Деятельность "Башнефть-Бурение "ТУБР"

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1.Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения

1.1 Общие сведения о районе работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Общая характеристика продуктивных горизонтов

2.Подготовка буровой к забуриванию

3.Бурение скважины

4.Спуско-подъёмные операции

5.Осложнения и аварии в процессе бурения

5.1 Осложнения,вызывающие нарушение целостности стенок скважины

5.2 Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

6.Аварии в бурении, их предупреждение и ликвидация

6.1 Виды аварий,их причины и методы предупреждения

6.2 Ликвидация прихватов

6.3 Ловильный инструмент и работа с ним

6.4 Ликвидация аварий

6.5 Организация работ при аварии

7.Выбор бурового раствора по интервалам глубин бурения

7.1 Анализ используемых в УБР растворов

7.2 Обоснования рецептур буровых растворов

8.Крепление скважины

9.Каротаж,оборудование и заканчивание скважины

10.Вскрытие продуктивного пласта

11.Освоение скважины после окончания бурения

Список литературы

Введение

Предприятие в котором я прохожу практику является обществом с ограниченной ответственностью «Башнефть- Бурение «ТУБР». Предприятие ООО «Башнефть- Бурение «ТЭГБ»» расположено в Туймазинском районе республики Башкортостан с. Кандры.

Знания и умения,полученные мной в течении 3 лет обучения в УГНТУ мне пришлось применить в рядах буровой бригады на Туймазинском месторождении.

Буровая бригада - это непосредственно группа рабочих участвующих в процессе бурения скважины. Работа буровой бригады напрямую зависит от точных сведений полученных из вышеперечисленных служб и от квалификации рабочих бригады.

Буровой мастер является руководителем буровой бригады и специалистом в области бурения нефтяных и газовых скважин.

Буровой мастер подчиняется начальнику цеха бурения, назначение и увольнение бурового мастера осуществляется директором по согласованию начальника цеха бурения.

Должностные обязанности

Буровой мастер:

1. Осуществляет руководство работами по проверке скважин. Организует и контролирует своевременное поступление на буровую инструмента и материалов в соответствии с требованиями технологии бурения. Обеспечивает соблюдение бригадой требований геолого-технического наряда, режимно-технологической карты и плана-графика буровых работ.

Обеспечивает выполнение буровой бригадой плановых заданий, полную загрузку и эффективное использование оборудования, экономное расходование материалов, снижение себестоимости бурения.

2. Контролирует правильность эксплуатации бурового инструмента. Выполняет на рабочем месте наиболее сложные и ответственные работы по бурению скважин, по предотвращению и ликвидации осложнений и аварий.

Обеспечивает внедрение передовой технологии проводки скважин и оптимальных режимов бурения, механизации и автоматизации трудоемких процессов, передовых приемов и методов труда, аттестации и рационализации рабочих мест и других элементов научной организации труда.

3. Своевременно подготавливает производство, обеспечивает расстановку рабочих. Контролирует соблюдение технологических процессов, оперативно выявляет и устраняет причины их нарушения. Осуществляет мероприятия по предупреждению брака и повышению качества работ.

Принимает участие в приемке законченных работ. Осуществляет формирование бригад. Обеспечивает равномерную работу рабочих бригады. Осуществляет мероприятия по рациональному обслуживанию бригады.

4. Координирует деятельность обслуживающих бригад. Внедряет хозяйственный бригадный расчет. Устанавливает и своевременно доводит производственные задания рабочим, звеньям (бригадам) в соответствии с утвержденными планами и графиками производства. Ведет установленную документации о работе оборудования и бурового инструмента. составляет заявки на материалы, инструмент и оборудование для бригады. Ведет учет материальных ценностей, принимает меры по обеспечению их сохранности, своевременному и правильному списанию.

