Бурение структурно-поисковых скважин

11. Опробование пластов и испытание структурно-поисковых скважин

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб, пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и в отдельных случаях определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять в процессе бурения при помощи испытателей пластов.



Рис. 10 -. Способы испытания пластов

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта(пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и дебит скважин). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета запаса нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений.

В настоящее время разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважин: испытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Как в России, так и за рубежом наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах, -- трубные испытатели. Испытание на приток трубнымипластоиспытателями производится с опорой (рис. 7, а) и без опоры на забой (рис. 7, б).

Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 7, в. г).

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании -- двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Депрессию регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее--через фильтр в колонну бурильных труб.

Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбираются пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или они могут быть подняты на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.

Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться, исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичностьпакеровки, неполадки с испытательным инструментом, отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и в последнее время нашли применениемногоцикловые испытатели пластов. Испытание пластов в несколько циклов позволяет получить уверенные (однозначные) результаты испытания.

При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит.

12. Принципы выбора керноотборного инструмента и пути увеличения выноса керна

Объём бурения с отбором керна составляет примерно 4 - 5 % от общей проходки в разведочном бурении и 0,5 - 1 % в эксплуатационном. Несмотря на большие возможности геофизических методов исследования земных недр, только полноценные образцы керна позволяют достоверно установить состав, физико-механические свойства и возраст пород, аргументировано подтвердить запасы нефти и газа, составить обоснованные проекты на бурение скважин и разработку месторождений в целом.

Критериями полноценности керна являются процесс его выноса, степень сохранения структуры, состава, флюидов и других свойств по отношению к естественным условиям залегания пород.

Наиболее информативен процент выноса керна, по которому оценивается уровень совершенства керноотборных инструментов и технологии бурения.

Основные факторы, влияющие на вынос керна:

Категория пород по трудности отбора керна;

Диаметр керна;

Тип бурильной головки;

Конструктивные особенности керноприёмного устройства;

Технология бурения и организация труда.

Отделом разработки забойных машин и технических средств КамНИИКИГС в 2000-2001 гг. разработано и изготовлено керноотборное устройство для отбора керна в трещиноватых кристаллических породах. Устройство представляет комплекс технических средств, в который входят: забойный двигатель, механизм подачи с регулируемым усилием подачи на забой, компенсационная легкосплавная бурильная труба, делитель потока и керноотборный снаряд с шаровой подвеской грунтоноски, оснащённый алмазной бурильной головкой диаметром 122 мм.

Вращение керноотборного снаряда с бурильной головкой и бурильной трубой осуществляется забойным двигателем, размещённым в расширенной части скважины.

Механизм подачи на забой включает: трубу квадратного сечения со сторонами 112х112 мм, направляющий шток с калёным наконечником, сменные насадки для регулирования усилия подачи и набор манжет.

Компенсационная бурильная труба, расположенная между делителем потока и устройством подачи, исключает заклинивание керноотборного снаряда в опережающем стволе скважины. Делитель потока включает три керамические насадки с внутренним диаметром 10 мм.

Керноотборный снаряд представляет двойную колонковую трубку с шаровой подвеской грунтоноски.

В связи с необходимостью повышения качества геолого-разведочных работ особенно важным является увеличение процента выноса керна из крепких и твёрдых трещиноватых пород, которыми, как правило, представлены коллекторы нефти и газа.

Проведённый анализ распределения объёмов бурения с отбором керна по способам бурения показал, что в целом по стране доминирующим стал роторный способ бурения с отбором керна.

В настоящее время в буровой практике существуют две принципиально отличные друг от друга технологии отбора керна:

1. Технология отбора керна с применением съёмной грунтоноски и ограничением походки за рейс до 3…5 м при потенциальной возможности породоразрущающего инструмента иметь проходку на бурильную головку на уровне 15…20 м. При этом увеличение затрат на ведение спускоподъёмных операций (СПО) компенсируется повышенной скоростью ведения СПО тросом по сравнению со скоростью подъёма бурильных труб.

2. Технология отбора керна керноотборными снарядами с системой забойного гидротранспорта, которая позволяет исключить самозаклинивание керна в процессе его поступления в снаряд и вести бурение без ограничения проходки за рейс до 15…20 м.

Одним из основных моментов, определяющих конструктивные параметры керноотборного снаряда, является диаметр полученного керна.

Диаметр керна определяет его прочность при воздействии поперечных и продольных сил, возникающих при контактах с колонковым инструментом. Диаметр керна всегда несколько меньше расстояния между кернообразующими элементами. Он находится в прямой зависимости от диаметра скважины в колонковом бурении. Другим важным фактором является высота керноприёма. Исследованиями и практикой установлено, что с уменьшением высоты керноприёмника разрушение керна уменьшается.

