаляют мелкие предметы, случайно упавшие в скважину.

Аварии с колонковыми и обсадными трубами. Оборвавшуюся колонковую или шламовую трубу поднимают с помощью метчика или труболовки.

Гидравлическая труболовка представляет собой корпус, внутри которого расположен подпружиненный поршень. Шток последнего связан с плашками, перемещающимися по конусу. Труболовка на бурильных трубах опускается внутрь оборванной трубы. При включении насоса под давлением жидкости поршень со штоком, сжимая пружину, движется вниз. Связанные со штоком плашки, перемещаясь вниз по конусу, выдвигаются в радиальном направлении, захватывая своими насечками трубу за внутреннюю часть. При снижении давления жидкости поршень, перемещаясь вверх, освобождает плашки от трубы. Наиболее сложны аварии с обсадными трубами - отвинчивание и отклонение нижней части обсадной колонны. В этом случае извлекается верхняя ее часть, а нижняя поднимается с помощью труболовки или метчика.

Гнутые и смятые обсадные трубы исправляют специальными оправочными долотами.

Обрыв инструментального (желоночного) каната. При обрыве инструментального или желоночного каната применяют однорогий или двурогий ерш. Первый используется, если оборванный канат располагается в скважине плотным клубком, второй - если канат имеет вид спирали.

Однорогий ерш представляет собой заостренный снизу стержень, на котором по винтовой линии закреплены когти. На верхнем торце стержня нарезана резьба для соединения с ударной или раздвижной штангой. Ловильный снаряд с ершом опускают в скважину до оборванного каната. Сообщая снаряду возвратно-поступательное перемещение, добиваются прочного зацепления каната когтями ерша. Затем поднимают оборванный канат с оставленным инструментом. Если усилия на барабане недостаточно для извлечения инструмента, то его выбивают с помощью ловильных ножниц или поднимают с помощью талевой системы.

Двурогий ерш представляет собой вилку, с внутренней стороны которой закреплены когти. Верхний конец ерша имеет резьбу для соединения с ловильным снарядом, а в нижней части вилки расположена защелка для ловли желонки на дужку. Методика ловли оборванного каната этим ловильным инструментом такая же, как и при использовании однорогого ерша.

Канаторезка служит для вырезки каната у канатного замка. Она применяется при сильном прихвате оставленного в скважине инструмента и состоит из скобы, резака и пружины. Канаторезка спускается в скважину на отдельном канате. При ударах ловильного снаряда снизу вверх резак перерезает канат.

Боковое долото применяют для разрушения породы вокруг прихваченного бурового снаряда и для его центрирования в скважине. Рабочая часть долота имеет в сечении дугообразную форму и должна быть длиннее снаряда, оставленного в скважине.

Желонка с плоским клапаном, магнитный фрезер и паук используют для извлечения мелких металлических предметов.

Ловильные инструменты вращательного бурения при наличии бурильных труб применяют для ликвидации различных аварий при ударно-канатном бурении. В некоторых случаях для сдвигания оставленных частей инструмента в сторону эффективны взрывные работы.

3. БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В БУРЕНИИ

Под осложнениями в бурении следует понимать всевозможные нарушения нормального технологического процесса, кроме поломок инструмента и оборудования, вызывающие дополнительные затраты времени, материально-технических ресурсов и рабочей силы. Наиболее распространенными видами осложнений являются осложнения, вызывающие нарушение целостности ствола скважины, поглощения промывочной жидкости, нефте-, газо- или водопроявления, прихваты и затяжки инструмента в скважине.

3.1 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВЫЗЫВАЮЩИЕ НАРУШЕНИЕ ЦЕЛОСТНОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

К осложнениям, вызывающим нарушение целостности ствола скважины, относятся: обвалы (осыпи), набухание, ползучесть, желобообразование и растворение горных пород.

Обвалы (осыпи) горных пород, слагающих стенки скважины, происходят при потере ими устойчивости. В результате увлажнения промывочной жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита, глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать разбухание, размывание, растворение рыхлых или растворимых пород или при их невысокой прочности. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в глинистых растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород, в результате существенного превышения величины горного (или пластового) давления над гидростатическим давлением столба промывочной жидкости.

Характерными признаками обвалов (осыпей), наблюдаемыми на устье скважины, являются: резкое повышение давления на выкиде буровых насосов; обильный вынос глинистым раствором кусков породы (шлама); недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки; затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа. Геофизическими методами (при каротаже ствола скважины) фиксируется интенсивное кавернообразование.

