Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт недропользования

Кафедра нефтегазового дела

Поглощение бурового раствора

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе по дисциплине

«Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»

Иркутск 2011 г.

СОДЕРЖАНИЕ

• ЧАСТЬ ПЕРВАЯ
• 1.1 Построение графика совмещённых давлений
• 1.2 Глубины спуска и диаметры обсадных колон
• 1.3 Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости
• 1.4 Расчёт необходимого расхода бурового раствора
• ЧАСТЬ ВТОРАЯ
• 2.1 Выбор гидравлической программы промывки скважины
• ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ
• 3.1 Вскрытие солевых отложений
• 3.2 Обвалы. Неустойчивые, склонные к обрушению породы
• 3.3 Аварии с долотами
• БИБЛИОГРАФИЯ

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

1.1 Построение графика совмещённых давлений

Выбор конструкции скважины является одним из наиболее ответственных в комплексе вопросов, решаемых при проектировании строительства нефтяных и газовых скважин. Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: предполагаемого дебита, наличия в разрезе неустойчивых или легко размываемых, а также многолетнемерзлых горных пород, распределение давлений по стволу скважины, профиля проектируемой скважины, необходимости установки противовыбросового оборудования.

Для того чтобы наглядно определить распределение давлений по стволу скважины, а также выявить интервалы несовместимые по условиям бурения, строится график совмещенных давлений.

5

График совмещенных давлений

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.2 Глубины спуска и диаметры обсадных колонн

В связи с наличием интервалов возможных осложнений, проектируем спуск кондуктора на глубину 600м. Исходя из геологических характеристик и графика совмещённых давлений, запроектирована следующая конструкция скважины:

Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну

Данные расчётов сведены в табл. 1

Таблица 1

Номер колон ны в поряд ке спуска	Название колонны	Интервал спуска, м	Номиналь ный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номиналь ный наруж ный диаметр обсадных труб, мм	Макси мальный наружный диаметр муфты, мм
1 2 3 4	Направление Кондуктор Техническая Хвостовик	0 - 50 0 - 600 0 - 2180 2080-2445	324 245 178 114	323,9 244,5 168,3 98,3	351,0 269,9 187,7 124,5

1.3 Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры. При выборе типа бурового промывочного раствора ставится цель достичь такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения. Буровой раствор выбирают с учётом классификации горных пород по их устойчивости при бурении, по механизму нарушения невозмущенного состояния.

Для поддержания стабильности бурового раствора, а также для предупреждения загрязнения нефтеносных пластов и сохранения естественных коллекторских свойств фильтрация при бурении под эксплуатационную колонну не должна превышать 4 - 6 см³/30 мин.

Содержание песка не должно превышать 1 %. Водородный показатель в пределах pH=7 - 8.

Рассчитанные параметры бурового раствора сведены в табл. 2

Параметры бурового раствора

Таблица 2

Интервал бурения, м	Плотность бур. раствора, г/см3	СНС1, дПа	СНС10, дПа	УВ,сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	П, %
от	до
0	30	0,93	17	36	24	8	8	1
50	600	1,05	17	36	24	8	8	1
600	2650	1,26	7	18	23	4-6	7-8	1

1.4 Расчёт необходимого расхода бурового раствора

Исходя из полученных результатов расчетов расходов промывочной жидкости по различным методикам и принимая во внимание геологическое строение разреза скважины, а также опыт бурения на данном месторождении, проектом приняты следующие расходы. Значения расходов бурового раствора по интервалам бурения сведены в табл. 3.

Расхода бурового раствора.

Таблица 3

Интервал, м	Расход промывочной жидкости, м3/сек
от	до
0	30	0,059
30	600	0,059
600	2650	0,029

скважина бурение промывка авария

ЧАСТЬ ВТОРАЯ

2.1 Выбор гидравлической программы промывки скважины

Целью составления гидравлической программы бурения является, определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку буровых долот при соблюдении требований и ограничений обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого оборудования и инструмента.

Расчет производится по методике,

Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины L, м 2650.

Удельный вес разбуриваемых пород q_ГП, Н/м³ 2,4·10⁴.

Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005.

Момент ГЗД, необходимый для разрушения породы, М_Р Н·м 3885.

Реологические свойства жидкости:

- динамическое напряжение сдвига _О, Па 20

- пластическая вязкость , Па·с 0,027

Удельный вес бурового раствора q, Н/м³ 1,1·10⁴

Тип бурового насоса УНБ 600

Число буровых насосов 1.

Номинальный расход насоса Q_Н,м³/сек 0,029

Номинальное рабочее давление Р_Н, МПа 21,6

Элементы бурильной колонны

УБТ - 178x90:

длина l₁,м 87;

наружный диаметр dн₁, м 0,178;

внутренний диаметр dв₁, м 0,090.

УБT - 146x74:

длина l₂, м 8;

наружный диаметр dн₂,м 0,146;

внутренний диаметр dв₂, м 0,074.

ТБПВ:

длина l₃, м 300;

наружный диаметр dн₃,м 0,127;

внутренний диаметр dв₃, м 0,107;

наружный диаметр замкового соединения dз₃, м 0,170.