Низкое расположение керноприёмного отверстия препятствует выпадению, рассыпанию, размыву керна непрочных пород и тем самым несколько снижает вредное влияние вибрации.

Керноотборный снаряд должен обеспечивать работу с рядом керноприёмных камер, конструкция которых отвечает определённым по сложности условиям бурения.

При разработке керноприёмных камер необходимо создавать конструкции, удовлетворяющие определённым геологическим условиям.

Однако использующиеся в настоящее время методы отбора керна допускают "опорожнение" керна и утерю нефти и воды во время его подъёма со скважины в процессе уменьшения давления от забойного к атмосферному, потому что при уменьшении гидростатического увеличивается объём газа, который выталкивает жидкость из керна. Увеличеннаянефтенасыщенность может быть обновлена за счёт использования бурового раствора на нефтяной основе.



13. Осложнения и аварии при бурении структурно-поисковых скважин

Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации. 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:

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

b) 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;

c) 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;

5) 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.

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.

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 предназначеновершот.

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:

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

b) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса, конической, цилиндрическойицилиндрическо-конической.

c) внутреннего воздействия: цилиндрическо-коническая форма и комбинированного воздействия.

14. 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.

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

15. Заключительные работы по бурению структурно-поисковых скважин

Ликвидацией скважины называют прекращение бурения после выполнения скважиной целевого назначения или вследствие нецелесообразности его продолжения с проведением комплекса мероприятий, направленных на восстановление нарушенного скважиной естественного состояния горных пород с целью охраны недр. Скважины, в которых выполнены все работы, предусмотренные геолого-техническим нарядом, ликвидируются как выполнившие свое целевое назначение. Поисковая скважина, в которой при исследовании притока установлена промышленная продуктивность, считается освоенной и сдается в эксплуатацию. Поисковые скважины, в которых при опробовании и исследовании не подтвердились промышленные значения продуктивных пластов, ликвидируются по геологическим причинам, как выполнившие свое назначение. Если на площади, где пробурена поисковая скважина, давшая положительные результаты на приток нефти и газа, отсутствует необходимое для эксплуатации обустройство, то скважину консервируют до организации промысла. Консервацией скважины называют выполнение комплекса работ по сохранению скважины, вызванных временным прекращением ее бурения, освоения или эксплуатации. Подготовка скважины к консервации включает в себя работы по спуску в скважину насосно-компрессорных труб, через которые эксплуатационная колонна заполняется качественным глинистым раствором повышенной вязкости. Выше продуктивного пласта устанавливают цементный мост высотой 40-50 м. На фланце эксплуатационной колонны монтируют задвижку и на устье скважины устанавливают бетонную тумбу. В колонне ликвидируемой поисковой скважины, в которой были получены отрицательные результаты на приток нефти или газа, выше кровли продуктивного пласта устанавливают цементный мост. Колонну заполняют вязким глинистым раствором и верхний интервал колонны заливают цементным раствором.

На устье скважины укрепляют металлический репер с указанием номера скважины, наименования площади, даты окончания бурения. Структурные скважины, в которых вскрыт маркирующий гори-. зонт отобран керн и выполнен весь комплекс геофизических исследований, ликвидируются как выполнившие свое геологическое назначение. Перед ликвидацией скважины извлекают обсадные трубы. После извлечения обсадной колонны или части ее, при наличии в стволе скважины водоносных пластов, их изолируют, устанавливая цементные мосты. Открытый интервал ствола скважины заполняют высококачественным глинистым раствором, верхний интервал заливают цементным раствором и устанавливают на устье металлический репер. На каждую ликвидируемую скважину буровым предприятием составляется акт, утверждаемый вышестоящей организацией.

16. Извлечение обсадных колонн из скважины

Обсадные трубы из скважины извлекают в следующих случаях: после окончания бурения, когда скважина выполнила свое геологическое назначение; при расхаживании колонны, если трубы не доходят до расчетной глубины, а также в аварийных случаях, при обрывах, нарушении целости после торпедирования, протирания стенок и др. Обсадные трубы могут быть извлечены из скважины при помощи талевой оснастки буровой установки, а также с применением гидравлических домкратов, когда грузоподъемность вышки и талевой системы недостаточна. Если конец труб выходит на поверхность, то его соединяют с бурильными трубами при помощи переводника или хомутов и производят подъем талевой оснасткой. Если конец извлекаемых труб находится в скважине, то его с бурильными трубами соединяют с помощью метчиков. В структурном бурении для извлечения обсадных труб, а также для подъема прихваченной бурильной колонны, применяют аварийные гидравлические домкраты. Аварийные гидравлические домкраты показаны на рис. 121. Аварийные гидравлические домкраты входят в комплект буровых установок для бурения структурных скважин. Гидравлические домкраты состоят из лафетного хомута 2 с вкладышем 1 для клиньев и двух домкратов, присоединяемых стальными трубками к гидравлической системе буровой установки домкраты состоят из корпуса 5, внутри которого перемещается шток-поршень 6. В верхней части корпуса имеется крышка, в которой для уплотнения штока имеются две манжеты З. Поршень штока для уплотнения с корпусом домкрата также имеет манжету 7. В верхней и нижней части корпуса каждого домкрата имеются штуцеры 4 для присоединения к гидравлической системе установки. Для монтажа домкратов с рамы установки около ротора снимаются листы металлического настила. Оба домкрата устанавливаются надеревянных брусьях с таким расчетом, чтобы головки штоков находились выше стола ротора. Для подъема труб применяется лафетный хомут с соответствующими клиньями, который крепится на трубах с таким расчетом, чтобы плечи лафетного хомута лежали на подъемных штоках домкратов на одинаковом расстоянии от трубы.

