Главная страница

Аварии и осложнении. Аварии и осложнение. 2 1 Осложнения и аварии при бурении


Скачать 190.61 Kb.
Название2 1 Осложнения и аварии при бурении
АнкорАварии и осложнении
Дата23.05.2020
Размер190.61 Kb.
Формат файлаdocx
Имя файлаАварии и осложнение.docx
ТипДокументы
#124922

2.1.1 Осложнения и аварии при бурении



Осложнение – это затруднение углубления ствола скважины вызванное различными факторами:

- геологического;

- технико-технологического;

- организационного;

- субъективного и объективного характеров при соблюдении технологического процесса.

При осложнениях бурение скважины возможно, но сложно.

Необходимо проведение специальных мероприятий.



Рисунок 2.1.1.1 – Классификация осложнений
Таблица 2.1.1.1 – Предупреждение и ликвидация осложнений

Виды

Характерные признаки

Предупреждение и ликвидация


1

2

3

Осыпи и обвалы

1) резкое повышение давления в нагнетательной линии буровых насосов;

2) обильный вынос кусков породы;

3) интенсивное кавернообразование;

4) не дохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки,

5) затяжки и прихват бурильной колонны;

6) иногда выделение газа.


1) бурить в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости проходки;

3) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

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

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

6) подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков;

7) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

8) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность

до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

9) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.


Поглощение бурового раствора

Частичное или полное отсутствие выхода раствора на устье скважины

1) бурение без выхода раствора на поверхность;

2) использование наполнителей;

3) использование тампонажных смесей, смол, битумов;

4) профильные перекрыватели, технические обсадные колонны;

5) Торпеды, направленные взрывы в скважине.





Продолжение таблицы 2.1.1.1

1

2

3

ГНВП

Выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газа;

Кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора;

Слабый перелив раствора из скважины;

Повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);

Появление газа по показаниям газокаротажной станции.

1) Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2) Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

3) При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3 (0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

4) Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками .скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

5) Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

6) Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.



Таблица 2.1.1.2 - Возможные осложнения при бурении

Стратиграфический горизонт

Глубина кровли


Возможные осложнения

Коэффициент ковернозности

по вертикали, м.







1

2

4

5

Четвертичный

0-12

Осыпи, обвалы

1,3

Казанский

12-132

Поглощения

1,3

Уфимский

132-198

Поглощения

1,3

Артийский

198-332

Поглощения, ПУХ

1,1

Верхний карбон

332-521

В/проявление

1,1

Мячковский

521-625




-

Подольский

625-707

Поглощения

1,1

Каширский

707-769




-

Верейский

769-811

Осыпи, обвалы

1,3

Башкирский

811-834




-

Намюрский

834-915

Поглощения

1,1

Серпухо-окский

915-1088

Поглощения

1,1

Тульский

1088-1102




-

Бобриковский

1102-1118

Осыпи, обвалы, возм. н/п

1,1

Турнейский

1118-1197

Поглощения

1,1

В. Фаменский

1197-1345




-

Н. Фаменский

1345-1488

Поглощения

1,1

В.Франский

1488-1584




-

Мендымские слои

1584-1623




-

Доманиковские слои

1623-1660




-

Сарагаевсвий слои

1660-1690




-

Кыновские слои

1690-1720

осыпи,обвалы

1,1

Пашийский

1720-1821




-



2.1.2 Виды аварий, их причины и меры предупреждения


Авария – нарушение непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) скважины, требующее для ее ликвидации проведения специальных работ не предусмотренных проектом на бурение скважины.



Рисунок 2.1.2.1 – Аварии в бурении

Виды

аварии

Характерные признаки

Предупреждение и ликвидация


Аварийный инструмент

1

2

3

4

Аварии с бурильной колонной

Ведущие трубы

поломка по телу; срыв трубной резьбы.

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;


1) Метчики - предназначены для захвата за внутреннюю поверхность оборванных труб;

2) Несквозной колокол -предназначен для захвата оборванных труб за наружную поверхность;

3) Сквозной колокол - захватывает колонну оборванных труб за замок или муфту, расположенные ниже верхнего конца оборванных труб.

