Бурение скважин

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.

4. Проведение  работ по подготовке и ликвидации  скважин.

Все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти  и газа, при ликвидации и списании затрат делятся на шесть категорий:

1. Поисковые и разведочные скважины (а также опорные и параметрические), выполнившие свое назначение  и оказавшиеся сухими или водяными, не доведенными до проектной  отметки, а также скважины с  притоком нефти или газа промышленного  значения.

2. Эксплуатационные  скважины,  оказавшиеся  сухими  или водяными, а также оценочные, выполнившие  свое назначение.

3. Скважины, подлежащие ликвидации  по техническим причинам вследствие  некачественной проводки, аварии  в процессе

бурения, испытания и эксплуатации, а также скважины, пробуренные  для глушения открытых фонтанов.

4. Скважины основных фондов предприятия,  после обводнения сверх предела  по проекту разработки,  снижения  дебитов

нефти  и газа до предела рентабельности,   при  прекращении приемистости нагнетательных скважин.

5. Скважины в запретных зонах  (полигоны, промышленные предприятия,  населенные пункты), скважины, ликвидируемые  после стихийных   бедствий   (землетрясения,   оползни  и   т.д.) или вследствие причин геологического  характера.

6. Законсервированные скважины  в ожидании организации промысла (свыше 10 лет);  скважины, использование   которых невозможно   из-за   несоответствия   условиям  эксплуатации  - конструкции, диаметра и коррозиестойкости  обсадной колонны и ее цементирования.

   На каждую скважину, подлежащую  ликвидации, должен быть составлен  план проведения работ по оборудованию  устья и ствола скважины, согласованный  с территориальным округом Госгортехнадзора, а также военизированной частью (отрядом) по предупреждению и  ликвидации газовых и нефтяных  фонтанов и утвержденный руководством  объединения.

   В ликвидируемых скважинах  в определенном порядке должны  быть установлены цементные мосты  и надлежащим образом оборудовано  устье скважины. Основой ликвидации  является заполнение ствола скважины  землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое  давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места  расположения цементных мостов  высотой 50—100 м определяются в  зависимости от причин ликвидации  скважины и отражаются в соответствующих  инструкциях.

   При ликвидации скважин,  в которых вскрыты нефтегазово-допроявляющие  пласты не разрешается демонтировать  колонные головки.

При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.

  После завершения работ по  ликвидации скважины геологическая  служба организации-исполнителя  обязана составить справку, в  которой должны быть отражены  фактическое положение цементных  мостов и результаты их испытаний,  параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие  и состав незамерзающей жидкости  в приустьевой части ствола  скважины (где это необходимо).

4.1 Глушение  сквахин

Глушение скважин – это технологический  процесс, в результате которого создаётся  противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт. Жидкость для глушения должна обладать определенными  физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически  инертной к породе, коллектору; исключать  необратимую кольматацию пор  и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия  на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических  условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных  работ. Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушение скважины в затрубное  пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания заданной репрессии  на пласт создаётся противодавление  на устье с помощью регулируемого  штуцера, установленного на линии трубного пространства. При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое  давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным. Давление в затрубном  пространстве при этом будет снижаться.

Как только жидкость глушения начнёт заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном  пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести  при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора.