Аварии. Лекция Аварии в процессе бурения скважины на нефть и газ возникают различного вида аварии

• Название: Лекция Аварии в процессе бурения скважины на нефть и газ возникают различного вида аварии
• Дата: 16.04.2021
• Размер: 158.93 Kb.
• Имя файла: Аварии.docx
• Тип: Лекция; #195293
• страница: 2 из 2

Ликвидация прихвата с помощью установки нефтяных ванн.

Нефть является наиболее активным агентом жидкостной ван­ны. Рекомендуется устанавливать ее в первые моменты возникно­вения прихвата для предотвращения интенсивного роста сил, при­жимающих бурильную колонну к стенке скважины, но не позже 3­5 ч после начала аварии.

Перед установкой нефтяной ванны необходимо выполнить сле­дующие мероприятия:

• 
  определить верхнюю границу прихвата по упругому удлине­нию колонны или с применением специальных приборов;
  
• 
  проверить надежность работы противовыбросового оборудо­вания, насосов и других элементов циркуляционной системы, со­стояние буровой вышки и талевой системы, готовность средств пожаротушения, наличие необходимого количества и качества бу­рового раствора в запасных емкостях. Провести очистку площадки вокруг буровой для предотвращения загораний;
  
• 
  установить в бурильной колонне обратный клапан-кран для предупреждения нефтеводогазопроявлений.
  

Объем нефти для ванны определяется из расчета перекрытия ин­тервала прихвата в затрубном пространстве и подъема выше верхней границы прихвата не менее чем на 50-100 м. Кроме того, определенный объем нефти (3-5 м³) резервируется в бурильных трубах, исходя из технологических особенностей процесса освобождения инструмента нефтяной ванной. Рекомендуется после 1 ч нахождения колонны под ванной проверять возможность ликвидации аварии расхаживанием, после чего порцию нефти объемом 0,5-0,7 м³ необходимо продавить в зону прихвата.

Суммарный объем нефти для ванны Q определяется по формуле



где K - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата;

- диаметр долота, м;

d_Н, d_вн - наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м;

Н - интервал прихвата от забоя, м;

h- расчетная высота подъема нефти выше зоны прихвата, м. Назначается для нивелирования возможной ошибки определения верхней границы прихвата, принимается равной 50-100 м;

h₁ - высота столба резервного объема нефти в бурильных трубах, м.

Объем продавочной жидкости определяется по формуле

V_пр = SH_a,

где S — площадь проходного канала бурильных труб, м²;

H_a — высота столба продавочной жидкости в трубах, которая определяется из условия обеспечения равенства значений давления в бурильных трубах и кольцевом пространстве после установки ванны, м.

Гидростатическое давление в стволе скважины после установ­ки ванны должно превышать пластовое в целях недопущения неф­тегазоводопроявлений.

Буровой раствор в стволе скважины должен иметь по возмож­ности минимальные величины вязкости, СНС и плотности.

Для предупреждения всплывания нефти и ухода ее из зоны при­хвата рекомендуется перед порциями нефти и продавочной жидкости закачать порцию буферной жидкости с расчетом заполнения ею 150— 200 м заколонного и внутритрубного пространств. Для приготовления буферной жидкости на основе применяемого бурового раствора тре­буется обработать его реагентами - структурообразователями типа КМЦ, крахмалом и другими — с дозировкой их не более 2—3 %.

Приготовленная буферная жидкость должна иметь следующие параметры:

• 
  плотность, близкую к плотности бурового раствора;
  
• 
  вязкость максимально возможную;
  
• 
  СНС₁₀ не менее 27 МПа;
  
• 
  водоотдачу примерно равную водоотдаче бурового раствора.
  

Обязательным при приготовлении буферной жидкости являет­ся ее проверка на коагуляцию при контакте с буровым раствором.