4) Фрезеры-фрезерование металлических предметов на забое скважины

Бурильные трубы

поломка в концевой высадке;

по телу;

в зоне сварного шва; срыв трубной резьбы.


Бурильные замки

срыв замковой резьбы; поломка по телу

УБТ и переводники

срыв замковой резьбы; поломка по телу в зоне замковой резьбы.

Соединительные муфты

поломка по телу

Падение части колонны бурильных труб в скважину


Падение давления бурового раствора на стояке;

Снижение нагрузки на крюке;

Повышение частоты вращения ротора;

Уменьшение силы тока в электродвигателе привода ротора.


Таблица 2.1.2.1 – Предупреждение и ликвидация аварии

Продолжение таблицы 2.1.2.1

1

2

3

Аварии с породаразрушающим инструментом

1) Резкое снижение механической скорости бурения;

2)Повышенная вибрация инструмента, посторонние шумы;

3) Увеличение крутящего момента на роторе;

4) Увеличение силы тока в цепи двигателя ротора.


1) наличие гидромонитор-ных насадок и надежность их крепления;

2) чистоту промывоч-ных каналов;

3) свободное вращение шарошек у долот с опорами типа В;

4) у долот типа ГНУ и ГАУ надежность фиксации крышек компенсаторов, чистоту каналов в крышках, отсутствие подтеков смазки;

5) диаметр долота шаблоном;

6) очистить резьбу, нанести смазку.


Аварии с забойным двигателем

1) прекращение углубки скважины;

2) падение давления бурового раствора.

1)Транспортировка забойных двигателей допускается только с опорой не менее, чем в трех точках, двигатели диаметром 195 мм и менее транспортируются только в обсадных трубах.

2) Соответствие диаметра забойного двигателя диаметру долота. 215,9 – 195; 190,5 –172.

3) Свинчивание секций производить ключами с моментомерами до моментов, указанных в технических условиях эксплуатации.

4) После свинчивания на резьбах наносить метки.

В процессе эксплуатации

Контролировать их положение.

5) Под ведущей трубой устанавливать фильтр длиной 1,5 – 2 м с диаметром отверстий 5-6 мм.


Продолжение таблицы 2.1.2.1

1

2

3




1)Неподготовленность скважины.

2) Обвалы стенок скважины.

3) При подъеме затаскивание прибора в блок – балаж с последующим обрывом кабеля.

4) Отсутствие меток на кабеле.

5) Отсутствие указателя натяжения каротажного кабеля

6) Неисправность счетчика глубины спуска приборов.

7) Большая скорость спуска приборов.


1) Проверка состояния бурового оборудования и инструмента.

Проработка мест возможных сужений ствола, уступов и промывка скважины до выравнивания бурового раствора.

2) Исследования начинаются сразу же после подъема бурового инструмента.

3) Установка глухих плашек на ПВО и его опрессовка.

4) Готовность скважины к исследованиям оформляется актом.

Ролик блок – баланса должен находиться на высоте не менее 20 метров от стола ротора.

5) Применение противоприхватных центраторов, кожухов.


Аварии при цементировании

Преждевремен-ное схватывание раствора

1) Перерывы между закачиванием тампонажного раствора и продавочной жидкости.

2) Плохое перемешивание цементного раствора с замедлителем сжватывания

3) Наличие растворенный солей в воде, используемой для затворения цемента.

4) Остатки химреагентов в емкостях.

5) Не учитывается сжимаемость продавочной жидкости

1) Проверка качества воды затворения.

2) Применение станций контроля цементирования (СКЦ).

3) Очистка емкостей от остатков химреагентов перед началом работ.

4) Не допускать смешивание тампонажного раствора с замедлителями

схватывания в мерниках цементировочных агрегатов.


Неподъем тампонажного раствора

-Направление – до устья

-Кондуктор – 15м в направление

-Техническая колонна – 150м в кондуктор

-Эксплуатационная – 150м в кондуктор или 100м в техническую колонну.

-Высота подъема цемента определяется приборами АКЦ и СГДТ.





написать администратору сайта