5. Проводит мероприятия по охране окружающей среды, технической эксплуатации оборудования и инструмента, а также контроль за их соблюдением. Содействует развитию совмещения профессии, расширению зон обслуживания и применения других прогрессивных форм организации труда. Вносит предложения о пересмотре норматива численности и расценок, а также о присвоении рабочим разрядов в соответствии с тарифно-квалификационным справочником работ и профессии рабочих.

6. Принимает участие в тарификации работ. Анализирует результаты производственной деятельности, контролирует расходование фонда заработной платы, установленного бригаде. Обеспечивает правильность, и своевременность оформления документов по учету рабочего времени,

заработной платы, простоев. Содействует распространению передового опыта, починов, развитию творческих инициатив, внедрению рационализаторских предложений и изобретений.

7. Обеспечивает правильное и эффективное применение систем заработной платы и премирования. Принимает участие в осуществлении работ по выявлению резервов производства, в разработке мероприятий по созданию благоприятных условий труда, повышению культуры производства, рациональному использованию рабочего времени. Контролирует соблюдение рабочими производственной и трудовой дисциплины, правил внутреннего трудового распорядка.

8. Способствует созданию в коллективе обстановки взаимной помощи и взыскательности, развитию у рабочих чувства высокой ответственности за выполнение производственных планов. Премирует в установленном порядке (за счет средств премиального фонда мастера) передовиков производства, а также представляет предложения о поощрении отличившихся рабочих бригады или привлечении к дисциплинарной ответственности за нарушение производственной и трудовой дисциплины. Организует работу по повышению квалификации и профессионального мастерства рабочих, обучению их вторым и смежным профессиям, развитию наставничества. Проводит воспитательную работу в коллективе.

9. Обеспечивает правильную организацию и безопасное ведение работ, эксплуатацию оборудования, механизмов, инструмента, КИП и средств защиты и содержание рабочих мест в надлежащем состоянии. Если на каком-то рабочем месте выявлены нарушения, которые невозможно оперативно устранить силами смены, вахты, бригады, то он об этом сообщает руководству цеха.

Обеспечивает рациональное размещение материалов, запасных частей, деталей, инструментов, приспособлений на рабочих местах, их хранение, не допускает загромождения, захламленности проходов и проездов.

Руководит работами с опасными условиями труда по заранее разработанным планам, проектам организации труда или по нарядам-допускам.

10. Обеспечивает соблюдение рабочими трудовой и производственной дисциплины, правил и инструкции по безопасному ведению работ, технологических режимов и регламентов, обеспечивает применение безопасных приемов труда.

Не допускает работы на неисправном оборудовании и применение неисправных инструментов, приспособлений и др. Принимает меры по прекращению работ в случае угрозы здоровью и жизни работающих. Не допускает к работе лиц в нетрезвом состоянии.

11. Рассматривает не реже двух раз в месяц на рабочих собраниях состояние условий труда на рабочих местах.

Анализирует результаты проверок рабочих мест, осмотра оборудования и механизмов, разбивает выявленные нарушения и недостатки, доводит до сведения рабочих содержание приказов и распоряжений, обязательства и причины несчастных случаев. Собирает и сообщает замечания и предложения рабочих, общественных инспекторов по охране труда и передает их руководству цеха. Обеспечивает выполнение в установленные сроки запланированных мероприятий по обеспечению безопасных условий труда, а также предложений рабочих и общественных инспекторов по охране труда, устраняет выявленные нарушения и недостатки.

12. Информирует в установленные сроки руководство цеха о состоянии условий труда на объектах, проделанной работе по улучшению условий труда, выполнении приказов и распоряжений. Проводит в установленные сроки инструктажи рабочих по безопасным методам работы с соответствующим оформлением в специальном журнале. При выдаче рабочим задания на выполненные работы с опасными условиями труда (работа по наряду-допуску) проводит с ними специальный инструктаж с соответствующими записями в журнале допуска.