Для установки ванн при возможности выбора рекомендуется применять безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть с малой плотностью. Для повышения эффективности ванны в нефть добавляются поверхностно-активные вещества, например сульфа- нол, дисольван, НЧК, ОП-10 и другие, в количестве до 1—3 % от объ­ема нефти.

Закачка компонентов ванны производится насосами в следую­щей последовательности: буферная жидкость - нефть - буферная жидкость - продавочная жидкость при максимальной подаче. Ско­рость восходящего потока бурового раствора, буферной жидкости и нефти в кольцевом пространстве должна быть равна скорости потока бурового раствора при бурении этого интервала.

После установки ванны в зависимости от разновидности при­хвата колонна или разгружается на определенную часть ее веса, или оставляется под натяжением на талевой системе.

Для предотвращения распространения зоны прихвата рекомен­дуется расхаживать инструмент во время действия ванны не реже 2 раз за 1 ч.

Расхаживание колонны для ее освобождения следует прово­дить через 4-6 ч после установки ванны, впрочем, это время может быть изменено с учетом опыта ликвидации прихватов в данном районе. После каждого расхаживания часть нефти из бурильной колонны (0,5-0,7 м³) прокачивается в зону прихвата.

Продолжительность действия ванны должна быть не менее 15 ч. Если при этом колонна не освобождена, то необходимо восстано­вить циркуляцию, промыть скважину и установить вторую нефтя­ную ванну. Установка более чем двух жидкостных ванн нецелесооб­разна. В случае неудачи с установкой второй ванны иногда присту­пают к сплошной промывке скважины нефтью.

При освобождении колонны производят промывку с вымывом нефти на устье и сбором ее для повторных установок ванн. Колон­на труб поднимается из скважины. Проводится тщательный кон­троль состояния труб, включая дефектоскопию. Ствол скважины в осложненных интервалах прорабатывается.

Водяная ванна. Применяется в том случае, если геологический разрез представлен устойчивыми породами, не склонными к осы­пям и обвалам. Установка водяных ванн наиболее эффективна в скважинах, для промывки которых используется глинистый раствор на основе выбуренных пород, а также при заклинке колонны в ин­тервалах залегания натриевых и магниевых солей. Специалисты считают, что эффект от водяной ванны обусловливается осмотиче­ским массопереносом через фильтрационную корку.

Преимущества водяной ванны в сравнении с нефтяной сле­дующие:

• 
  установка ванны может проводиться буровыми насосами;
  
• 
  возможность немедленной установки ванны в случае отсут­ствия нефти на буровой, что важно для буровых, удаленных от баз;
  
• 
  вода тяжелее нефти, поэтому меры по предотвращению флюидопроявлений выполняются легче;
  
• 
  вода как агент активна, легко проникает в тонкие каналы фильтрационных корок и менее интенсивно по сравнению с нефтью всплывает в стволе скважины, заполненной глинистым раствором;
  
• 
  безопасность в пожарном отношении.
  

Эффективность водяных ванн увеличивается при добавках 1-2 % ПАВ и некоторых химических реагентов: ОП-10, полиэтиленгликоль, глицерин, КМЦ, хромпик, соляная кислота.

Кислотная ванна. Применяется при ликвидации прихватов труб в карбонатных породах, глинистых известняках и доломитах, а также в глинистых породах. Действие ванны основывается на способности кислоты растворять перечисленные породы. Для ки­слотных ванн применяется техническая соляная кислота 8-14%- ной концентрации, смеси соляной кислоты и воды или нефти, сульфаминовая кислота. Для растворения глинистых корок исполь­зуется смесь 16-20%-ной соляной и 40%-ной плавиковой кислот. Соотношение компонентов смесей подбирается путем лаборатор­ных экспериментов из условия наиболее активного воздействия смеси кислот на образцы пород и фильтрационных корок. При про­ведении опытов необходимо знать, что скорость воздействия соля­ной, плавиковой кислот и их смесей на карбонатные породы в большей степени зависит от температуры и давления. При увели­чении температуры на 20°-25° скорость реакции возрастает в 3 раза, а при увеличении давления уменьшается.

