БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа

глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не

склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того,

что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет,

выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта

(горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами

(например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести

особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры

пород. Характерные признаки ползучести

- затяжки, посадки бурильной

колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и

смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести

являются:

1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к

ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

правильная организация работ, обеспечивающая высокие

механические скорости проходки;

3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки

бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в

затрубном пространстве на

50-100 м и выше отложений, которые

представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород,

склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки

для предотвращения смятия обсадной колонны.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород,

кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - 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. Характерные признаки образования в

скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также

заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что

желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов

бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность

заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину

желоба в 1,14-1,2 раза.

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 различных азимутальных изменений;

2) стремление к максимальной проходке на долото;

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 отношения наружного диаметра

спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,40;

6) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости,

чтобы не допустить сильного заклинивания;

7) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их

расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся

желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные

породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока

жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное

кавернообразование, а в особо тяжелых случаях-потеря ствола скважины.

Устойчивость

(по отношению к растворению) стенок скважины,

сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего

потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения

бурового раствора 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 колонны и ее цементирование. При большой

мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения

их интенсивного растворения - бурение с применением безводных буровых

растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых

растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости

горных пород. Многократная кавернометрия для оценки устойчивости

горных пород широко применяется в практике бурения скважин на нефть и

газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола

скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых

методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по

предотвращению осложнений, связанных с нарушением целостности стенок

скважин.

8.2. Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся

полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение

промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления

столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта

разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта

поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора,

можно разделить на две группы.

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и

глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому

разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также

наличие

других

сопутствующих

осложнений

(обвалы,

нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в

скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-

подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как

техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего

пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения

(водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены

различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими

и с помощью отбора керна или шлама.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих

методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при

различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции

бурового раствора выделяются следующие основные направления:

предупреждение

осложнения

снижением

гидростатического

гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего

пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными

цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с

последующим спуском обсадной колонны.

Различают три категории интенсивности поглощений: малой

интенсивности (до 10-15 м³/ч), средней интенсивности (до 40-60 м³/ч) и

высокоинтенсивные (более 60 м³/ч).

Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют

пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают

затрубное пространство с целью:

а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

б) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;

в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость,

методом последовательных опрессовок ствола скважины;

д) определения возможности замены воды глинистым раствором

(особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением)

при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие

жидкость.

Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих пластов на

различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать

цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание

затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих

пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон

поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы:

многократного и разового действия

(разбуриваемые). Пакеры разового

действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси

и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.

По принципу действия пакеры многократного действия делятся на

гидравлико-механические, гидравлические и механические.

Весьма распространенными являются пакеры гидравлико-механического

действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение

осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом

дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них

образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под

давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к

стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины

при возникновении перепада давления в любом направлении.

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без

выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно 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

бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в

каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата

бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора

веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только

при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации

интенсивных 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

(глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны

поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором.

После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают

дальнейшее углубление.

Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора,

приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были

разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство

представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая,

капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.).

Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием

закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет

трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки

ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении

тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных

поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения,

изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма

трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются

в буровой практике редко.

Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора

- спуск

промежуточной обсадной колонны.

8.3. Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба

с ними

Газо-, нефте- и водопро явления. В разбуриваемых пластах могут

находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в

скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора,

заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из

скважины-возникает газовый, а иногда и 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 может прорваться в скважину. В результате происходит выброс

бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или

нефтяной фонтан.

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину

под превышающим 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 большую часть объема раствора, и

плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может

противостоять давлению газа, и происходит выброс. Постепенно

просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность

раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникать и

при понижении уровня бурового раствора 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 по показаниям газокаротажной станции.

В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины,

приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и

одновременно принять меры к дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба

жидкости в скважине должно быть на

5-15

% выше пластового, в

зависимости от глубины скважины. 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 начаться довольно бурно

в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция

длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно

закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано

специальным противовыбросовым оборудованием.

Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин

устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов,

переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой

специальной арматуры.

Превенторы изготовляются нескольких типов. При использовании

плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру

плашками, выполненными из специальной резины с металлической

арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора,

оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб,

которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере

необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки

можно 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 уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается

специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В

открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота.

Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера

и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для

автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они

позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом

превенторе; выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе

бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья

скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без

предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных 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 произвольного стока бурового раствора или использовать

дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы

обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и

водопроявлениями.

4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м³

(0,02

г/см³) необходимо принимать немедленные меры по его

восстановлению.

5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых

предполагается вскрывать зоны с возможными газонефте-проявлениями, а

также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах;

на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с

аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения

должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.

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. Промывать скважину следует при

условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении

бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в

затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение

эффекта поршневания. 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 выбросов буровая бригада должна немедленно принять

надлежащие 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 составляет ее

на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой

остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного

превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде:

при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает

выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого

размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи

превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья

жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового

оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность

бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в

приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится

утяжеление раствора;

г) 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;

д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых 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;

е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость

полностью открыть задвижки 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;

ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят 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. Газонефтепроявления ликвидируются по

специальному плану.

3. При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления

незначительны;

а) 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;

б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада

герметизирует устье скважины так, как это было сказано 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 п. 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 приоткрывает задвижку на линии

превентора в циркуляционную систему

(через штуцер); эта операция

проводится с постепенным увеличением подачи 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).

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности

на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть

указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер

должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации

возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале.

Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР

буровой организации и представители военизированной службы по

предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и

газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом

помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное

оборудование - механизм 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.

Иногда, 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. В особенно тяжелых

случаях при 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 колонной, а также между технической колонной и

кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и

межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг

Друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также

межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией

высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска

кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также

негерметичность обсадных колонн могут привести к прорыву пластовой

жидкости и газа на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо:

спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может

произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить

качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья;

обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и

эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака

предыдущих колонн.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые

последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и

средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются

гибелью 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 форсированный отбор жидкости и

газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение

(если оно проводится).