ЛБТ:

длина l₄, м 2248;

наружный диаметр dн₄, м 0,147;

внутренний диаметр dв₄, м 0,125;

наружный диаметр замкового соединения dз₄, м 0,172.

Элементы наземной обвязки:

Условный диаметр стояка, м 0,140.

Диаметр проходного сечения, м:

бурового рукава 0,100;

вертлюга 0,75;

ведущей трубы 0,85.

1. Определяем потери давления в бурильных трубах. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rекр=2100+7,3·((q·dв²·_О)/10·²)^0,58. (61)

В ЛБТ: Rекр = 2100+7,3·((1,1·10⁴ ·0,125²·20)/ 10·0,027²) ^0,58 = 16355;

В ТБПВ: Rекр = 2100+7,3·((1,1·10⁴ ·0,107²·20)/ 10·0,027²) ^0,58 = 14002;

В УБТ-178: Rекр = 2100+7,3·((1,1·10⁴ ·0,090²·20)/ 10·0,027²) ^0,58 = 11838;

В УБТ-146: Rекр = 2100+7,3·((1,1·10⁴ ·0,074²·20)/ 10·0,027²) ^0,58 = 9860.

2. Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rеm=(4·q·Q)/(10··dв·). (62)

В ЛБТ: Rеm = (4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·0,125·0,027) = 12041;

В ТБПВ: Rеm = (4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·0,107·0,027) = 14066;

В УБТ-178: Rеm = (4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·0,090·0,027) = 16723;

В УБТ-146: Rеm = (4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·0,074·0,027) = 20339.

В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm < Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а вУБТ-178 и УБТ-146 Rеm > Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха.

3. Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ЛБТ и ТБПВ по формуле:

Sт=(·_О·dв²)/(4··Q). (63)

В ЛБТ: Sт = (3,14·20·0,125²)/(4·0,027·0,029) = 313;

В ТБПВ: Sт = (3,14·20·0,107²)/(4·0,027·0,029) = 230.

4. Определив значение Sт, по рис. 6.7 определяется значение коэффициента : для ЛБТ - 0,83; для ТБПВ - 0,81.

5. Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:

Рт=(4·_О·l)/(·dв), МПа. (64)

В ЛБТ: Рт=(4·20·2248)/(0,83·0,125) = 1,7 МПа.

В ТБПВ: Рт=(4·20·300)/(0,81·0,107) = 0,28 МПа.

6. Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

=0,1·(1,46·К/dв+100/ Rеm), (65)

где К-коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10^-4, м.

В УБТ-178: = 0,1·(1,46·3,0·10^-4/0,090+100/16723)^0,25 = 0,03227.

В УБТ-146: = 0,1·(1,46·3,0·10^-4/0,074+100/20339)^0,25 = 0,03226.

7. Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

Р_Т=(·0,8·q·Q²·l)/( ²·dв⁵), МПа. (66)

В УБТ-178: Р_Т=(0,03227·0,8·1,1·10⁴·0,029²·87)/( 3,14²·0,090⁵)=0,35 МПа.

В УБТ-146: Р_Т=(0,03226·0,8·1,1·10⁴·0,029²·8)/( 3,14²·0,074⁵)=0,087 МПа.

8. Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:

Р_Т = 0,35+0,087+0,28+1,7 = 2,417 МПа.

Местными потерями давления в приварных замках ТБПВ пренебрегают, так как потери не значительны

9. Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

Р_О=(а_С+а_Р+а_В+а_К) ·q·Q² МПа, (67)

где а_С=0,4, а_Р=0,3, а_В=0,3, а_К=0,4 - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки, см.табл. 6.1

Р_О = (0,4+0,3+0,3+0,4)·10⁵·1,1·10⁴·0,029² = 1,3 МПа.

10. Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:

Rекр=2100+7,3·((q·(dс-dн)²·_О)/10·²)^0,58, (68)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0 - 600 м:

Rекр = 2100+7,3·((1,1·10⁴ ·(0,2953-0,147)²·20)/ 10·0,027²)^0,58 = 19480.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 600 - 2248 м:

Rекр = 2100+7,3·((1,1·10⁴ ·(0,2159-0,147)²·20)/ 10·0,027²)^0,58 = 9243.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Rекр = 2100+7,3·((1,1·10⁴ ·(0,2159-0,127)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=11700.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rекр=2100+7,3·((1,1·10⁴ ·(0,2159-0,146)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=9363.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rекр=2100+7,3·((1,1·10⁴ ·(0,2159-0,178)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=5671

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rекр=2100+7,3·((1,1·10⁴ ·(0,2159-0,195)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=3890.

11. Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле:

Rеm=(4·q·Q)/(10··(dс+dн)·). (69)

За ЛБТ (0-600м):

Rеm=(4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·(0,2953+0,147)·0,027)=3403.

За ЛБТ (600-2248м):

Rеm=(4·1,1·10⁴ ·0,029)/(31,4·(0,2159+0,147)·0,027)=4147.

За ТБПВ:

Rеm=(4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·(0,2159+0,127)·0,027)=4389.