Рис. 11

К комплекту домкрата поставляется лафетный хомут с плашками, которыми крепятся трубы и передается подъемное усилие от гидравлического домкрата. Жидкость в домкратные цилиндры нагнетается насосом низкого давления (до 50 кГ/см2) и насосом высокого давления (величина усилия достигает 300 Т). При выходе пистонов на полную высоту, извлекаемые трубы захватываются трубными клиньями в роторе или закрепляются вторыми лафетными хомутами. При работе с домкратами талевая система не должна находиться под натяжкой. Это необходимо для того, чтобы усилия, развиваемые домкратами при сломе клиньев, лафета или пистона, не передались на вышку.

17. Демонтаж буровых установок

После окончания всего комплекса работ в стволе пробуренной скважины приступают к демонтажу буровых установок. Буровое оборудование после окончания бурения структурной скважины демонтируется буровой бригадой. Демонтаж самоходной буровой установки начинают с опускания мачты. Для этого убирают ведущую штангу; отсоединяют талевой блок от вертлюга; освобождают оттяжки от якорей; снимают хомуты, поднимают опорные башмаки передних ног и включают гидравлическую систему спуска мачты. После окончания спуска с мачты снимают полати, ограждения лестниц; разъединяют верхние секции, складывают мачту в транспортное положение и закрепляют хомутами на стойках. В поисковом бурении буровое оборудование демонтируется вышкомонтажными бригадами. Демонтаж буровой установки БУ50Бр-1 начинают с выполнения подготовительных работ. Для этого откатывают лебедочный блок; снимают подвижную часть талевой системы, машинные ключи; демонтируют роторный блок, основание; освобождают от якорей оттяжки; устанавливают выкладку под вышку, закрепляют полозья основания к якорям. Затем устанавливают подъемную стрелу, оснащают специальную талевую систему. Для придания предварительного наклона вышки в сторону ее опускания винтами ползунов перемещают опоры подкосов в крайнее к опорам вышки положение и открепляют проушины подкосов от опор, подстраховывая при этом вышку трактором. После проведения подготовительных работ и проверки надежности оснастки по указанию руководителя работ опускают вышку на заранее установленные выкладки. Затем освобождают подъемную стрелу от подъемных канатов и демонтируют узлы, связанные с опусканием вышки. После опускания вышки ее разбирают на отдельные секции для транспортировки в разобранном виде на очередную точку бурения. Для транспортировки насосно-силового и лебедочного блоков используют колесные ходы. На осях переднего и заднего ходов монтируют по четыре колеса. Для буксировки на новую точку насосно-силового и лебедочного блоков используют большегрузную машину или гусеничный трактор. Перед демонтажом бурового и вспомогательного оборудования, а также бурильного инструмента выполняют подготовительные работы: смазывают и укладывают бурильные и обсадные трубы, готовят к переброске блоки горюче-смазочных материалов, культбудки (вагон-дома) и др. Для демонтажа и переброски бурового оборудования на очередную точку бурения для буровой или вышечно-монтажной бригады направляется необходимый транспорт: грузовые машины для материалов и инструмента, автомашины с прицепом или трактора с санями для труб, большегрузные машины или трактора для буксировка вагон-домов и блоков, а также грузоподъемные машины для погрузо-разгрузочных работ. На освобожденной от бурового и вспомогательного оборудования площадке выполняют необходимые земляные работы с целью приведения участка земли в пригодное для землепользования состояние. Для этого засыпают вырытые в земле приемные амбары, обваловки, площадку планируют и сверху насыпают гумусовый слой почвы, снятый при монтажных работах. В благоустроенном виде земельный участок из-под буровой сдается землепользователю, у которого он был арендован на период проведения буровых работ.