В случае когда в результате действия грифона доступ к устью

бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят

наклонно-направленные скважины.

8.4. АВАРИИ В БУРЕНИИ, ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И МЕТОДЫ

ЛИКВИДАЦИИ

8.4.1. Виды аварий, их причины и меры предупреждения

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в

скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных

двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в

скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов.

Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения

утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и

бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности

членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине

долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение

бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто

прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его

ликвидации переходит в аварию.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по

следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и

непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн

со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в

результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного

обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во

время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах,

заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину

посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части

ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы

глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет

пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом

пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных

двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие

плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора,

вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока

глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка

скважин должна производиться 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) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего

глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о

появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше

долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

а) через каждые

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 следует 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 следует немедленно 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: нефть

(10

15%), графит

(не более

0,8%),

поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного

водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор

рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией

глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и

другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить

представление о продуктивности горизонтов.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии

надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой

долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения

вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях.

Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение

углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего

происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных

долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при

роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку

долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до

подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно

проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их

работы.

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым

шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и

корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на

цапфах - вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда.

Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной

жидкости;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной

доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному

осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла

магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым

раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней

резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине

турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых

насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление

гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая

проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на

базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на

буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура,

поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при

подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой

люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и

отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении

скважин. Одна из основных причин этих аварий

- совокупность всех

напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в

отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие

внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как

следствие неправильно проведенного технологического процесса по

изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами

относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и

других работников буровых бригад.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении

гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб

промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами

являются:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом

соответствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый

предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и

резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и

принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб

после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки

основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными

ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

использование предохранительных колпаков или колец,

навинчиваемых на резьбу замков;

6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых

тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной

колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных

задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки

нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при

обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для

предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны

бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины,

наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашка и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты,

гайки и другие детали

- таков неполный перечень мелких предметов,

падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-

подъемных операций и объясняется использованием неисправного

инструмента.

Иногда после подъема бурильной колонны начинают производить

работы над открытым устьем скважины, и это приводит к тому, что на забой

скважины падают долота, кувалды и другие предметы. Надо всегда помнить,

что над открытой скважиной категорически запрещается проводить какие-

либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье

следует немедленно закрыть специальной крышкой.

8.4.2. Ликвидация прихватов

В практике бурения применяется ряд методов ликвидации прихватов

бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием

(многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием

ротором бурильной колонны. Усилие, 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, то

дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под

действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами

(нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

ЕСЛИ, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не

удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой

резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале

расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень

длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной

части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в

скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом

в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.

Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Работа

прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов,

размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных

участков. В зону предполагаемого места прихвата спускается прибор для

получения характеристики намагниченности прихваченных труб.

Производится первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне

прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока

через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на 10

м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 -

20 см.

Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной

индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние

на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На

диаграмме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.

После этого

прихваченную колонну труб

расхаживают

непродолжительное время, при этом металл неприхваченных труб

испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают.

В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не

деформируется.

Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные

метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.

8.4.3. Ловильный инструмент и работа с ним

Под ловильнымй работами понимают совокупность операций,

необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов

до возобновления в нем бурения.

Ловильный инструмент. Для ловильных работ используют специальные

(ловильные) инструменты самых различных типов и назначений.

Остановимся на основных из них.

Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине колонны

бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке

или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а

левые (на левых бурильных трубах) - для извлечения колонны по частям.

Ловильный метчик имеет форму усеченного конуса для врезания в

детали замка бурильных труб при ловильных работах. На верхнем конце

метчика нарезана резьба замка бурильных труб, а на нижнем конце

специальная ловильная резьба (правая или левая).

Колокола служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом

произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за

исключением случаев, когда срыв резьбы возник со стороны ниппеля замка.

Если слом неровный с наличием лент или имеется трещина вдоль трубы,

не перекрываемая колоколом, то для ловли необходимо применять

«сквозной» (открытый) колокол с соответствующим патрубком или трубой.

Для извлечения долота, оставшегося в скважине вследствие отвинчивания

или срыва резьбы, применяют колокол-калибр.

Правые колокола используют при ловле правыми бурильными трубами

всей оставшейся колонны, а левые - при ловле левыми бурильными трубами

для отвинчивания части оставленной колонны.

Колокола изготовляют из кованых заготовок, в верхней части которых

для присоединения к бурильным трубам нарезают резьбу. В нижней части

колокола нарезают внутреннюю ловильную резьбу специального профиля

для захвата бурильных труб при ловильных работах.

Когда конец оставшейся в скважине бурильной трубы в результате

слома оказался неровным и имеются продольные трещины, то применяют

«сквозной» (открытый) шлипс с соответствующим патрубком или трубой для

ловли за первую от сломанного конца муфты или за целую часть трубы.

Шлипс позволяет промывать скважину через захваченную бурильную

колонну. Если не удается поднять оставшуюся часть колонны, шлипс можно

освободить.

Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под

замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя использовать, а

колоколом и метчиком не удается соединиться с оставшейся на забое частью

бурильной колонны и где длина колонны не превышает 400 м и она не

прихвачена.

Овершот представляет собой корпус из толстостенной, обычно

башмачной трубы, внутри которого приклепаны четыре стальные пружины.

Верхние концы пружин отогнуты согласно размеру бурильных труб, для

ловли которых предназначен овершот.

Наружную труборезку применяют в тех случаях, когда освободить

прихваченную бурильную колонну при помощи нефтяных, водяных,

кислотных ванн или торпедированием не удается и оставшиеся в скважине

трубы не искривлены.