За УБТ-146:

Rеm=(4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·(0,2159+0,146)·0,027)=4159.

За УБТ-178:

Rеm=(4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·(0,2159+0,178)·0,027)=3821.

За ГЗД:

Rеm=(4·1,1·10⁴ ·0,029)/(10·3,14·(0,2159+0,195)·0,027)=3663.

12. В затрубном пространстве Rеm < Rекр, значит движение бурового раствора происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана:

S_КП = (·_О·(dс-dн)²·(dс+dн))/(4··Q). (70)

За ЛБТ (0-600м): S_КП=(62,8·(0,2953-0,147)²·(0,2953+0,147))/(0,006372)=95,87.

За ЛБТ (600-2248м): S_КП=(62,8·(0,0689)²·(0,3629))/(4·0,027·0,029)=34,54.

За ТБПВ: S_КП=(3,14·20·(0,2159-0,127)²·(0,2159+0,127))/(0,003132)=54,34.

За УБТ-146: S_КП=(3,14·20·(0,2159-0,146)²·(0,2159+0,146))/(0,003132)=35,46.

За УБТ-178: S_КП=(3,14·20·(0,2159-0,178)²·(0,2159+0,178))/(0,003132)=11,34.

За ГЗД: S_КП=(3,14·20·(0,2159-0,195)²·(0,2159+0,195))/(0,003132)=3,6.

13. Определив значение S_КП, по рис. 6.7 определяется значение коэффициента _КП: для ЛБТ на интервале 0-600 м - 0,9; для ЛБТ на интервале 600-2248 м - 0,57; для ТБПВ - 0,73; для УБТ-146 - 0,6; для УБТ-178 - 0,34; для забойного двигателя - 0,16.

14. Вычисляются потери давления в затрубном пространстве по формуле:

Р_КП=(4·_О·l)/(_КП·(dс-dн)) МПа. (71)

За ЛБТ (0-600 м): Р_КП = (4·20·600)/(0,9·(0,2953-0,147)) = 0,4МПа.

За ЛБТ (600-2248м): Р_КП = (4·20·1648)/(0,57·(0,2159-0,147)) = 3,36МПа.

За ТБПВ: Р_КП = (4·20·300)/(0,73·(0,2159-0,127)) = 0,37МПа.

За УБТ-146: Р_КП = (4·20·8)/(0,6·(0,2159-0,146)) = 0,015МПа.

За УБТ-178: Р_КП = (4·20·87)/(0,34·(0,2159-0,178)) = 0,54МПа.

За ГЗД Р_КП = (4·20·6,5)/(0,16·(0,2159-0,195)) = 0,156МПа.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве составят:

Р_КП = 0,4 + 3,36 + 0,37 + 0,015 + 0,54 + 0,156 = 4,84МПа.

15. Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:

Р_ЗС=(l/lm)·0,1·((dc²-dн²)/(dc²-dн²)-1)² ·q ·V_КП^2,МПа, (72)

где lm - средняя длина трубы;

V_КП - минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПВ определяется по формуле:

V_КП=(4·Q)/( ·(dc²-dн²)) м/с, (73)

V_КП=(4·0,029)/(3,14 ·(0,2159²-0,127²))=1,17 м/с.

За ЛБТ (0-600 м):

Р_ЗС=(600/12)0,1((0,2953²-0,147²)/(0,2953²-0,172²)-1)²1,1·10⁴·1,17² =0,001МПа.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 600-2248 м:

Р_ЗС=(1648/12)0,1((0,2159²-0,147²)/(0,2159²-0,172²)-1)²1,1·10⁴1,17²=0,096МПа.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Р_ЗС=(300/12)0,1((0,2159²-0,127²)/(0,2159²-0,170²)-1)²1,1·10⁴1,17²=0,027МПа.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составят:

Р_ЗС = 0,001 + 0,096 + 0,027 = 0,124МПа.

16. Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:

Р_ЗД = (Р_ТН·q·Q²) / (q_С·Q_ТВ²), МПа. (74)

Р_ЗД = (4,5·1,1·10⁴ · 0,029²) / (1·10⁴ ·0,035²) = 3,398МПа.

17. Определяется вспомогательный параметр :

= Q/ (/4 · V_МЕХ · dc² + Q). (75)

= 0,029/(3,14/4 · 0,005 · 0,2159² + 0,029) = 0,9937.

18. Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:

Р_Г = (1- ) · (q_ГП- q) ·g·L, МПа. (76)

Р_Г=(1- 0,9937) · (2,4·10⁴ - 1,1·10⁴) ·9,8 · 2650 = 2,13МПа.

19. Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:

Р - Р_Д = 1,3+ 2,417 + 4,84 + 0,124 + 3,398 + 2,13 = 14,209МПа.

Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:

Р_Р = b·Р_Н- (Р-Р_Д) МПа. (77)

Р_Р = 0,8 · 21,6 - 14,209 = 3,071 МПа.

Вычисляем скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:

V_Д= · (2· Р_Р/q)^0,5 м/с. (78)

где - коэффициент расхода, = 0,95

V_Д= 0,95· (2 · 3,071·10⁶/ 1100) ^0,5 =80 м/с.