13. Участвует в разработке и пересмотре инструкции по безопасному ведению работ, вносит руководству цеха предложения об изменении и дополнении инструкций. Осуществляет постоянный контроль за стажировкой новых рабочих. По окончании стажировки при собеседовании проверяет усвоение рабочими безопасных приемов работы и знания инструкций. При необходимости разъясняет рабочим требования правил и инструкции с показом правильных приемов работы. Составляет графики проверки знаний рабочих и участвует в проверке знаний.

1. Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения

1.1 Общие сведения о районе работ

месторождение бурение пласт скважина

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 километрах от городаУфы.

Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос город Октябрьский с населением 113 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме города Октябрьского, являются город Туймазы, районный посёлок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык - Уфа - Альметьевск. Схематическая обзорная карта Туймазинского месторождения представлена на рисунке 1.

В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик - левый приток реки Камы. Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Туймазинское нефтяное месторождение приурочено к Туймазинской и Александровской складкам, образующим с Бавлинским поднятием Туймазинский вал северо-восточного простирания. Туймазинский вал осложняет юго-восточную часть южной вершины Татарского свода.

Структура Туймазинского месторождения по подошве репера “верхний известняк” представляет обширную (36x20 километров) брахиантиклинальную структуру с чётко выраженной асимметрией (с крутым юго-восточным крылом и пологим юго-западным) и двумя сводами: на юго-западе Александровским и в центре собственно Туймазинским. Вершины сводов расположены вблизи крупного юго-восточного крыла, вдоль которого по девонским горизонтам прослеживается неглубокий прогиб. Осевая линия структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго-восточном направлении. Далее к югу и югу-востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса шириной четыре - шесть километров. Ещё далее к юго-востоку пологое залегание слоёв сменяется новым резким их понижением под углом один - четыре градуса. Амплитуда погружения юго-восточного крыла Туймазинской структуры достигает 100 м. Северо-западный склон структуры характеризуется значительно меньшим числом локальных куполов, несколько сложнее построен лишь Апсалямовский участок и северная часть Александровской площади.

На Туймазинском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента. Девонские отложения залегают на размытой поверхности отложений верхнебавлинской серии, а местами непосредственно на породах фундамента. Девонские отложения представлены следующими горизонтами: кальцеоловым, бийским, воробьёвским, старооскольским, муллинским, пашийским, кочновским, доманиковским и другими.

1.3 Общая характеристика продуктивных горизонтов

Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт D4, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт D3, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта D2, которые на Туймазинской площади содержат крупные залежи нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта D1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской и Александровской площадях.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложениях верхнефаменского подъяруса. Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. К песчаникам бобриковского горизонта на Туймазинской и Александровской площадях приурочены залежи нефти, которые являются самостоятельными объектами разработки. Песчаники этого горизонта имеют линзовидное распространение. Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков.

Из выше изложенного видно, что Туймазинское месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты D1, D2, D3, D4, песчаники бобриковского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса.

2. Подготовка буровой к забуриванию

Бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется буровой бригадой в обязанности, которой входит:

подготовительная работа

работа, связанная с проходкой и креплением скважины и разобщение пластов, предупреждением и ликвидацией осложнений и аварий.

Подготовительно - заключительные работы, профилактический ремонт бурового оборудования. Работы по испытанию продуктивных горизонтов в процессе бурения и после перфорационных работ.

Заключительные работы после окончания сооружения скважины.

Всем процессом сооружения скважины руководит буровой мастер, назначаемый из числа техников или инженеров имеющих большой опыт по бурению скважины. Подготовительные работы, проводимые до начала бурения скважины включает следующие операции:

-монтаж и опробование приспособлений малой механизации - отсоединение.

-проверка КИП - контрольно - измерительных приборов.

-центрирование вышки, проверка горизонтальности ротора.

-оснастка талевой системы.

-обкатка дизелей и проверка бурового оборудования.

-приготовление бурового раствора.

-бурение шурфа и установка шурфовой трубы.

-бурение и спуск направления.