Зоны возможных обвалов указываются в геолого-техническом наряде (ГТН). Перед выходом забоя скважины в зону обвалов необходимо принять ряд предупредительных мер. Наиболее эффективными средствами борьбы с обвалами является утяжеление глинистого раствора и улучшение его качества химической обработкой (для снижения его водоотдачи).

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой химически обработанным буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально возможно высокую плотность.

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

3) выполнение следующих рекомендаций: а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра; б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера; в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с; г) подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков; д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора; е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение; ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия промывочной жидкости и ее фильтрата эти породы набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными глинистыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига и уменьшению структурно-адсорбционных деформаций, а также степени и давления набухания;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в пункте 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как меры предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей), п. 3.

Ползучесть происходит при прохождении глин, глинистых сланцев, аргиллитов и соляных пород. В результате недостаточного противодавления на пласт глина, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. Характерными признаками ползучести являются затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват бурильной или смятие обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4) при цементировании обсадных колонн подъем цементного раствора в затрубном пространстве производить на 50-100 м выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основными причинами желобообразования являются большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерными признаками образования в скважине желоба являются посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение резких вертикальных и азимутальных искривлений ствола скважины;

2) стремление к максимальной проходке на долото; там, где целесообразно, переход на бурение алмазными долотами, введение в буровой раствор смазывающих добавок;

3) использование предохранительных резиновых колец;

4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5) при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах, соблюдение того, чтобы отношение наружного диаметра спускаемых обсадных труб к диаметру желоба было не менее 1,35-1,40.

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются пресной или недостаточно насыщенной солью промывочной жидкостью. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях - потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском обсадной колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежным средством предотвращения их интенсивного растворения является бурение с применением безводных промывочных жидкостей (РНО). Неплохие результаты дает использование палыгорскитовых минерализованных растворов. Глинистые растворы, приготовленные из палыгорскитов (аттапулъгитов), отличаются тем, что при попадании в них соли не происходит ни резкого загустевания, ни коагуляционного разжижения. Палыгорскитовые растворы имеют и ряд недостатков, главным из которых является большой расход химических реагентов для снижения водоотдачи.

3.2 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И БОРЬБА С ПОГЛОЩЕНИЯМИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

авария бурение скважина

Поглощение промывочной жидкости - это осложнение, характеризующееся полной или частичной потерей промывочной жидкости в скважине в процессе бурения.

Основные причины поглощения

промывочной жидкости

Поглощение промывочной жидкости объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение), а его интенсивность - характером объекта поглощения.

Поглощающими объектами могут быть продуктивные нефтегазоносные и водоносные пласты с большой пористостью и проницаемостью и относительно невысоким пластовым давлением; дренированные пласты, т. е. продуктивные нефтегазоносные и водоносные пласты, в которых в результате продолжительной эксплуатации снизилось давление, образовались дренажные каналы, по которым может перемещаться промывочная жидкость; трещиноватые и кавернозные породы, а также породы, перемятые и нарушенные тектоническими сдвигами, карстовые пустоты. В практике наблюдаются случаи, когда поглощения промывочной жидкости возникают не только при вскрытии объекта поглощения в процессе бурения, но и во время спуско-подъемных операций. При движении труб в глинистом растворе возникают гидродинамические явления: при спуске труб гидродинамическое давление накладывается на гидростатическое давление в стволе скважины ниже спускаемой колонны труб, увеличивается гидростатическое давление на забой. Иногда это приводит к образованию в породах трещин, по которым и уходит глинистый раствор. Трещины, возникающие в породе вследствие высоких давлений («гидроразрыв пород»), могут не только послужить причиной потери промывочной жидкости, но и способствовать осложнениям, вызывающим нарушение целостности ствола скважины.

Исследования зон поглощений

Для того, чтобы применить эффективные способы борьбы и разработать мероприятия по предупреждению поглощений промывочной жидкости при бурении последующих скважин, надо сразу же после вскрытия зоны поглощения провести комплекс исследований. Полный комплекс исследований включает геофизические, гидродинамические методы и отбор образцов пород. Проводятся кавернометрия по всему стволу и радиокаротаж в изучаемом интервале, предварительно выделяются глубины залегания кровли и подошвы поглощающих зон, выбираются интервалы для гидродинамических исследований. При одной вскрытой поглощающей зоне пластовое давление определяется по положению статического уровня и плотности жидкости в скважине.

Зоны интенсивных поглощений и перетоков определяют по показаниям расходомера, спускаемого на кабеле, при прокачке жидкости в скважину буровыми насосами.

Более точные измерения пластовых параметров поглощающих пластов (горизонтов) проводятся с помощью глубинных манометров и пакеров, позволяющих изолировать одну поглощающую зону от другой.

