Осложнения и аварии при бурении структурно-поисковых скважин

Введение
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 колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов.
Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины.
1Поглощениепромывочной жидкости, обвалы стенок скважины, нефтегазопроявления
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 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
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, средней интенсивности и высокоинтенсивные.
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, 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. После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки или 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 прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов. 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. Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.
Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.
Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны.
2 Аварии при бурении. Причины возникновения аварий.
Основными видами аварий являются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб, падение бурильного инструмента и других предметов в скважину.
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.
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. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот.
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.
Наибольшее число аварий с бурильными трубами при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью. 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.
3 Меры предупреждения аварий и методы их ликвидации
Предупреждение аварий при бурении скважин заключается прежде всего в соблюдении требований технологии бурения, предусмотренных в геолого-техническом наряде, и специфических указаний, изложенных для конкретной скважины в проекте.
Перед бурением в интервалах с возможными нефтегазопроявлениями необходимо установить перед ведущей трубой клапан. При подготовке к бурению бурильщик осматривает вертлюг, проверяет надежность крепления болтов, гаек, сальников, наличие масла в картере, легкость проворачивания ствола вертлюга (особенно в зимнее время); осматривает буровой шланг, проверяет надежность крепления фланцевых соединений на вертлюге и на стояке, целостность стального каната на шланге и надежность крепления его концов. Шланг для нагнетания бурового раствора должен быть обмотан стальным мягким канатом с петлями через каждые 1,0--1>5 м по всей его длине. Один конец каната крепится к ноге вышки, а другой -- к верхней крышке вертлюга. Проверяется наличие указаний «открыто», «закрыто» и легкость вращения штурвала и пусковой задвижки буровых насосов.
В процессе бурения скважины бурильщик обязан осуществлять режим бурения согласно, внимательно следить за показаниями приборов, должен знать цену деления каждого из них; обязан непрерывно следить за циркуляцией бурового раствора и его параметрами. Параметры бурового раствора поддерживаются в строгой соответствии с ГТН. Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ±0,02 г/см3 при фактической ее величине до 1,45 г/см3 и более чем на ±0,03 г/см3 для растворов более высокой плотности. Контроль показателей свойств бурового раствора в скважинах, бурящихся в нормальных условиях, необходимо производить в следующие сроки: плотность и вязкость -- не реже чем через 1 ч; водоотдачу, СНС, pH, содержание твердой фазы и песка, толщину фильтрационной корки -- не реже 1 раза в смену; содержание солей в фильтрате 2 раза в неделю.
Бурильщик не должен оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых породах, в продуктивных горизонтах, в проницаемых пластах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов, где даже кратковременная остановка на 3--4 мин ведет к прихвату. В случае непредвиденной остановки бурильной колонны в открытом стволе скважины и отключения энергии бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и он обязан принять все возможные меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять бурильную колонну от забоя не менее чем на 15 м и через 2--5 мин расхаживать и поворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильная колонна поднимается выше башмака обсадной колонны.
При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10--15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15--17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек. Механическая скорость проходки при бурении долотами диаметром 295 мм и более должна регулироваться по изменению плотности бурового раствора. При увеличении плотности за счет насыщения раствора шламом механическую скорость необходимо снизить. При обнаружении неравномерного вращения бурильной колонны следует ее немедленно приподнять на 10--15 м, скважину промыть и осторожно приступить к проработке призабойной зоны.
Для исключения заклинивания алмазного долота следует:
исключить спуск в скважину алмазного долота, имеющего сработку более 4 мм;
во время вынужденных остановок бурильную колонну постоянно поднимать и опускать на длину ведущей трубы и проворачивать ротором через 2--5 мин;
при остановках длительностью более 30 мин поднимать долото в башмак промежуточной колонны;
через 70--80 ч следует производить контрольный подъем долота в башмак промежуточной колонны с целью выявления возможного образования сальника.
При повышении давления на выкиде насосов прекратить бурение и привести в нормальное состояние ствол скважины интенсивной промывкой с расхаживанием и вращением колонны труб ротором с частотой не менее 80 об/мин, не допуская натяжения колонны сверх собственного веса.
В случае прекращения освещения на буровой в ночное время работы приостанавливают, включают аварийное освещение от аккумуляторов и принимают меры по предупреждению прихвата бурильной колонны. При бурении электробуром работы по наращиванию бурильной колонны, а также промывка водой контактной муфты ведущей трубы должны производиться при отключенном разъединителе электробура. На приводе разъединителя вывешивается знак.