Удочку («ерш») используют для извлечения оставленного в скважине

стального каната и каротажного кабеля. Удочку изготовляют наваркой

крючков на стержень или на метчик в шахматном порядке или же из

обсадной трубы, на теле которой делаются вырезы, загибающиеся внутрь.

Запрещается спуск в скважину удочки («ерша») без специального хомута,

ограничивающего пропуск этого инструмента в зону нахождения

оставленного каната или кабеля.

Отводные крючки предназначены для центрирования оставшегося в

скважине конца бурильных труб.

Диаметр (внешний) зева крючка обычно на 52 - 50 мм меньше диаметра

скважины. На внутренней поверхности зева крючка перед спуском в

скважину делают насечки, по сработанности которых судят (после подъема)

о том, как работал крючок, касался он колонны или нет. Применять отводной

крючок разрешается только при свободном дохождении его до «головы»

слома.

Фрезер используют для частичного или полного удаления

металлических выступающих частей или деталей. Работа фрезером

(фрезерование) состоит в разрушении металлического объекта и

превращении его в стружку. Внешняя форма фрезера зависит от его

назначения:

а) фронтального действия: плоский; конический; и цилиндрический;

б) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса, конической,

цилиндрической и цилиндрическо-конической.

в) внутреннего воздействия: цилиндрическо-коническая форма и

комбинированного воздействия.

8.4.4. Ликвидация аварий

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами

Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени

зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении

аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной

скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на

поверхности очищают, промывают и осматривают для выяснения характера

слома. Затем подсчитывают количество свечей, оставшихся в скважине,

определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной

колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.

Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым

мастером под руководством старшего инженера

(мастера) по сложным

работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (разведки,

участка) в зависимости от сложности работ.

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз

общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров.

Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой,

метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся

колонны бурильных труб производить расхаживание и промывку скважины.

Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна

подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного инструмента

осуществлялось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей

бурильной колонной.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли з.а замок, так и за трубу.

Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос,

восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если

колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра,

оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик

покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь

трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного

бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвавшийся конец трубы,

проворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на

'/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной

колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается

окончательно закреплять ло-вильный инструмент на сломе до

восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого

пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При

расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше

допустимых вызывают срыв ловильного инструмента, обрыв бурильных

труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию

восстановить не удается, метчик под натяжкой срывают.

Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению

оставшейся колонны при помощи колокола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят

к центру посредством отводного крючка и лишь после этого спускают

метчик или колокол.

Когда даже после восстановления циркуляции не удается

расхаживанием освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или

принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент

безрезультатны, приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком

или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям

офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают при помощи

наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из скважины

вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей

долот - магнитный фрезер, который спускают в скважину на бурильных

трубах. Не доходя до забоя

6 - 7 м, начинают промывку, вращая ротор на

малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер

собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера

забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое

деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается

подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное

время работать на оставшихся металлических деталях - это в большинстве

случаев приводит к осложнению аварии. Магнитный фрезер используют

также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в

скважину.

Ликвидация аварий с турбобурами

Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются

довольно быстро калибром

(в качестве калибра обычно используется

переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо

специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты,

или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала.

Большие затруднения при турбинном бурении вызывает заклинивание

долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных

труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных

труб соединяются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб

приводит к вращению только корпуса турбобура. Поэтому, прежде чем

отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для

этого необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы.

Забрасывать эти предметы следует с прокачкой бурового раствора для того,

чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину

турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении

бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между

верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопасти,

которые, в свою очередь попадают в следующие ступени и вызывают

заклинивание статоров и роторов.

В случае заклинивания вала в корпусе турбобура долото отбивают так

же, как и в роторном бурении, вращением колонны бурильных труб, так как

при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.

Аварии при бурении одной и той же скважины могут возникнуть при

замене турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диаметров.

Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних

пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного

типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.

Уход в сторону от оставшегося в скважине инструмента. Когда

оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда

на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в

сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места,

где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый

ствол.

Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка,

откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонной ставят

цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол

роторным или турбинным способом, Торпедирование скважин. Работы по

ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают

положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать

колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной

глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на

определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь,

разрушает оставшуюся в скважине колонну.

Для успешного раздробления больших металлических кусков или для

загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со

взрывчатым веществом

(торпеду) устанавливают в непосредственной

близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно

прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд,

опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым

веществом для взрыва.

Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять

торпеду, диаметр которой должен быть на

10 мм меньше диаметра

проходного отверстия бурильных труб. Торпеду нужно взрывать против

муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только

продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся

поднять верхнюю часть бурильной колонны.

Аварии с обсадными трубами

Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами

отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак

колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не

закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился

у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, не

зацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается.

Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину

обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя

часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена

деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и

залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака.

По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую

аварию ликвидируют при помощи пикообразных долот, которыми стремятся

поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно

проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий -

упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При

длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда

совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от

протирания служат предохранительные кольца. Протирание обсадных труб

будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.

Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный

стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений.

Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут

рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же, кроме того, за

трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться

смятием. Во всех этих случаях единственная мера ликвидации аварии- спуск

и цементирование промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра.

8.4.5. Организация работ при аварии

Ловильные работы и ликвидация прихватов - весьма ответственные

операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам

бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с

людьми. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно

известить бурового мастера, а в случае его отсутствия - руководителя участка

или разведки, не приостанавливая проведения первоочередных мер по

ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не

позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план

ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все

мероприятия по ликвидации аварии

(прихвата) необходимо выполнять

быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем

труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные

нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную

колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом,

участвующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться

Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Едиными

техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на

нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

9. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН

9.1. Общие сведения

С углублением ствола скважины по мере необходимости проводят работы по его

креплению. Понятие крепления скважины охватывает работы по спуску в скважину

обсадной колонны и ее цементированию. Спущенная в ствол обсадная колонна

составной элемент конструкции скважины.