По значению удельной приемистости пласта, или по значениям интенсивности поглощения и другим параметрам с учетом особенностей месторождения (площади), конструкций скважин, наличия материалов составляются местные инструкции, выбирается метод ликвидации начавшегося поглощения, определяются целесообразность изоляционных работ и их вид, состав и количество тампонирующих материалов.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений

При различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции промывочной жидкости выделяются следующие основные направления борьбы с осложнениями: путем уменьшения перепада давления между скважиной и поглощающим пластом изменением параметров промывочной жидкости; путем изоляции поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурением без выхода промывочной жидкости с последующим спуском обсадной колонны.

Для предупреждения и борьбы с поглощениями глинистый раствор должен иметь минимальную плотность и обладать достаточными вязкостью, начальным напряжением сдвига и тиксотропностью.

При поглощениях интенсивностью 100-200 м3/ч положительный эффект дает переход на бурение с промывкой аэрированными и эмульсионными глинистыми растворами. Аэрированные глинистые растворы целесообразно применять при небольших глубинах залегания поглощающего пласта, чтобы эффект аэрации не снижался действием давления самого столба промывочной жидкости.

Одним из видов закупорки поглощающих каналов является способ закачки в пласт структурированного, тиксотропного раствора, создающего с течением времени в проводящих каналах поглощающего пласта жесткую структурированную сетку. Заливка поглощающего пласта специальными цеметными растворами - наиболее распространенный способ ликвидации поглощений. Для получения требуемого эффекта закупорки поглощающих каналов цементный раствор должен удовлетворять двум основным требованиям: быть в достаточной мере структурированным и иметь необходимое время схватывания и затвердения. Этим требованиям удовлетворяют гельцементы (ГЦП), специальные растворы и быстросхватывающиеся смеси (БСС). Гельцементами называются цементные пасты, приготовленные на глинистом растворе. Параметры ГЦП зависят от соотношения цемента и глинистого раствора. Для ее получения сухой тампонажный или глиноземистый цемент затворяют на заранее приготовленном растворе из бентонитовой глины.

Сроки схватывания цементных растворов регулируются добавками реагентов-ускорителей. В качестве реагентов-ускорителей наиболее широко применяются жидкое стекло, хлористый кальций, кальцинированная сода; иногда используют также глиноземистый цемент.

Бурение в зонах поглощения без выхода промывочной жидкости на поверхность возможно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода промывочной жидкости разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно применять бурение без выхода циркуляции только при использовании в качестве промывочной жидкости воды. Для ликвидации весьма сильных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глина, торф, солома и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердевания цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление. Иногда все описанные выше способы ликвидации поглощения не дают положительных результатов. Тогда прибегают к способу ликвидации поглощения перекрытием поглощающей зоны обсадными трубами.

3.3 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗОВЫХ, НЕФТЯНЫХ И ВОДЯНЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ И БОРЬБА С НИМИ

Газо-, нефте- и водопроявления

В разбуриваемых пластах могут содержаться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления промывочной жидкости, заполняющей скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также могут прорваться в скважину. В результате происходит выброс промывочной жидкости, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы возникают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим гидростатическое давление столба промывочной жидкости пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении.

Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции глинистый раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа, при этом чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают бульшую часть объема раствора и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс, т. е. интенсивное «поршневое» вытеснение бурового раствора из ствола скважины.

Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, что может вызвать выбросы. Выбросы могут возникнуть и при понижении уровня промывочной жидкости в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины. Признаки начала газопроявлений следующие:

а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции «пачек» глинистого раствора, насыщенного газом;

б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора;

в) слабый перелив раствора из скважины;

г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);

д) появление газа в промывочной жидкости, зафиксированное приборами или по показаниям газокаротажной станции. В этих случаях следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем и одновременно применять меры к дегазации раствора до стабилизации параметров промывочной жидкости. Для ликвидации осложнений в сложных случаях привлекаются дополнительные силы и средства (см. ниже).

Меры и мероприятия по предотвращению выбросов

Чтобы предотвратить выброс, давление в скважине должно быть больше, чем давление в пласте, примерно на 2,1-2,5 Мпа (~21-25 кг/см2). Величина избыточного давления зависит от глубины скважины, пористости и проницаемости пород проявляющего пласта. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или развиться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть (герметизировать) скважину, что легко осуществить, если ее устье оснащено специальным противовыбросовым оборудованием. Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из колонных головок, превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек и другой специальной арматуры.

Превенторы изготовляются нескольких типов. В случае применения плашечных превенторов скважина перекрывается сдвигающимися к центру плашками, изготовленными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливают два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются в превенторе при необходимости перекрытия всего сечения скважины. Плашки можно закрывать как ручным способом, при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему их уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Число устанавливаемых превенторов и их расположение изменяются в зависимости от конкретных условий.