18. Техника безопасности в нефтедобывающей промышленности

Общие сведения о технике безопасности Бурение скважины является основным видом работ при поисках разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений Бурение структурных и поисковых скважин включает весь комплекс работ, начиная со строительства буровой и кончая ликвидационными работами. В этот комплекс входят подготовительные работы и монтажу; транспортировка и монтаж бурового, силового и вспомогательного оборудования; прокладка силовых линий, водяных, паровых и воздушных трубопроводов; подготовительная работа к бурению; транспортирование бурильного инструмента, труб и материалов; непосредственно бурение и выполнение вспомогательных операций; проведение геофизических исследований; крепление и цементирование; опробование продуктивных пластов и сдача в эксплуатации или ликвидация скважины. Различные виды применяемых для бурения скважин оборудования, механизмов, инструмента и материалов, а также технологических операций при монтаже, бурении, демонтаже и переброске, определяют специфические условия работы буровой бригады и производственного персонала, обслуживающего бурение. В нефтедобывающей промышленности так же, как и в других отраслях народного хозяйства нашей страны, в целях охраны труда действуют Правила техники безопасности.

Техника безопасности представляет собой дисциплину технического и организационного порядка, основывающуюся на достижениях науки и практики и имеющую целью создание без опасных. и безвредных условий труда на производстве. В опросы улучшения условий труда и техники безопасности в Советском Союзе решаются на основе Кодекса законов о труде и специальных решений партии и правительства. Советское трудовое законодательство проникнуто всемерной заботой о людях и неразрывно связано с социалистической организацией труда.

Государственный контроль за соблюдением Правил техники без опасности на предприятиях нефтедобывающего промышленности осуществляется Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору (Госгортехнадзор СССР), имеющим на местах горно-технические инспекции. Государственная горно-техническая инспекция своими инженерами-инспекторами осуществляет контроль за безопасными условиями труда на предприятиях, производит техническое освидетельствование оборудования, следит за использованием средств на технику безопасности, за обучением рабочих безопасным методам работы и правильным учетом производственного травматизма. В случаях нарушений Правил безопасности горно-техническая инспекция дает обязательные для руководителей предприятий предписания об устранении нарушения, а также имеет право приостановить работы на опасных объектах. Технические инспекторы Центрального комитета профсоюза также осуществляют контрольную работу по охране труда и технике безопасности. Технический инспектор участвует в комиссиях по приемке новых предприятий; участвует в расследовании смертельных несчастных случаев, а также аварий, вызвавших временную нетрудоспособность группы работающих, дает по ним заключения. Технические инспекторы следят за обеспечением рабочих спецодеждой, обувью, индивидуальными защитными приспособлениями. Для усиления контроля за состоянием охраны труда ют техники безопасности на предприятиях и советами профсоюзов создаются местные комиссии по охране труда и общественные инспекторы, которые осуществляют общественный контроль над выполнением законодательства о труде, правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии, над проведением мероприятий по улучшению условий труда. Руководство и ответственность за соблюдение требований Правил по охране труда и технике безопасности возлагается на руководителей соответствующих подразделений, а в целом по предприятию - на главного инженера. Для проведения работы по охране труда, технике безопасности и производственной санитарии в помощь главному инженеру назначается инженер по технике безопасности предприятия.



19. Меры пожарной безопасности противопожарные мероприятия в бурении

скважина бурение порода пласт

При строительстве и бурении скважин применяются различные материалы, опасные в пожарном отношении. Кроме того, в процессе бурения, а также при освоении скважины возможны нефтегазопроявления, которые увеличивают опасность возникновения пожаров. Борьба с возникшим пожаром на буровой представляет большие трудности. Для предупреждения пожаров, а также для непосредственного надзора за противопожарным состоянием на буровых назначаются лица, ответственные за противопожарную безопасность. Все работники, связанные с бурением скважин, обязаны знать и выполнять правила пожарной безопасности и контролировать их выполнение, чтобы исключить случаи загорания или возникновения пожара на буровой. При монтаже буровой должны быть соблюдены нормы противопожарной безопасности, действующие при строительстве производственных зданий и сооружений. При бурении и выполнении вспомогательных работ, связанных с бурением скважины, должны строго соблюдаться действующие инструкции по соблюдению мер пожарной безопасности. В соответствии с требованиями пожарной безопасности должны быть соблюдены: необходимые разрывы между привышечными сооружениями, требования при обращении и хранении легковоспламеняющихся и горючих веществ, а также наличие подъездных путей к объектам буровой. Правилами пожарной безопасности определены требования к эксплуатации и профилактике электротехнических устройств. Буровые, в соответствии с нормами пожарной безопасности, обеспечиваются противопожарным оборудованием, инструментом и инвентарем. Ответственным за состояние пожарной безопасности на буровой является буровой мастер. Он осуществляет контроль за исправным состоянием противопожарного оборудования, руководит подготовкой буровой бригады в области противопожарной безопасности.