Так как V_Д = 80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Р_КР = 12МПа), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Принимая V_Д=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:

Рд = (q·Vд²)/(20·²), МПа. (79)

Рд = (1,1·10⁴ ·80²)/(20·0,95²)=3,9МПа.

Определяется расчетное рабочее давление в насосе как:

Р = 3,9 + 14,209 = 18,1 МПа.

Определяется по графику рис. 6.28 утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу = 0,0005.

Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:

Ф=(Q - Q_У)/ V_Д м². (80)

Ф = (0,029 - 0,0005)/ 80=0,00035 м².

Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.

Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБ - 600 при диаметре цилиндровых втулок 170 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно и нет необходимости в установке 2х насосов.

ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ

3.1 Вскрытие солевых отложений

Если процесс сооружения скважины, в частности ее бурение, проводить технически грамотно с минимальными затратами времени и средств, выполнить все процессы и операции, все это приведет к тому, что скважина будет буриться без аварий и осложнений.

Главные причины аварий в скважине происходят в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурильного инструмента и бурового оборудования, недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

На месторождениях Восточной Сибири геолого-литологический разрез представлен хемогенными и терригенными отложениями с высоким градиентом пластового давления. Тектоника солевых отложений обусловливает локальное проявление в них аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и наличие региональных подпирающих рапоносных горизонтов. Аномально низкие пластовые давления (АНПД) связаны с наличием пор, каналов, трещин, карстовых пустот в разбуриваемых горизонтах, недостаточной устойчивостью к рабочим давлениям в скважине, что приводит к гидроразрыву горных пород и поглощениям промывочной жидкости. Резкие перепады градиентов давлений по геологическому разрезу обусловлены наличием трёх зон несовместимых условий бурения: надсолевой, солевой и подсолевой.

Основной вид осложнений встречающийся, при бурении надсолевого комплекса, - поглощения (от частичного до полного). Имеются горизонты с интенсивностью поглощения 18-26 мі/час, при этом механическая скорость бурения не превышала 1,5-2 м/час.

Поглощением в бурении называется уход бурового или тампонажного раствора в пласт в объеме, превышающем естественную убыль раствора в скважине. Поглощение может открыться только в том случае, если гидродинамическое давление столба бурового раствора, возникающее в стволе скважины при выполнении нем различных технологических операций (спуска и подъема инструмента, проработки ствола, восстановления циркуляции, бурения и др.), превысит то предельное давление, при котором пласт начнет принимать буровой раствор.

По интенсивности поглощения разделяются на частичные (без потери циркуляции), полные (циркуляция отсутствует, но уровень бурового раствора находится у устья скважины) и катастрофические (со значительным падением уровня бурового раствора в скважине ниже устья).

Методы предупреждения поглощёний.

Методы предупреждения поглощений заключаются в регулировании гидродинамического давления в скважине, кольматации проницаемых пластов, укреплении стенок скважины и спуске обсадных колонн.

С целью ограничения роста гидродинамических давлений в затрубном пространстве скважины выше допустимых (расчетных) значений не обходимо:

1) не допускать резких посадок инструмента при спуске его в скважине;

2) прорабатывать ствол скважины при плавной подаче долота;

З) бурить зоны предполагаемых поглощений роторным способом с применением шарошечных долот с центральной промывкой и ограничивать подачу буровых насосов и механическую скорость бурения расчетными значениями;

4) не допускать чрезмерного увеличения реологических параметров и плотности бурового раствора;

5) своевременно вводить в буровой раствор смазывающие добавки (нефть, СМАД, ОЖК, ОЗГ) и контролировать их содержание в растворе, принимать меры по предупреждению образования сальников;

6) производить промежуточные промывки и проработки ствола скважины в местах посадок, затяжек, сужений, а также в призабойной зоне не менее чем на длину рабочей трубы в процессе спуска инструмента;

7) прорабатывать ствол скважины перед каждым наращиванием инструмента на длину рабочей трубы и добиваться свободного движения инструмента до забоя без промывки и вращения;

8) восстанавливать циркуляцию бурового раствора одним насосом с одновременным поднятием колонны на длину рабочей трубы и постепенным перекрытием задвижки на выходе насоса, предварительно разрушив структуру бурового раствора вращением инструмента.

Бурение соленосных отложений осложнено наличием нефтегазоводопроявлений (НГВП), например, в открытых фонтанах минерализованных рассолов-раппы, что отмечалось на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, где встречалась хлоридно-натриево-кальциевая и хлоридно-кальциево-магниевая раппа плотностью до 1380 кг/мі.

Толща соленосных отложений отличается сложным тектоническим строением, структурные поверхности усольской, бельской, булайской, ангарской и литвинцевской свит осложнены локальными наносами, террасами, малоамплитудными куполами и резкими взбросами и искривлениями. Это предопределяет локальное развитие АВПД в галогено-карбонатных отложениях на глубинах 850-1500м.

Ввод кальматантов в буровые растворы, при бурении склонных к поглощениям горизонтов, позволяет при бурении «на равновесии» снизить до минимума число катастрофических поглощений. Широко используются пластинчатые кольматанты, а так же всем известные ( мел, асбест, резиновая крошка, опилки, стружка и др.).