Для каждого района бурения составляют типовые схемы оборудования устья скважин для предотвращения выбросов. Обвязка превенторов должна обеспечивать возможность промывки скважины буровыми насосами под избыточным давлением на устье с пропуском циркулирующей жидкости через желобную систему и через устройство для удаления газа из раствора. Должна быть также предусмотрена возможность закачки жидкости в кольцевое пространство между обсадной и бурильными колоннами буровыми насосами и цементировочным агрегатом и обратной промывки через специальную линию. После монтажа обязательно должна быть произведена опрессовка превенторной установки водой на давление, соответствующее прочностной характеристике обсадной колонны (но не выше пробного давления превентора). Практикой установлено, что большинство газо-, нефте- и водопроявлений приурочено к моменту проведения подъема колонны бурильных труб или к периоду промывки скважины сразу после спуска бурильной колонны.

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонн обсадных труб, предусмотренных геолого-техническим нарядом (ГТН).

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для самопроизвольного стока промывочной жидкости, или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями и препятствует возникновению заколонных проявлений (перетоков).

4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3 (0,02 г/см3) по сравнению с требованиями ГТН необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

5. Необходимо иметь запас раствора от 1,5 до 3 объемов скважины с параметрами, регламентируемыми ГТН, а также запас утяжелителя.

6. Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН на входе и выходе из скважины. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной производительности насосов и при проворачивании бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта «поршневания», т. е. подсоса жидкости в скважину за счет отрицательного гидродинамического давления. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

При угрозе выброса в случае плохой герметизации устья скважины буровая бригада должна немедленно принять следующие меры.

1. В процессе бурения или промывки скважины:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и оставляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных значений бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большего размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика закрывают верхний плашечный превентор, а при его неисправности - нижний плашечный превентор; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидную линию превентора и штуцер направляется в желобную систему;

в) после закрытия превентора устанавливается уплотнитель пре-венторной головки, затем превентор открывается, после чего бурильщик периодически расхаживает бурильную колонну во избежание ее прихвата;

г) после закрытия превентора непрерывно замеряется плотность промывочной жидкости и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости утяжеляется раствор;

д) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты с тем, чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

е) при возрастании давления на устье сверх допустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине; при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

ж) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть концевую задвижку для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;

к) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводятся по специальному плану.

2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газо-нефтепроявления ликвидируются по специальному плану.

3. При подъеме или спуске бурильной колонны.

А. Если проявления незначительны:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

в) после окончания присоединения ведущей трубы буровая бригада герметизирует устье скважины так, как это было описано в пункте 1.

Б. Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с пунктом 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывают задвижку на линии от превентора и в желобную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением производительности насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны);

е) дальнейшие работы производятся в соответствии с пунктом 1.

Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом, помимо герметизации устья скважины, требуется дополнительное оборудование - механизмы для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции, состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей, а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Пожары. В некоторых случаях в силу целого ряда обстоятельств несмотря на принимаемые меры при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами, или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т. п. Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор или цементный раствор. В особенно тяжелых случаях для ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.

Грифоны и межколонные проявления

Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент - порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колоннами, а также между промежуточной колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразований разбивают на следующие три группы.

1. Грифоны, обусловленные некачественным цементированием высоконапорных пластов, как основного эксплуатационного, так и вышележащих.

2. Грифоны, возникающие при газо-, нефте- и водопроявлениях и открытых фонтанах в процессе бурения, особенно при полной герметизации устья скважины.

3. Грифоны, возникающие вследствие движения газа и нефти через резьбовые соединения обсадных колонн по причине их негерметичности или через нарушения в колоннах, возникающие в процессе бурения, опробования и эксплуатации скважин.

Для всех перечисленных случаев необходимым условием для появления грифона на дневной поверхности является наличие каналов (тектонические трещины, породы высокой проницаемости, недостаточный контакт между цементным камнем и породой), сообщающих высоконапорный пласт или ствол скважины с поверхностью.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных проявлений необходимо:

1) при проектировании конструкции скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, обусловливающих образование грифонов, с обязательным подъемом цемента до устья;

2) перед спуском обсадной колонны тщательно проработать скважину со скоростью подачи инструмента не более 35-45 м/ч, при этом качество глинистого раствора перед цементированием должно строго соответствовать ГТН;

3) увеличение высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной, а для газовых скважин подъем цементного раствора следует производить с учетом перекрытия башмака промежуточной колонны или кондуктора;