Не допускается установка ванн с соляной и смесью соляной и плавиковой кислот при наличии в компоновке бурильной колонны труб из алюминиевого сплава Д16Т. Для уменьшения коррозионно­го воздействия кислот на стальные трубы и оборудование в них необходимо вводить ингибиторы (формалин, униколы, масла, ПАВ).

Для обеспечения благоприятных условий действия кислотных ванн применяется вода в качестве буферной жидкости. Объем воды определяется из расчета заполнения 50 м затрубного и внутритруб­ного пространств.

Последовательность операций при установке ванны начинается с закачки первой порции воды, затем закачивается кислота, причем в затрубное пространство первоначально продавливается 25-35 % рас­четного объема с оставлением 66-75 % объема кислоты в колонне [2]. За кислотой следует закачка второй порции воды и расчетное количе­ство продавочной жидкости.

Колонна должна находиться под ванной в течение 3-6 ч. Через 1 ч инструмент расхаживают и продавливают в зону прихвата 1-4 м³ кислоты.

Необходимо обращать большое внимание на соблюдение пра­вил охраны труда, так как работы с кислотами могут быть опасны­ми для здоровья членов буровой бригады.
Ликвидация прихватов бурильной колонны обуриванием
Этот способ надежен и применяется, если другие способы и ме­тоды ликвидации прихвата не дали результата. Одним из условий его реализации является наличие достаточного зазора между бу­рильными трубами и стенкой скважины. Целью обуривания является освобождение кольцевого пространства между бурильной колонной и стенкой скважины от шлама, цемента, металла, глинистой корки. Затем обуренная часть бурильных труб отворачивается и поднима­ется.

Компоновка низа обурочной колонны состоит из обурочных труб с обычным или безопасным переводником для соединения с бурильной колонной и башмачным фрезером внизу.

Вооружение фрезера выбирается в зависимости от того, какой материал предстоит разбуривать. Обурочные трубы - это толсто­стенные обсадные трубы со специальными резьбами, имеющими повышенную сопротивляемость растяжению и скручиванию. Дли­на обурочной трубы должна быть на 2-3 м больше длины предпо­лагаемого участка обуривания (фрезерования). Для увеличения кольцевого зазора между стенкой скважины и обуриваемой колон­ной обурочные трубы изготавливают безмуфтовыми с гладкими концами. Величина кольцевого зазора влияет на продолжитель­ность обуривания и величину интервала.

Обуривание осуществляется роторным способом с частотой вращения до 60 об/мин при нагрузке 2-5 тс и скорости восходяще­го потока не менее 1,2 м/с. Режимы обуривания могут зависеть от конкретных условий.

Процесс обуривания намного сложнее, чем бурение участка ствола до прихвата, его применяют в наиболее прихватоопасных условиях: небольшие кольцевые зазоры, значительные потери дав­ления на преодолении сопротивлений в скважине, поэтому работы в скважине надо вести при повышенном техническом надзоре.

Запрещается оставлять обурочную трубу на длительное время без движения, даже при подготовительных работах к наращиванию бурильных труб рекомендуется проворачивать обурочную трубу.

После обуривания прихваченных труб на две-три трубы произ­водят соединение их с замковым элементом или ловильным инст­рументом, расхаживают и пытаются их поднять. Если это не дает результата, то срезают обуренные трубы или развинчивают их над верхней границей прихвата, используя для ослабления резьбового соединения торпеду.

После извлечения части обуренных труб работу по обуриванию прихваченных труб повторяют, пытаются освободить их рас­хаживанием и, если это не дает результатов, снова срезают или развинчивают. Указанные работы повторяют до тех пор, пока при­хваченные трубы не будут извлечены.