Вскрытие подсолевых комплексов чаще всего осложняется интенсивными раппопроявлениями, газовыми выбросами, интенсивными поглощениями бурового раствора, вплоть до катострофических. Чаще всего для ликвидации поглощений в подсолевых комплексах используются вязко-упругие составы (ВУС), которые забивают трещины в горных породах. Катострофические поглощения можно устранить с помощью специальных пакеров для исследования и изоляции зон поглощения, которыми перекрываются большие трещины, образовавшиеся в горных породах.

3.2 Обвалы. Неустойчивые, склонные к обрушению породы

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:

- Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 - 7 свечей.

- Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

- Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.

- После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

Геологическими факторами, способствующими обвалообразованию, являются большие углы падения пластов, трещиноватость и перемятость пород, литологический состав, структура и механические свойства породы и др. Наибольшее число обвалов происходит в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости или разрушаться под влиянием расклинивающего и смазывающего действия фильтрата. Первое характерно для пластичных гидрофильных глин, а второе -- для метаморфизованных малогидрофильных глин.

Технологические факторы, способствующие обвалам,-- низкое гидростатическое давление на вскрываемые пласты ввиду малого удельного веса промывочной жидкости или водо-, нефте- и газопроявлений; низкое качество промывочной жидкости, особенно наличие большой фильтрации; резкие колебании давления промывочной жидкости в стволе скважины; большое время воздействия промывочной жидкости на породы, склонные к обвалам.

Неустойчивые, склонные к обрушению породы часто приводят к прихвату бурильной колонны.

Прихват бурильной колонны обвалившимися неустойчивыми породами.

Заклинивание долот или элементов бурильной колонны в суженной части ствола скважины (особенно в призабойной зоне). Часто такие аварии случаются, когда после трехшарошечного долота без проработки ствола спускается четьтрехшарошечное долото для отбора керна. Нередки случаи заклинивания бурильной колонны при увеличении жест кости ее низа. Бурение в твердых абразивных породах сопровождается значительным износом долота. Спуск последующего долота без проработки интервала бурения предыдущим долотом приводит также к его заклиниванию. При разбуривании магниевых солей очень часто бурильная колонна оказывается прихваченной в результате сужения ствола скважины, вызванного текучестью каменных солей. Наличие гипсовых пропластков в разрезе отдельных месторождений также может вызывать прихваты.

Заклинивание бурильных колонн в результате посадки их в шлам. Этот вид аварий характерен в основном для бурения скважин с применением воды в качестве промывочной жидкости и для бурения скважин с очень низкой скоростью восходящего потока промывочной жидкости. Недостаточная очистка забоя скважины ведет к тому, что при последующем спуске долото встречает над забоем осадок из шлама вы сотой до нескольких десятков метров. Посадка инструмента в него обычно вызывает прихват. При этом, как правило, циркуляцию промывочной жидкости восстановить не удается.

При бурении скважины с применением воды в качестве промывочной жидкости бурильные колонны часто прихватываются осевшим шламом. Встречаются также случаи посадки колонны в шлам при большом количестве его в призабойной зоне, после чего колонна оказывается прихваченной. Для ликвидации таких прихватов в колонне над турбобуром или над УБТ простреливают 12--18 отверстий и восстанавливают интенсивную промывку с расхаживанием бурильной колонны. Если циркуляцию не удается восстановить ни насосами буровой установки, ни цементировочными агрегатами, то бурильную колонну простреливают еще на 10--12 м выше и пытаются снова восстановить циркуляцию. Если циркуляция все же не восстанавливается, то колонну простреливают еще выше. При восстановлении циркуляции интенсивность ее доводят до возможной допустимой величины. Промывкой удаляют шлам над местом прострела. При дальнейшем расхаживании бурильной колонны с промывкой нижняя часть ее постепенно освобождается. Обычно через 4--6 ч расхаживания колонна полностью освобождается.

3.3 Аварии с долотами

В зависимости от типа долота различают следующие виды аварий:

1. Аварии с шарошечными долотами - отвинчивание долот и их поломка.

Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления или спуска долота, а также при применении переводников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготовляются в механических мастерских без соответствующей проверки резьбы калибрами).

Причинами поломок долот являются: передержка на забое; бурение с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами, не соответствующими их крепости; малая прочность опор; слабая прочность сварных швов; заклинивание долот; дефекты нарезки резьбы; неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу переводника; работа долотами по металлу; длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота.

В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в скважине.

Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и т качения. Исследования, проведенные В.Н. Виноградовым, Г.М. Сорокиным и А.Н. Пашковым, показали, что характер изнашивания и разрушения этих поверхностей различен. Как отмечают авторы, это связано с неравномерным и сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а так же конструкцией технологией изготовления и размерами долот. При этом трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно абразивному износу, осовидному, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотемпературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии промывочных жидкостей под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, а также недоброкачественная сборка долот, различие механических свойств металла опор и шарошек долот и отдельны конструктивные несовершенства конструкции долот приводят к неравномерной сработке опор и вооружения долот и к большому различию их износостойкости. Все это создает трудности в определении качества сработки долот, оптимального и предельного времени пребывания долота на забое, особенно при турбинном бурении.