Перед сдачей буровой в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробывают его без нагрузки. В начале проверяют отдельные агрегаты, а затем всю установку. Для этого запускают двигатели силовых агрегатов и компрессоров, включают муфты и опробывают на холостом ходу работу трансмиссии, редукторов, лебёдки, насосов, ротора.

Во время обкатки дизелей проверяются отдача и расход топлива давление и температура в топливной системе герметичность всей обвязки и показания приборов. После опробования всех механизмов и оборудования буровой установки подвешивают кермачный канат с кермаком. Подвешивают машинные ключи, соединяют буровой шланг со стояком и вертлюгом; собирают квадрат. Делают оснастку талевой системы, для этого предварительно делают малую оснастку из каната диаметром 9мм и перетягивают талевый канат диаметрами от 25 до 38мм. После того как перетянули талевый канат один его конец крепится к подъёмному валу буровой лебёдки, а второй конец к приспособлению для крепления мёртвого конца. Далее собирают подъёмный крюк. Проверяют отцентрированность вышки, горизонтальность ротора.

До начала работ буровая установка укомплектовывается долотами, обсадными трубами для направления и кондуктора, бурильными трубами, приспособлениями малой механизации, контрольно - измерительными приборами для бурения, шурфом под ведущую трубу, необходимым запасом воды, глины и химических реагентов. На буровой необходимо иметь помещение для отдыха и приёмов пищи (вахтовый посёлок), сушилку для спецодежды, противопожарный инвентарь, набор ручного и вспомогательного инструмента, аптечку с медикаментами, промсанитарный инвентарь, а также инструкции и плакаты по технике безопасности, промсанитария и противопожарным мероприятиям. Запас горюче - смазочных материалов должен храниться в закрытых ёмкостях и иметь чёткую надпись о наименовании хранящихся в них материалов. Сооружение скважины начинают с установки шахтового направления - для укрепления устья скважины от размыва промывочной жидкостью. При устойчивых породах шахтовое направление устанавливают в процессе работ по сооружению вышки. Для этой цели роют шахту глубиной 7 м, в которой устанавливают направление из труб. После установки направления шахту засыпают битым камнем и заливают цементным раствором. В тех случаях, когда с поверхности залегают неустойчивые породы, бурят под направление при помощи ротора до глубины 30м. После этого в пробуренную скважину спускают направление из труб, центрируют его и заливают пространство между стенками скважины и направлением цементом. Верхний конец направления должен доходить до желоба, по которому промывочная жидкость, вытекающая из скважины, направляется в циркуляционную систему.

После того как вышка отцентрирована, и ротор установлен на место, приступают к бурению под шурф для ведущей трубы. Шурф необходим для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб и в периоды, когда не производится бурение. Бурят под шурф турбобуром или ротором. Для забуривания под шурф турбобуром над устьем скважины предварительно собирают долото, турбобур и ведущую трубу. Шурф пробуривают глубиной 17м, затем в шурф опускают две свинченные обсадные трубы (двухтрубку) диаметром 219мм, верхний конец двухтрубки снабжен козырьком для облегчения завода в шурф конца ведущей трубы.

Приемка буровой оформляется актом, подтверждающим пригодность и правильность монтажа оборудования. Кроме этого оформляется акты на испытание нагнетательных линий и пневмосистемы, ограничители подъема талевого блока под кронблок, об испытании заземляющих устройств, об испытаниях блока перегруза талевой системы. Комиссия проверяет состояние подъездных путей и территорий, состояние приемных мостов и стеллажей, полов буровой, исправность оборудования и механизма, исправность маршевых лестниц на вышке, исправность контрольно-измерительных приборов, наличие ограждения на движущихся и вращающихся частей механизмов и оборудований. Все неполадки и недостатки, выявленные при приемке буровой должны быть, устранены до спуска буровой.

При продолжительности бурения скважины более 2 месяцев ежемесячно должны проводиться технические беседы, на которых подводятся итоги работы и рассматриваются особенности технологии бурения на следующий период.