В понятие конструкции скважины включают следующие

характеристики: глубину скважины; диаметр ствола скважины, который

можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота,

бурголовки и т. п.), применяемого для бурения каждого отдельного

интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии;

количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска,

протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их

цементирования.

Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с

конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она

должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. достижение

запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса

исследований и работ в скважине.

Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического

разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия

продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо

учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды.

Определяющими факторами являются допустимая протяженность

интервалов, где возможно бурение без крепления, и конечный диаметр

ствола

скважины

или

рекомендуемый

диаметр

последней

(эксплуатационной) колонны.

Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление

стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон

катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных

перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где

геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма

различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их

от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для

извлечения нефти или газа или подачи закачиваемой в пласт жидкости;

создание надежного основания для установки устьевого оборудования.

На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных

колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска:

1 - направление - служит для закрепления устья скважины и отвода

изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему,

обычно спускается на глубину 3 - 10 м;

2 - кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в

интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и

предохранения водоносных горизонтов

- источников водоснабжения от

загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров;

- промежуточная колонна

- служит для изоляции интервалов

слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения; промывочной

жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных

интервалов;

4 - эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине

для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее

спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале

продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или

оснащают фильтром.

5 - потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого

интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает

поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны.

Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то называется «летучкойª.

Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей

длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца

колонны. Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется

опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного

интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не

цементируют.

При бурении скважин на морских акваториях с опорных или плавучих

средств от водной поверхности к донному устью скважины устанавливают,

подвесную водоизолирующую колонну, которая служит для подъема

промывочной жидкости к поверхности и является направлением для

бурильной колонны во время ее спуска в скважину.

9.2. Разработка конструкции скважины

В проекте строительства скважины разработка ее конструкции - очень

ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий

работы и износа колонн за период существования скважины зависит

надежность конструкции. Вместе с тем выбранная конструкция

предопределяет объем работ в скважине и расход материалов и поэтому

существенным образом влияет на стоимостные показатели строительства и

эксплуатации скважины.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем:

определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска

каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров

обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.

Число обсадных колонн определяется на основании анализа

геологического разреза в месте заложения скважины, наличия зон, где

бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа картины изменения

коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а

также накопленного практического опыта проводки скважин. Результаты

изучения конкретной геологической обстановки позволяют сделать выводы о

несовместимости условий бурения и на этом основании выделить отдельные

интервалы, подлежащие изоляции. По имеющимся данным строят график

изменения коэффициента аномальности пластового давления k_a и индекса

давления поглощения k_п с глубиной и на нем выделяют интервалы, которые

можно проходить с использованием раствора одной плотности.

В отдельных случаях, когда имеющихся геологических сведений недостаточно для

обоснования количества колонн и у проектировщиков имеются серьезные опасения, что в

скважине могут возникнуть непредвиденные осложнения, в конструкции первых

поисковых и поисково-разведочных скважин может быть предусмотрена резервная

колонна.

Глубину спуска каждой обсадной колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее

нижний конец находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород

и чтобы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти

гидроразрывы при вскрытии зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) в

нижележащем интервале.

Определив число обсадных колонн и глубину их спуска, приступают к

согласованию расчетным путем нормализованных диаметров обсадных

колонн и породоразрушающего инструмента. Исходным для расчета является

либо диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливают в

зависимости от ожидаемого дебита скважины, либо конечный диаметр

скважины, определяемый размером инструментов и приборов, которые будут

использоваться в скважине.

По расчетному значению внутреннего диаметра в соответствии с

размерами, указанными в ГОСТ 632, подбирают нормализованный диаметр

обсадной колонны. Подобным образом повторяют расчет для каждой

последующей колонны до самой верхней.

Если строительство скважины завершается без спуска обсадной колонны

на конечную глубину, исходным является диаметр долота для конечного

интервала.

9.3. Компоновка обсадной колонны

Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного

номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных

размеров

(комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в

соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее

цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят

дополнительные элементы: башмак, обратный клапан, заливочный патрубок,

упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центраторы (фонари),

скребки.

Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой

(снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения

нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу

скважины в процессе спуска. Используются башмаки различной

конструкции: простейшая представляет собой короткий отрезок стальной

толстостенной трубы с фасками (наружной и внутренней) на нижнем торце.

Такие башмаки устанавливают на обсадных колоннах большого диаметра,

начиная с 351 мм.

Обычно в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет

конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуриваемого

материала: бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные. Благодаря

своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны на участках искривления

ствола. В самом кольце башмака или в направляющей пробке делают боковые отверстия,

через которые цементный раствор закачивается в затрубное пространство.

Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на

одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков,

включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия

пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны.

В зависимости от конструктивных особенностей обратные клапаны

могут выполнять дополнительные функции: дифференциальный клапан при

спуске колонны допускает регулируемое частичное заполнение обсадной

колонны жидкостью, обратные клапаны типа ЦКОД допускают постоянное

заполнение колонны и срабатывают после введения дополнительного

запорного элемента (шарика) и т. п.

Выбор конструкции клапана зависит от конкретных условий в скважине,

и прежде всего от опасности проявлений и наличия зон поглощения.

Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком

(ниже обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной

около

1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они

соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной

колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора

в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.

Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливают в обсадной колонне на

20 - 30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит

для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого

чугуна, иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента.

Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если

предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в

нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное

пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты

определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.

Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания

надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер

устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных

пород. В большинстве конструкций пакеров надежная изоляция достигается

деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его

смыканием со стенками ствола скважины. По способу перевода в рабочее

состояние трубные пакеры подразделяются на гидравлические (пакеры ППГ,

ПДМ и ПГБ-250 конструкции ВНИИБТ) и механические (конструкции,

разработанные в объединениях «Краснодар-нефтегаз», «Куйбышевнефтегаз»

и др.). В гидравлическом пакере под уплотнительный элемент поступает

жидкость, вызывая его деформацию в поперечном размере. В механическом

пакере эластичный элемент деформируется за счет разгрузки на него части

веса самой обсадной колонны.