2. Аварии с алмазными долотами - заклинивание долот при спускоподъемных операциях и бурении, отвинчивание долота.

Причинами заклинивания алмазных долот являются: а) резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и в ее призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины; б) преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъемом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во время процесса наращивания);

в) недостаточная промывка скважины через долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промывочной жидкости насосами; г) бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота, утяжеленных бурильных труб и забойного двигателя (если такой применяется при бурении); д) заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы).

Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрирующей поверхности секторов, отчего достигается большой контакт со стенками скважины. Часто алмазные долота заклиниваются при спусках в скважину впервые после работы трехшарошечными долотами и при длительной работе алмазными долотами без их подъема из скважины. Заклиниванию алмазного долота нередко способствуют сальники.

Алмазные долота отвинчиваются, как и другие рассмотренные виды долот.

При бурении скважин из алмазных долот могут выпадать алмазы в результате недостаточного их крепления, а также вследствие изнашивания тела долот. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность все долото.

Применение долот режущего типа сопровождается меньшим числом аварий по сравнению с шарошечными долотами. Аварии фактически единичны, но все же имеют местё.

3. Аварии с долотами режущего типа (лопастными) - отвинчивание долота, излом лопастей долота, поломка корпуса. Эти долота отвинчиваются по тем же причинам, что и шарошечные.

Лопасти ломаются в результате неплотного их присоединяются к корпусу или вследствие заклинивания долота, вызванного несоответствующим режимом его работы и на забое. Поломка корпуса вызвана рассмотренными выше причинами.

Ликвидации аварий с долотами

Признаками аварий с долотами при роторном бурении являются не равномерное вращение, вертикальные колебания бурильной колонны, а также прекращение проходки, при электробурении -- снижение показаний амперметра и отсутствие проходки, а при турбинном -- остановки турбобура, а также отсутствие проходки. Выбор метода зависит от конкретных условий и наличия разрушающих инструментов. Установлено, что долото диаметром 295 или 269 мм может разрушаться при двух-трех спусках башмачного или забойного фрезера. Последующими спусками паука гидромеханического или магнитного фрезера извлекают куски металла с забоя, долото, оставленное посредине ствола скважины, сначала доводят до забоя, потом определяют печатью его положение. Если долото стоит присоединительной резьбой вверх, то его извлекают так же, как и в предыдущем случае. Во всех других случаях его разрушают фрезером или торпедой.

Категорически запрещается извлекать бескорпусные долота метчиком. Это приводит или к расколу долота, или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется на сварных швах.

Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопатки лопастных долот, оставленные в скважине, извлекают пауком гидромеханическим или магнитным фрезером. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоулавливателем, устанавливаемым над ним.

При отсутствии наука гидромеханического или магнитного фрезера соответствующей грузоподъемности шарошки долота или лапы с шарошками разрушают забойным или башмачным фрезером.

В зависимости от твердости пород на забое поверхность торцевой части фрезера должна быть выпуклой, плоской и вогнутой. Для повышения эффективности очистки забоя над забойным фрезером надо устанавливать металлоулавливатель.

В других случаях узлы долота извлекают фрезером-пауком, гидравлическим пауком или пауком, изготовленным из обсадной трубы. Иногда для разрушения одной шарошки на забое используют штыревые долота. Этот метод применять не следует, так как процесс разрушения продолжается долго, на забое часто остаются шарошки того долота, которым разрушали породы. После работы штыревым долотом на забое остается много металла, поэтому замедляется углубление скважины, а в некоторых случаях возникает новая авария с поломкой долот. При этом на разбуривание шарошки одного долота иногда расходуются два-три дорого стоящих штыревых долота.

для извлечения лап с шарошками долот большого диаметра в мягких породах нередко зарезают второй ствол (турбобуром с отклонителем, в который затем пилообразным долотом сталкивают лапы с шарошками) и цементируют его. Для этого на 8--10 м выше места оставленного долота вырабатывают уступ и зарезают новый ствол с таким расчетом, чтобы его забой оказался ниже старого забоя на 15--20 м.

Предупреждение аварий с долотами

Предупреждение аварий с шарошечными долотами

1. Перед началом бурения под соответствующую обсадную колонну на буровую завозят набор типоразмеров долот, осмотренных и обмеренных на базе, с паспортами и сводной ведомостью.

2. Запрещаются транспортировка и хранение долот навалом, а также их сбрасывание на металлические предметы.