4) в зоне подъема цементного раствора на эксплуатационных колоннах устанавливать цементирующие пружинные фонари;

5) скорость продавки цементного раствора в затрубное пространство не допускать ниже 1,5-1,8 м/с;

6) эксплуатационную колонну спускать только с применением спайдеров; это обеспечивает необходимое крепление муфт в резьбовом соединении;

7) скважины, в которых при эксплуатации ожидаются высокие давления (свыше 200 кгс/см2), закреплять трубами, предварительно опрессованными водой на максимально допустимое давление, с выдержкой не менее 15 с;

8) не производить приварку нестандартных муфт; высококачественно производить все работы по обвязке устья скважины; для скважин глубиной более 2500 м применять колонные головки с клиновым захватом;

9) осваивать скважину только при условии качественного крепления ствола и устья скважины, а также окончания монтажа и испытания устьевой обвязки.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются ликвидацией скважин. Вместе с тем при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять нормированный отбор жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

Если в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

3.4 БОРЬБА С ПРИХВАТАМИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Основными причинами прихватов бурильной колонны при использовании глинистого раствора в качестве промывочной жидкости являются:

1) промывка забоя глинистым раствором с очень большой водоотдачей; такой раствор образует толстую глинистую корку на стенках скважины, что ведет к сужению диаметра ствола скважины, при подъеме бурильной колонны корка сдирается и над долотом образуется сальник, уплотняющийся при подъеме, что приводит к прихвату;

2) выпучивание пластичных пород (глин) при большой разности давлений в пластах и стволе скважины под влиянием воды, проникающей из глинистого раствора; набухающие и выпучивающиеся породы сужают ствол скважины, вызывая резкое повышение давления на насосах и прихват бурильной колонны в интервале выпучивания;

3) плохая и нерегулярная очистка глинистого раствора от выбуренной породы; в результате этого в скважину закачивается глинистый раствор вместе с ранее выбуренными частицами;

4) оставление бурильной колонны без движения в скважине продолжительное время при качестве раствора, не соответствующем условиям бурения;

5) ступенчатый профиль скважины; при бурении скважины долотами разного диаметра в месте перехода от большого диаметра к меньшему скапливаются обломки выбуренной породы, уплотняющиеся в этом месте, что приводит к сужению ствола и прихвату бурильной колонны;

6) промыв в резьбовых соединениях бурильной колонны; при этом раствор не выносит породы и долото «зарывается» в породу без промывки;

7) недостаточные скорости движения раствора в кольцевом пространстве во время бурения.

Прихват бурильной колонны может также произойти от разницы пластового давления и давления столба промывочной жидкости, когда бурильная колонна, оставленная без движения, лежит на стенке скважины против зоны проницаемых пород. Глинистая корка под давлением лежащих на ней бурильных труб постепенно начинает уплотняться и все меньше передавать через себя гидростатическое давление. Когда же глинистая корка становится непроницаемой, передача давления прекращается. Поскольку пластовое давление имеет меньшее значение, чем давление столба промывочного раствора на данной глубине, то бурильная колонна оказывается под воздействием сил неуравновешенной части давления столба раствора, препятствующих извлечению бурильной колонны из скважины.

Причиной прихвата бурильной колонны в турбинном бурении при использовании воды в качестве промывочной жидкости является недостаточная промывка скважины перед наращиванием или подъемом бурильной колонны.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны скважину необходимо промывать до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжеление глинистого раствора производить при вращающейся бурильной колонне;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, т. к. резкое снижение последней свидетельствует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках процесса бурения необходимо:

а) через каждые 3-5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;

б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: более 0,8 % графита, I-3 % сульфонола (в виде 1-3 %-ного водного раствора); подбор рецептур в каждом отдельном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов.

В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются путем расхаживания (многократное, чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачивания ротором бурильной колонны. Величина усилия, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, а циркуляция промывочной жидкости не прекратилась, прибегают к установке нефтяной, водяной или кислотной ванны.

Практика производства нефтяных ванн в скважинах, где бурили с промывкой забоя водой и скважина была заполнена водой, показала, что нефть очень быстро всплывает. В этих случаях, чтобы получить эффект от нефтяной ванны, необходимо перед и после закачки нефти прокачать по несколько кубометров глинистого раствора. Глинистый раствор ограничивает быстроту всплывания нефти, и нефтяная ванна дает результат.

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобуров в карбонатных, глинистых (известняках, доломитах) и других породах, поддающихся действию кислоты, применяется кислотная ванна. Водяная ванна эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу, если в зоне прихвата встречены обваливающиеся глины, и особенно когда бурильная колонна прихвачена или заклинена в отложениях магниевых и натриевых солей.

...