Несколько отличается от других пакер-фильтр ПФМ конструкции

ТатНИПИнефти, не имеющий упругих элементов. На рабочей поверхности

пакера установлен фильтр. Полость под фильтром сообщается с внутренним

пространством обсадной колонны через отверстия с находящимися в них

шариковыми обратными клапанами. После закачки цементного раствора в

затрубное пространство колонна разгружается от внутреннего давления. За

счет избытка наружного давления на фильтре происходит интенсивное

отфильтровывание жидкой фазы из цементного раствора внутрь колонны.

Обезвоженный цементный раствор в зазоре между фильтром и колонной в

короткий срок схватывается и образует плотный поясок из цементного

камня, препятствующий перетоку в начальный период схватывания цемента

за колонной.

Центраторы

(«фонари») устанавливают на обсадной колонне для

поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и

создания благоприятных условий для равномерного распределения

цементного раствора по кольцевому зазору. Как считают некоторые

исследователи, центраторы также способствуют снижению сил трения при

спуске колонны и более полному замещению цементным раствором

жидкости, находившейся в затрубном пространстве. Как правило, применяют

пружинные центраторы, при использовании которых центрирование колонны

в стволе скважины осуществляют с помощью пружинных арочных планок,

концы которых закреплены на кольцах-обоймах. По конструкции колец

центраторы подразделяют на разъемные (ЦПР конструкции ВНИИБТ, ЦЦ

конструкции ВНИИКРнефти) и неразъемные (ФП конструкции ГрозНИИ).

Кольцо-обойма состоит из двух шарнирно соединенных половинок.

Такой центратор легко надевается на обсадную трубу над устьем скважины

при спуске колонны. У неразъемных центраторов кольца-обоймы целые, они

должны быть предварительно надеты на трубу. Продольное перемещение

центраторов по трубе ограничивается стопорным кольцом, которое

располагается между кольцами-обоймами.

Эффект центрирования зависит от правильности выбора интервала

установки центраторов по стволу и расстояния между цент-раторами на

колонне. Центраторы размещают на наиболее ответственных участках

колонны, где надежность изоляции имеет очень большое значение (интервал

продуктивного горизонта и его кровли, низ обсадной колонны и т. п.).

Расстояние между центраторами может быть вычислено по методике

ВНИИБТ или ВНИИКРнефти

Скребки устанавливают на обсадной колонне для удаления глинистой

корки со стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного

камня со стенками ствола скважины. Известны две разновидности

конструкции скребков - круговые и прямолинейные.

9.4 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ

КОЛОННЫ. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Крепление некоторого интервала ствола скважины обсадной колонной с

последующим ее цементированием - весьма важный и ответственный этап в строительстве

скважины. От качества проведения этих работ в значительной степени зависит успешное

выполнение последующих работ в скважине, ее надежность и долговечность.

Весь комплекс подготовительных мероприятий нацелен на то, чтобы

спуск обсадной колонны проходил без вынужденных остановок и перерывов,

во время спуска обсадная колонна не подвергалась непредвиденным

перегрузкам, опасным с точки зрения ее целостности и нарушения профиля

труб, и чтобы в скважину не попали трубы с дефектами, которые могут

повлечь нарушение целостности обсадной колонны или потерю

герметичности.

Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку

обсадных труб, бурового оборудования и самой скважины.

Подготовка обсадных труб

В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления

и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения

работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на

буровой.

При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно

подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний

и обследований:

· гидравлические испытания на заводах-изготовителях;

· обследование наружного вида обсадных труб, проверку резьб и

шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубно-

инструментальной базе бурового предприятия (УБР);

· гидравлические испытания обсадных труб на трубно-

инструментальной базе бурового предприятия (УБР), в отдельных

случаях испытания труб можно проводить непосредственно на

буровой;

· визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер

длины каждой грубы;

· шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем

скважины во время спуска обсадной колонны.

Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит

гидравлические испытания обсадных труб. По действующим инструкциям

испытывать необходимо все трубы диаметром до 219 мм включительно и

50%, труб диаметром свыше 219 мм. Каждая труба поступает на испытание с

навинченной и закрепленной муфтой.

Под давлением труба должна находиться не менее 10 с. Обсадная труба

признается годной, если на ее внешней поверхности не обнаруживается

никаких следов проникновения влаги изнутри.

На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы,

прошедшие осмотр и инструментальный контроль, подвергают

гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Предельное давление

при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных

давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно

превышать ожидаемое внутреннее избыточное давление на 5 - 20 %. Но при

этом давление испытания не должно превышать допустимых значений.

Трубу выдерживают под максимальным давлением не менее 10 с и слегка

обстукивают ее поверхность вблизи муфты. Труба признается годной, если

не обнаруживается никаких следов проникания влаги изнутри. У прошедшей

испытания трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают

специальные предохранительные колпаки для их защиты от повреждения при

транспортировке на буровую.

Подготовка бурового оборудования

Обеспечить безотказную работу бурового оборудования и создать

наиболее благоприятные условия для буровой бригады на период спуска

обсадной колонны - таковы основные задачи подготовки оборудования.

Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый

инструмент и материалы.

Буровая бригада совместно с представителями механической службы

проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на

надежность крепления и исправность буровой лебедки и ее тормозной

системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные

детали, проверяют состояние вышки и талевой системы, в случае

необходимости осуществляют переоснастку талевой системы для повышения

ее грузоподъемности. На высоте 8 - 10 м от пола на вышке устанавливают

передвижную люльку для рабочего, который будет занят центрированием

верхнего конца наращиваемой обсадной трубы. Проверяют состояние

контрольно-измерительных приборов на буровой.

Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инструмент,

который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой,

вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил.

Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают

дополнительные светильники.

В подготовительный период на буровую доставляют достаточное

количество

(с

резервом) дополнительного инструмента, который

понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят

специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по

секциям в порядке их спуска. На каждый комплект предусматривается резерв

в количестве 5 %, от метража труб.

Подготовка ствола скважины

Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны,

предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды

работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности

геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии

ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны

(посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов,

по данным кавернометрии и инклинометрии.

Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске

бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов,

участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в

подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В

скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с

жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают

выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи

40 м/ч.

Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается

во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в

прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В

сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до 20 -

25 м/ч.

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого

из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне

бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину

закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных

труб.

Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до

полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая

продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце

промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит

и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны.

При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной

его длине контролируют протяженность ствола скважины.

Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной

колонны в скважину.

Спуск обсадной колонны

Последовательность спуска секций в скважину и использование

вспомогательных элементов

(центраторы, скребки, турбулизаторы и др.)

определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в

индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию,

который разрабатывается технологическим или производственно-

технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий

контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с

планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий

башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все

элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием

твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного

клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность

работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности

посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата,

который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к

устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их

шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический

шаблон.

Условный диаметр обсадной трубы, мм

««««... 114 - 219,

245 - 340,

407 - 508

Длина шаблона, мм «««««««««««««««..150, 300

Разница между внутренним номинальным

диаметром трубы и наружным диаметром шаблона, мм

3, 4, 5.

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и

выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем

скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают

предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних

труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения

их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой

наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности

стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и

общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения,

возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и

их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10 - 20 труб

доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить

смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью

цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки

необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн.

Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки,

состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн

секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы,

обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней,

спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного

раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн

секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом

оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования.

Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность

нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается

суммарная продолжительность работ по креплению скважины.

9.5. Общие сведения о цементировании скважин

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин

завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в

значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением

пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки

тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной

колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала,

образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку

в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для

обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно

прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление

(адгезию) с

поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие

требования к цементному камню обусловливаются многообразием его

функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и

стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных

нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение

распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием

высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве

горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия

пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются

неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому

к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия

отрицательных факторов.

Цементирование включает пять основных видов работ:

приготовление тампонажного раствора,

закачку его в скважину,

подачу тампонажного раствора в затрубное пространство,

ожидание затвердения закачанного материала,

проверку качества цементировочных работ.

Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим

расчетом.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются

схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и

особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта

подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:

раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны,

проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство,

распространяясь снизу вверх

(по аналогии с промывкой называется

цементированием по прямой схеме);

тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное

пространство, по которому он перемещается вниз

(цементирование по

обратной схеме).

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по

прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное

пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется

одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна

на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями

(заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в

затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ

цементирования

называется

многоступенчатым

(многоцикловым).

Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две

ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить

проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны,

расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в

затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной

колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются

также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку

тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на

которой спускают секцию или потайную колонну.

В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не

вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым

давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием

нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по

более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь

временную и довольно слабую изоляцию.

Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться

задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины

мощностью не менее 2,5 - 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в

виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в

затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой

перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю

трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой

вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с

поверхности жидкости.

Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после

завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть

освобождена и извлечена для последующего использования.

Цементирование скважин является сложной инженерной задачей,

требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин.

Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко

увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.

Существующая

отечественная

цементировочная,

техника,

технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить

качественное крепление скважин при выполнении следующих условий:

Неуклонного выполнение требований технологического регламента

крепления скважин;

Соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригадой;

Высокой квалификации тампонажной бригады;

Использование качественных тампонажных материалов;

Составления паспортов крепления скважин с учетом полного

фактора горно-геологических условий крепления;

При существующей технике и технологии крепления скважин

повышения качества цементирования возможно за счет:

получения и использования достоверной геофизической информации

по состоянию ствола скважины;

правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения с

целью уменьшения кавернообразования;

правильного выбора буферной жидкости;

обеспечения турбулентного режима течения тампонажного раствора

в затрубном пространстве при закачке;

жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении

всего периода цементирования;

использования

высокоэффективного

селективно-манжетного

цементирования при цементировании водоплавающих залежей и

малой мощностью непроницаемых глинистых перемычек;

очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола

скважины струйными кольмататорами.

9.6. Осложнения при креплении скважин

Основные осложнения при креплении скважин следующие:

недоподъем тампонажного раствора;

межпластовые перетоки;

флюидопроявления;

недоспуск колонн.

Если недоподъем раствора или недоспуск колонн в целом связан с

нарушение технологического регламента при креплении, то межпластовые

перетоки и флюидопроявления требуют изменения технологии крепления

скважин и применение других тампонажных материалов, повышения

качества геофизического исследования скважин.

Анализ осложнений показывает, что вследствие неправильного определения ВНК

около 38% скважин содержит обводненную продукцию; 29 % осложнений связано с

поглощением тампонажного раствора и как следствие недоподъемом цементного

раствора, на межпластовые перетоки приходится около 15-25%, флюидопроявления - 5 %

и 5-13 % связано с недоспуском колонн.

Восстановление герметичности заколонного пространства требует

значительных затрат.

Так, например, затраты на ликвидацию межпластовых перетоков

составляют в среднем 15% от стоимости скважины при продолжительности

ремонтных работ превышающих время строительство самой скважины. Все

указанные выше причины некачественного крепления скважин резко

снижают их долговечность.

Производственный опыт показывает, что при долговечности скважин Т_с

= 10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет -

25-50 5, и при Т_с ≥30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим качество

крепления скважин имеет актуальное значение.

9.7. Факторы, влияющие на качество крепления скважин

Природная группа факторов: термобарические условия в скважине,

тектонические нарушения, ФЕС коллектора и степень его неоднородности,

положение продуктивных пластов по отношению к подошвенным и

пластовым водам.

Влияние природных факторов оценено в настоящее время неполно в

следствии сложности моделирования процессов, отсутствия аппаратуры и

соответствующих методик.