3. Перед присоединением долота к бурильной колонне бурильщик обязан проверить: соответствие типа и размера долота разбуриваемым породам (ГТН); чистоту резьбы, а у гидромониторных долот -- наличие насадок, надежность их крепления и уплотнения; отсутствие внешних дефектов и чистоту промывочных каналов. При этом:

а) в сварных швах на поверхности резьбы не допускаются единичные поверхностные поры глубиной более 0,3 мм или шлаковые включения диаметром свыше 1 мм более трех на длину каждого шва, а такжё видимые трещины по сварному шву;

б) присоединительная резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных витков, заусенец и других дефектов, нарушающих ее непрерывность и прочность;

в) поверхности упорных уступов резьбовых соединений должны быть гладкими, без заусенцев, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений (в шарошечных долотах кроме долот типа ГНУ и ГАУ шарошки должны свободно и плавно вращаться);

4. После проверки долота необходимо:

а) тщательно очистить резьбу и смазать смазкой марки Р-113 или графитовой; б) проверить и записать полностью в буровой журнал клеймо (маркировку) долота; в) убедиться в состоянии резьбы переводника, к которому присоединяется долото.

5. долото необходимо крепить с помощью специального приспособления (доски), удерживающего его за корпус. Крепление производить только машинными ключами без рынков и ударов. При наличии зазора между торцами долота и переводника долото или переводник заменить долото крепить с моментом затяжки в соответствии с требованиями табл. 3.1.

6. При спуске долота в скважину следует избегать ударов, которые могут привести к образованию трещин в сварочных типах и поломке долота. Спуск долота при входе в потайную колонну, а также в местах переходов диаметра, резкого изменения азимута и кривизны, а также в местах сужений необходимо производить на пониженной скорости.

7. Ствол скважины следует проработать:

а) в интервалах затяжек и посадок бурильной колонны; б) в интервале бурения предыдущим долотом, но не меньше, чем на длину веду щей трубы.

8. Прорабатывать ствол скважины следует при плавной подаче бурильной колонны со скоростью не более 2 м/мин и нагрузке на долото 20--30 кН и менее.

9. После допуска долота до забоя провести обкатку его опоры. Про работку проводить при нагрузке 20--ЗО кН в течение 15--30 мин при роторном и низкооборотном бурении забойными двигателями и в течение 3--5 мин при высокооборотном турбинном бурении.

При бурении долотами с герметизированной опорой типа ГНУ и ГАУ приработку долота на забое производить при нагрузке 60--80 кН.

10. После приработки долота нагрузку постепенно повышать до требуемой режимно технологической карты или ГТН.

11. Основной признак заклинивания опор шарошек в процессе роторного бурения -- повышение вращательного момента на роторе, а сработки его вооружения -- падение механической скорости бурения.

12. Бурильщик обязан прекратить работу и приступить к подъему долота:

а) при бурении лопастным и всеми видами долот режущего или истирающего типа в случае постепенного падения механической скорости бурения по сравнению с первоначальной в 2--2,5 раза при постоянных параметрах режима бурения (нагрузка на долото, расход промывочной жидкости, давление в манифольде);

б) при бурении шарошечными долотами в случае резкого повышения вращающего момента на роторе, зафиксированного моментомером или амперметром электропривода лебедки, или при отсутствии приборов контроля вращающего момента на роторе) по истечении времени механического бурения долотом, предусмотренного технологической картой и уточненного по данным предыдущего рейса.

13. При контроле за состоянием долота с помощью моментомера или амперметра бурильщик обязан.

13.1. Определять величину крутящего момента при холостом вращении бурильной колонны -- стрелка манометра или амперметра должна плавно колебаться в обе стороны возле определенного положения, отклоняясь от условного нуля, для этого перед проработкой призабойной зоны восстановить циркуляцию, включить ротор и в течение 2--3 мин вращать бурильную колонну без нагрузки на долото (для получения четкой записи).

13.2. Определяют в начале вращения величину вращающего момента на роторе при бурении с осевой нагрузкой, предусмотренной режимно-технологической картой -- при нормальном бурении стрелка манометра должна остановиться в определенном положении и колебаться вверх и вниз от него на 2--3 деления шкалы.

13.3. Контролировать показания манометра в процессе всего рейса долота.

13.4. При появлении признаков, характерных для заклинивания опор шарошек (стрелка манометра начинает ритмично колебаться на 20--30 и более делений шкалы), определять в течение 5 мин частоту колебания стрелки, чтобы убедиться в заклинивании долота.

13.5. При частоте колебаний 16--20 в 1 мин прекратить подачу бурильной колонны и продолжить бурение до выбора полного ее веса на крюке и определить характер изменения амплитуды колебаний стрелки манометра: при вклиненных шарошках амплитуда колебаний стрелки должна плавно уменьшаться, а после снятия нагрузки -- должна остановиться на делении шкалы, как при холостом вращении перед началом бурения.

14. При роторном способе следует прекратить бурение и поднять долото. Если при выполнении изложенных выше требований, согласно п. 13.4 и 13.5, возникли сомнения в заклинивании опор, то разрешается продолжить бурение до получения нового сигнала (п. 13.4) о заклинивании, при получении которого необходимо поднять долото.

15. При турбинном бурении в твердых и крепких породах момент подъема долота следует определять по уменьшению механической скорости проходки на долото на 30--50 % с учетом времени подъема долота, устанавливаемого технологической службой предприятия поданным отработки долот в конкретном районе.

16. Забой скважины необходимо очищать от металла с помощью металлоулавливателей, устанавливаемых над долотом в средних и твердых породах через каждые 10--15 спуско-подъемов.