Бурение скважины может быть начато при наличии следующих документов:

а) геолого-технического наряда (ГТН)

б) режимно-технологической карты, а при бурении скважин глубиной 3000м и более, кроме того, проекта технологии бурения;

в) акта о вводе в эксплуатацию установки с разрешением на начало бурения органов Госгортехнадзора

г) наряда на производство буровых работ.

Монтаж и опробование приспособлений малой механизации подсоединение бурового шланга, подвеска машинных ключей, проверка приборов, центрирование вышки, проверка горизонтальности ротора, оснастка талевой системы, бурение под шурф и спуск направления.

Перед сдачей буровой в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробуют его без нагрузки. В начале проверяют отдельные агрегаты, а потом всю установку, для этого запускают двигатели силовых агрегатов и компрессоров, затем включают муфты и опробывают на холостом ходу работу трансмиссии, редукторов, лебёдки насосов, и ротора. Во время обкатки дизелей регулируется подача и расход топлива, давление и температура в масляной системе герметичность всей обвязки.

После опробования оборудования и механизмов на буровую подвешивают кермачный канат с крюком. Затем подвешивают машинные ключи. Затем соединяют буровой шланг со стояком. С другой стороны крепится горловина вертлюга. Затем кермаком затаскивают на буровую талевый блок и приступают к оснастке. После оснастки талевой системы собирают подъёмный крюк. Дальше проверяют отцентрированность буровой вышки. Отцентрированность вышки проверяется натягиванием верёвки через центр скважины. На подъёмном крюке устанавливается отвес, который должен совпасть с центром ротора и центра пересечения натянутых верёвок. Смонтированную буровую сдают в эксплуатацию после приёма комиссии назначенную руководством ООО «Башнефть-Бурение «ТЭГБ».

Проверяют: состояние территории и подъездных путей; состояние приемных мостков, стеллажей, полов буровой; исправность машин и оборудований; КИП; ограждения движущихся и вращающихся частей оборудования; акты на испытание нагнетательных линий и пневмосистемы, ограничителя подъёма талевого блока и заземляющих устройств. Также проверяют перечень необходимых документов до начала бурения.

3. Бурение скважины

После того как установлено, что существует потенциальная нефтеносная структура, единственный способ подтверждения наличия нефти - бурение скважины.

Нефтяная скважина начиналась с бурения ствола с диаметром 426мм и глубиной 30м.

КНБК, требуемое для бурения скважины большого диаметра на незначительную глубину обычно состоит из УБТ и одного стабилизатора. Для более глубоких скважин требуется более жесткая КНБК с тремя стабилизаторами для бурения вертикального ствола или для поддержания существующего наклона скважины

Типичная КНБК состоит из долота, наддолотного стабилизатора, двух УБТ, стабилизатора и трех УБТ, стабилизатора, УБТ, толстостенных бурильных труб и бурильной колонны до устья скважины.

Скважина которая была пробурена в период преддипломной практики была начата с бурения направления диаметром 426 мм и до глубины 30 м с использованием компоновки, долото Ш295,3 мм +калибратор Ш393,7мм + электробур Э240-8 +центратор Ш376,9 мм + УБТ - Ш178 мм + ТБТ1-6-ост. Способ бурения роторный.

Вторая колонна обсадных труб (с наружным D324мм) называется кондуктором и спускается до глубины 180 м, чтобы обеспечить канал для бурового раствора и предотвратить размыв верхних пластов. На бурение под кондуктор использовалась компоновка - долото Ш295,3 мм + калибратор Ш393,7мм + электробур Э240-8 + центратор Ш376,9 мм + УБТ - 178 мм + ТБТ1-6-ост. Способ бурения электробуром.

Третью колонну обсадных труб (с наружным D245 мм) называется технической колонной она спускается до глубины 364м для перекрытия водопроявляющих горизонтов в интервале 250-320 м. На бурение под промежуточную колонну использовалась компоновка долото Ш295,3 мм + К Ш 295,3 мм + Э-240 -8 + телесистема . Способ бурения электробуром.