Технико-технологические факторы:

состояние ствола скважины (интервалы проявлений и поглощений,

кавернозность,

кривизна и перегибы ствола, толщина

фильтрационной корки);

конструкция обсадной колоны и состав технологической оснастки

(величина зазора, длина и диаметр колонн, расстановка

технологической оснастки);

тампонажные материалы

(состав, физико-механические свойства

коррозийная устойчивость тампонажного раствора (камня);

технологические параметры цементирования (объем и вид буферной

жидкости, скорость восходящего потока, соотношения между

реологическими показателями и плотностью вытесняемой и

вытесняющей жидкостей, расхаживание и вращение колонн);

уровень технической оснащенности процесса цементирования.

Организационные факторы:

уровень квалификации членов тампонажной бригады;

степень соответствия процесса цементирования технологическому

регламенту;

степень надежности цементировочной схемы.

Действие температур

Рост температуры с 20 до 75ºС обеспечивает увеличение прочности

цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение

температуры до 110ºС приводит к снижению прочности с одновременным

увеличением проницаемости цементного камня. Другой причиной

увеличения проницаемости цементного камня является усадка в процессе

твердения, вследствии содержания в портландцементе до

% оксида

кальция и последующего его выщелачивания гидрооксида кальция при его

взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами.

На месторождении с АВПД наиболее опасны заколонные

нефтегазопроявления. Для их предупреждения необходимо:

закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного

раствора, отличающихся по времени схватывания на

2ч,

обеспечивающее быстрое твердение нижней части столба

цементного раствора и исключающее прорыв газа;

создание в затрубном пространстве избыточного давления сразу

после окончания цементирования;

увеличение плотности бурового раствора до возможно максимальной

величины;

использование многоступенчатого цементирования;

увеличение плотности жидкости затворения;

использование седиментационно устойчивых тампонажных

материалов с ускоренным сроком схватывания;

создание плотной баритовой пробки, размещаемой между верхней и

нижней порциями тампонажного раствора. Осаждение барита в

период ОЗЦ приводит к образованию непроницаемой перегородки.

Расположение продуктивного пласта

При расстоянии между продуктивным и напорными горизонтами менее

10 метров приводит к преждевременному обводнению скважин, число таких

скважин достигает 30 %.

Цементное кольцо выдерживает перепад давления до

10 МПа при

толщине разобщающей перемычки более 5 м, при толщине такой перемычки

меньше указанной величины необходима установка заколонных пакеров.

Эффективность крепления с использованием от одного до четырех

пакеров показал опыт работ на Самотлорском, Федоровском, Суторминском

и Лянторском месторождениях.

Процесс цементирования с использование пакеров предусматривает

расширения уплотни тельного рукава пакера с герметизацией затрубного

пространства перед открытием циркуляционных отверстий, через которую

цементирую колонну выше пакера.

Практика применения заколонных пакеров показала, что их применение

эффективно, если расстояние перфорации до водоносного пласта 3 м, а

диаметр каверн не превышает 0,25 м.

При толщине разобщающей перемычки 3 м возникают сложности с

установкой пакера, т.к. существующие методы контроля не обеспечивают

точную установку пакера, обусловленные тем, что довольно трудно

подсчитать удлинение колонны под действием растягивающих нагрузок и

температуры, а также разного характера деформации при удлинении

каротажного кабеля и бурильных труб. В среднем удлинение

эксплуатационной колонны Ø 146 мм достигает 1 м на каждые 1000 метров.

Наибольшую сложность при качественном креплении скважин

представляют тонко переслаивающие пласты с внутрипластовыми водами. В

этом

плане

заслуживает

внимание метод

основанный на

разнопьезопроводности водных и нефтяных пластов отличающихся друг от

друга в 50 раз.

Для реализации этого метода в скважине после закачки расчетного

количества тампонажного раствора плавно повышают давление над пластом

путем частичного перекрытия заколонного пространства. Затем резко

сбрасывают давление и оставляют на 0,3 ч. Через 1 мин. после сброса

давления радиус гидродинамического возмущения в нефтяном пласте

составил 2,8м, тогда как в водоносном - 21,5 м, если обусловило поступление

цементного раствора в водоносные пропластки.

Технико-технологические факторы

Одна из основных причин неудовлетворительного цементирования

- наличие

толстой фильтрационной корки на стенках скважины и обсадных труб. Тампонажный

раствор в турбулентном режиме способен вытеснять до 95 % бурового раствора, но

неспособен удалить глинистую корку. Доказано, что даже при скорости 3 м/с глинистая

корка не удаляется. При механической очистки с помощью скребков иногда случаются

поглощения или прихваты колонн, поэтому заслуживают внимание рекомендации не

очищать корку, а упрочнять ее путем химической обработки или применения

тампонажных растворов на полимерной основе, фильтрат которых способен

отверждаться, упрочняя при этом корку. Однако такая технология не приемлема в ПЗП.

Кривизна и перегибы ствола

Качественное крепление наклонно-направленных скважин осложняется тем,

что ствол всегда осложнен перегибами, желобными выработками, кавернами,

осадками твердой фазы на нижней стенке ствола.

Указанные причины не позволяют качественно вытеснять буровой

раствор, и даже применение центраторов не гарантирует соприкосновение

обсадной колонны со стенками скважин с оставлением протяженных

«защемленных» зон бурового раствора.

С отфильтровыванием части жидкости затворения в проницаемые

породы и усадкой цементного камня связано возникновение

микрозазоров размером 0,07-0,14 мм.

Существенное влияние оказывает изменение давления за колонной в

процессе ОЗЦ, связанное с опережающим схватыванием цементного

раствора против хорошо проницаемых пластов.

Отрицательное влияние оказывает подогрев продавочной жидкости,

воды затворения и тампонажного раствора. Для предупреждения

возникновения осложнений рекомендуется использовать незамерзающие

продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы с

пониженным водоцементным отношением.

Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:

снижения давления до атмосферного сразу после продавливания

раствора;

ограничение мощности залпа перфоратора до 10 отверстий на 1 м,

при большей мощности нарушается контакт на длине 10 м. и более,

при этом давление в скважине при взрыве 10 зарядов ПСК 80

составляет 83,3 МПа, а при взрыве 58 зарядов ПСК - 105 - 278 МПа;

использование расширяющихся тампонажных материалов;

опрессовка колонн сразу после окончания цементирования;

установка пакеров;

использование для разбуривания цементного камня лопастными

долотами.