17. При подходе долота к башмаку кондуктора или к промежуточной колонне скорость подъема бурильной колонны следует уменьшить, чтобы избежать удара долота и поломки лап.

18. для предупреждения отвинчивания долота в скважинах с зонами сужения ствола, имеющими кривизну, необходимо снижать скорость спуска колонны, чтобы исключить возникновение реактивного вращения вала турбобура или электробура влево.

19. долото с конфигурацией, отличающейся от конфигурации предыдущих долот, следует спускать осторожно. Интервалы работы предыдущего долота в твердых и средних породах необходимо прорабатывать. Особенно опасно опускать без проработки четырехшарошечное Долото в интервале работы предыдущего трехшарошечного долота, а также опускать пикообразное долото после работы трехшарошечным долотом.

20. для предупреждения заклинивания долота в призабойной части предыдущее отработанное долото замеряют его диаметр и по износу определяют условия работы спускаемого долота в призабойной зоне. Если диаметр поднятого долота уменьшился, то, значит, имеются люфты в опорах и периферийные зубья его сработаны, т. е. скважина сужена у забоя.

21. Бурение в твердых и крепких породах, а также в абразивных породах средней твердости необходимо производить с калибраторами, устанавливаемыми над долотом.

Предупреждение аварий с алмазными долотами

При бурении скважины алмазными долотами необходимо соблюдать требования Инструкции по бурению нефтяных и газовых скважин алмазными буровыми инструментами. При этом особое внимание следует обратить на проведение работ, несоблюдение которых вызывает аварии.

Наземное буровое оборудование, бурильную колонну и инструмент необходимо подготовить для длительной и безаварийной работы, про вести его ревизию и обеспечить запасными частями.

Буровую следует оснастить: ключами АКБ-ЗМ; клиньями, встроенными в ротор; регулятором подачи долота; бурильной колонной, допускающей работу при давлении до 20 Па; турбобурами с рабочим ресурсом до 300 ч при перепаде давления б Па; устройством для предупреждения попадания посторонних предметов в скважину.

Ствол и забой скважины должны быть соответствующим образом подготовлены, т. е. забой очищен от металла, в стволе устранены зоны сужений.

Компоновка пива бурильной колонны должна обеспечивать передачу нагрузки на долото частью веса УБТ, исключение зон завихрения бурового раствора, создание цилиндрического ствола скважины путем установки над долотом калибратора или эксцентричного переводника; гашение поперечных вибраций в бурильной колонне, а также установку яссов или безопасного переводника для быстрой ликвидации возможного заклинивания бурильной колонны.

Спускать алмазные долота следует медленно, особенно в зонах сужений, обвалов, в местах возможных затяжек и посадок, в зоне каверн при подходе к потайной и обсадной колоннам, а также в призабойной зоне.

Спуск последних 10--15 м бурильной колонны до забоя надо производить с вращением долота и циркуляцией бурового раствора.

При эксплуатации алмазных долот запрещается: спускать алмазные долота в неподготовленную скважину; вращать бурильную колонну с алмазным долотом в обсадной колонне; прорабатывать алмазными долотами ствол скважины в интервалах, сложенных крепкими и абразивными породами; начинать бурение без надлежащей очистки от металла; бурить без калибраторов, установленных над долотом, в твердых абразивных породах.

Библиография

Основная литература:

1. Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков « Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Учебник для ВУЗов: М.Недра, 2000

Дополнительная литература:

2. В.И.Крылов «Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах». М.Недра, 1984

3. В.М.Винниченко, А.Е. Гончаров, Н.Н.Максименко « Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин». М.Недра, 1991

4. Г.Кемп «Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология». Перевод с английского - М.Недра, 1990

5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин..- М.: ООО «Недра_Бизнесцентр», 2001.-679 с.

6. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин.- М.: ООО «Недра_Бизнесцентр», 2000. - 670 с.: ил.

7. Борисов К.И., Рязанов В.И. Расчет колонн бурильных труб: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2002.- 66 с.

8. Булатов А.И., Аветисов А.Т. Справочник инженера по бурению. В 4-х кн. _ М.: Недра, 1996 _1997.

9. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997. - 483 с.

10. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978.

11. Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. - М.: Недра, 1988. - 229 с.

12. Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. -М.: Недра, 1997.

13. Калинин А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Справочное пособие.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 450 с.

14. Масленников И.К. Буровой инструмент: Справочник. -М.: Недра, 1989. - 430 с.

15. Методические указания к выполнению практической работы №2 (Разработка конструкции скважины) по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очного обучения

16. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности: Учебник. - М.: Недра, 1986. - 511 с.

17. Попов А.Н., Спивак А.Н., Акбулатов Т.О.и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 509 с.

18. Рязанов В.И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1999. - 84 с.

19. Трубы нефтяного сортамента/Под науч. ред. В.И. Вяхирева, В.Я. Кершембаума. - М.: Наука и техника, - 1997. - 344 с.

20. Чубик П.С. Практикум по тампонажным материалам. - Томск: Изд. ТПУ, 1999.- 82 с.

Размещено на Allbest.ru