Турбобуры и УБТ обуриваются в тех случаях, когда диаметры скважины и фрезеруемых труб отличаются между собой на 95-100 м.
Техника безопасности при ликвидации аварий
До начала ловильных работ не всегда удается составить точное представление о состоянии части бурильной колонны, оставленной в скважине. Поэтому при возникновении аварии необходимо подготовиться к тому, что оставленная часть колонны может оказаться прихваченной и ликвидация аварии будет проходить в сложных и опасных условиях.

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.

Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, работы по ликвидации аварии необходимо организовать следующим образом.

1. Работы по ликвидации аварии в скважине должен выполнять буровой мастер под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного инженера конторы бурения (экспедиции, разведки, участка). Присутствие остальных инженерно-технических работников внутри фонаря и в пределах опасной зоны нежелательно. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 суток с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия.

2. До спуска ловильного инструмента в скважину должно быть проверено состояние:

а) талевого каната и надежность его на случай прихвата оставшейся части бурильной колонны;

б) приспособления для крепления неподвижного конца талевого каната;

в) индикатора веса, особенно правильность положения стрелок приборов; четкость записей пишущего прибора; качество и состояние крепления дюритового шланга и трубок от трансформатора давления к показывающим и пишущим приборам индикатора веса;

г) фонаря вышки и крепления его соединений, а также прочности фундаментов под ногами вышки;

д) кронблока, талевого блока, трансмиссий и тормозной системы лебедки;

е) вкладышей и стопорных устройств ротора и вертлюга.

3. Крепление ловильного инструмента и другие работы в скважине при подвешенной на ведущей трубе бурильной колонне выполняются при застопоренных вкладышах и зажимах клиньев ротора, исключающих выпадение их при резком вращении или внезапном подъеме. Кроме того, зажимы (клинья) закрепляются болтами.

4. Рабочие места внутри вышки должны иметь свободные доступы и отходы, а внутренняя площадь должна быть освобождена от посторонних предметов.

5. Помимо изложенного, при работах по извлечению прихваченной бурильной или обсадной колонны необходимо удалить всех рабочих из опасной зоны, кроме бурильщика, но не ближе чем на 50 м от вышки. При бурении на дизельном приводе в дизельном помещении остается дизелист, но он должен быть предупрежден об обязательном нахождении в менее опасной зоне (вдоль условной линии продолжения диагоналей фонаря).

Штроп вертлюга дополнительно закрепляют от выпадения из зева крюка петлями из прядей талевого каната, которые крепятся в серьгах вертлюга.

Развинчивать сильно закрепленные резьбовые соединения следует после подогрева замков (кислородными горелками или другими источниками тепла). При отсутствии автоматических ключей раскреплять резьбовые соединения надо машинными ключами и устанавливать страховые канаты.

Крепление рабочего каната ключом должно исключать его отсоединении при любых условиях работы.

6. При установке кислотных ванн рабочие, участвующие в смешении и закачке кислоты в скважину, должны работать в одежде из кислотостойкой ткани, предохраняющей тело от поражения кислотой. Лицо должно быть защищено маской, руки резиновыми перчатками, а на ноги надеваются резиновые сапоги с заправкой брюк на выпуск.

7. При применении гидравлических домкратов для извлечения прихваченной колонны необходимо:

а) талевую систему держать в свободном состоянии;

б) устанавливать насосы гидравлических домкратов с ручным приводом (ГД 1-300) вне вышки;

в) прочно связывать домкраты между собой;

г) запрещать выравнивание пистонов (скалок) подкладыванием под них прокладок;

д) выход пистонов допускать не более чем на 400 мм;

е) устанавливать опломбированные исправные манометры с диаметром циферблата не менее 250 мм;

ж) при работе с гидравлическим домкратом, имеющим ручной привод (ГД1-300), при давлении до 70 атм. следует пользоваться большим поршнем, а при большем давлении - малым поршнем;

з) равномерно снижать давление путем плавного отвинчивания спускной пробки и плавного спуска жидкости;

и) не допускать сбивания ударами падающего груза верхнего зажимного хомута, а опускать его с ослаблением болтов на хомуте.