Ликвидация таких зон возможных воздействием на них высоконапорных

струй жидкости или использование эксцентриковых устройств.

Вращение и расхаживание колонны

В большинстве случаев эти технологические операции не проводятся

вследствие отсутствия соответствующего оборудования, а также

недостаточной прочности колонн. Для обеспечения безаварийного

расхаживания прочность колоны должны рассчитываться с коэффициентом

запаса прочности на растяжении равным 1,6 (без учета плавучести). Эффект

вращения существенен при частоте вращения до 35 об/мин. При скорости

подъема 0,2-0,3 м/с, и плавного спуска без рывков при скорости 0,4-0,5 м/с

перед остановкой опасения разрыва обсадной колонны не обоснованы.

Эффективность цементирования при расхаживании и вращении колонны

увеличивается на 15-20 %, успешность на 90 %. Не рекомендуется вращение

и расхаживания колонны при осложнениях ствола вызванных сужениями,

резкими перегибами, большими азимутальными углами искривления,

использовании утяжеленного бурового раствора.

Характеристика контакта цементного камня с колонной

Нарушение герметичности контакта - главная причина межпластовых

перетоков. Причинами нарушения являются:

избыточное давление в колонне в период ОЗЦ;

состояние наружной поверхности обсадной колонны;

вторичное вскрытие пласта взрывными перфораторами.

Качество формируемого цементного камня

Важным условием надежного разобщения пластов является предупреждение

фильтрации пластового флюида через поровое пространство твердеющего раствора. Для

этих целей используются:

цементно-смолистая композиция (ЦСК) с добавкой смолы ТЭГ-1,

обеспечивающих

качество

цементирования

близкорасположенными водоносными объектами;

цементно-латексный

раствор

стабилизированного

ПАВ,

обладающего повышенным (более чем в 3 раза) сопротивлением к

гидравлическому разрыву, пригодным для крепления проницаемых

горных пластов и пластов с внутрипластовыми водяными

пропластками.

Буферные жидкости

Для повышения степени заполнения заколонного пространства

тампонажным раствором важен правильный выбор типа и объема буферной

жидкости.

Объем буферной жидкости для эффективной очитки затрубного пространства

зависит от времени контакта и определяется как произведение:

V S

V

t

б.ж

з.п

где S_з.п. - площадь затрубного пространства, м²;

Vв.п. - скорость восходящего потока, м/с (Vв.п. ≥ 1 м/с);

t - время контакта, с (t=420-480 с).

Время контакта играет существенную роль в эффективности

цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество

цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное

цементирование.

Полноту вытеснения бурового раствора можно существенно увеличить,

если в качестве буферной жидкости использовать нефть или дизельное

топливо.

Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8

мм в количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при

низких скоростях движения.

Технологические параметры цементирования

Определяющим фактором полноты замещения жидкостей в затрубном

пространстве является - скорость восходящего потока и режим его течения.

Последний оценивается обобщающим параметром Рейнольдса R_e*.

Высокая степень вытеснения может быть достигнута и при низких

скоростях течения при условии определенного соотношения реологических

параметров контактирующих жидкостей. Турбулентный режим потока

возможен при условии:



 0,25

кр



где τ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па;

ρ - плотность раствора, г/см³ .

При меньшем значении скорости потока существует струйный режим.

Существенное значение на степень вытеснения играет эксцентричность

колонн, в наклонной под углом 30˚ скважине даже при скорости восходящего

потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4-0,7

м/с площадь цементного кольца составляет всего 40%.

Лучшее вытеснение бурового раствора происходит при меньшей

разнице плотностей растворов, но при большей скорости закачивания

тампонажного раствора.

Технологическая оснастка

Качество работ значительно повышается при совместном использовании

центраторов и скребков.

В этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.

Если вследствие деформации диаметр центраторов уменьшается до

диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и

образование застойных зон предупреждается при коэффициенте

кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличения степени

замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких

скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.

Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и

повышения их жесткости предложена конструкция центратора-

турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки

относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные

стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.

На практике число элементов технологической оснастки не превышает

50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза

больше.

9.8. ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического

опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На

современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения

цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования.

В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от

конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала,

горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта

проведения цементировочных работ в данном районе.

Применяемая технология должна обеспечить:

цементирование предусмотренного интервала по всей его

протяженности;

полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором

в пределах цементируемого интервала;

предохранение тампонажного раствора от попадания в него

промывочной жидкости;

получение цементного камня с необходимыми механическими

свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение

хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками

скважины.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий

прежде всего подбирают такой способ который должен обеспечить подъем

тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего

предусмотренного интервала

(а если есть необходимость, то и защиту

некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора),

предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной

жидкости при движении по обсадной колонне.

Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при

турбулентном режиме

(98%), худшие показатели

(42%) дает струйный

режим.

Для наиболее полного замещения промывочной жидкости

рекомендуется ряд мероприятий:

тщательное регулирование реологических свойств промывочной

жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью

снижения вязкости и статического напряжения сдвига до

Рис.

9.1. Схема этапов выполнения одноциклового цементирования обсадной

колонны:

I. - начало подачи цементного раствора в скважину; II - подача закачанной порции

цементного раствора по обсадной колонне; III

- начало продавки в затрубное

пространство; IV - окончание продавки.

1 - манометр; 2 - цементировочная головка; 3 - верхняя пробка; 4 - нижняя пробка;

5 - цементируемая обсадная колонна; 6 - стенки скважины; 7 - стоп-кольцо; 8 -

продавочная жидкость; 9 - буровой раствор; 10 - цементный раствор

минимально допустимых значений;

нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со

скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим;

применение соответствующих буферных жидкостей на разделе

промывочной жидкости и тампонажного раствора;

расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче

тампонажного раствора в затрубное пространство;

применение полного комплекса технологической оснастки обсадной

колонны.

При разработке технологии подбирают тампонажный материал,

рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и

продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность

цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для

формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной

прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа - часть 4