Последней бурят эксплуатационную колонну диаметром 146 мм на глубину 1800 м. Высота подъема цемента до устья. Способ бурения - электробуром. Под эксплуатационную колонну бурят компоновкой долото Ш215,9 мм + Э190-8В5Р + УБТ - Ш178 мм. При бурении скважины нагрузка на долото соответствовала весу инструмента. При бурении эксплуатационной колонны нагрузка на долото соответствовала 16-22МПа.

4.Спускоподъемные операции

Спускоподъемные операции включают процесс спуска бурильной колонны в скважину и подъёма её из скважины. Бурильную колонну из скважины часто поднимают для замены долота или перед спуском обсадной колонны после достижения необходимой глубины. Спуск всей бурильной колонны осуществляют после замены долота или при расширении ствола и промывки её буровым раствором. Процесс начинается с поднятия рабочей трубы над ротором, установки клиньев и отвинчивания ведущей трубы и вертлюга с верхнего соединения бурильной колонны и их установки в шурф под ведущую трубу.

Бурильные трубы с помощью элеватора и лебедки поднимают над полом вышки. Элеватор представляет собой устройство типа хомута, которая защелкивается на трубе, что позволяет поднимать бурильную колонну из скважины.

Бурильную колонну обычно извлекают комплектом из двух труб (свеча бурильных труб). Свечу бурильных труб (длиной около 24м) поднимают над ротором и раскрепляют в замке машинными ключами и пневмораскрепителем или с помощью обратного вращения ротора. Верхнюю часть свечи принимает верховой рабочий, располагающийся на полатях, где он освобождает свечу из элеватора. Затем верхнюю часть свечи направляют за специально предназначенный для этого палец, установленный на раме для свечей (подсвечнике). До этого рабочий, работающий у ротора, подает конец свечи к подсвечнику (площадке на полу вышки), который расположен под полатями верхового рабочего. Свободные элеваторы затем опускают и закрепляют на оставшиеся бурильной колонне, клинья для захвата убирают из ротора и следующую свечу бурильных труб извлекают из скважины.

Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся бурильная колонна не будет поднята из скважины и установлена в буровой вышке.

При спуске последовательность та же, что и при подъеме, но в обратном порядке, т.е. трубу поднимают с подсвечника с помощью элеватора. КНБК, включающую долото и УБТ, спускают в скважину в первую очередь.

Когда скважина пробурена, опробована и закончена, свечи бурильных труб разбирают на отдельные трубы для передвижения на новую буровую.

5. Осложнения и аварии в процессе бурения

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

Наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

5.1 Осложнения вызывающие нарушение целостности стенок скважин

Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) - резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернооб-разование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа. Интенсивное кавернооб-разование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

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

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

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

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

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. Характерные признаки ползучести - затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

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

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

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

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

5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14-1,2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

2) стремление к максимальной проходке на долото;

3) использование предохранительных резиновых колец;

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

5) при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,40;

6) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

7) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях-потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения - бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости горных пород. Многократная кавернометрия для оценки устойчивости горных пород широко применяется в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважин.

5.2 Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.

1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения снижением гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

Различают три категории интенсивности поглощений: малой интенсивности (до 10-15 м3/ч), средней интенсивности (до 40-60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).

Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:

а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;

б) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;

в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;

г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;

д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.

По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.

Весьма распространенными являются пакеры гидравлико-механического действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.

В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление.

Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.

Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике.

6. Аварии в бурении, их предупреждение и ликвидидация

6.1 Виды аварий, их причины и методы предупреждения

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

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

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

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

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

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

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

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

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 - 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вследствие прекращения вращения шарошек на забое скважины, т. е. происходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения-прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.

Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

Поломки турбобура происходят вследствие разъедания буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

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.