отчет по практике у хузиной. По добыче нефти
 Скачать 0.67 Mb.
|
|
Введение По добыче нефти По ОАО "Татнефть" в декабре добыто 2 206 902 т нефти - 100,2 процента к декабрю 2011 г, за двенадцать месяцев - 26 005 104 т, что на 76 609 т больше, чем в 2011 году (100,3 процента), сверх плана - 605 104 т (102,4 процента). Сдано 25 527 566 т нефти, сверх плана - 694 266 т. По Группе компаний "Татнефть" добыто 26 306 853 т нефти, сверх плана - 609 490 т (102,3 процента). В декабре по Республике Татарстан добыто 2 768 237 т нефти, что по отношению к декабрю 2011 года составило 100,2 процента. За двенадцать месяцев добыто 32 707 014 т - 100,5 процента к добыче 2011 года. Новое бурение За 2012 год проходка по новому бурению составила 651,1 тыс. м (2011 год - 611,7 тыс. м). Из них для ОАО "Татнефть" - 476,9 тыс. м (2011 год - 480,9 тыс. м), в том числе эксплуатационное бурение - 457,7 тыс. м, разведочное бурение - 19,2 тыс. м. Для дочерних предприятий ОАО "Татнефть" проходка составила 54 тыс. м (2011 год - 40,9 тыс. м), в том числе эксплуатационное бурение - 39,8 тыс. м, разведочное бурение - 14,2 тыс. м. Построено и сдано заказчикам 411 скв. (2011 год - 412 скв.). Из них для ОАО "Татнефть" - 295 скв. (2011 год - 313 скв.), в том числе эксплуатационное бурение - 281 скв., разведочное бурение - 14 скв.. Для дочерних предприятий ОАО "Татнефть" - 29 скв. (2011 год - 30 скв.), в том числе эксплуатационное бурение - 24 скв., разведочное бурение - 5 скв. Бурение в действующем фонде За 2012 год проходка по бурению боковых стволов (БС) и бурению горизонтальных стволов (БГС) составила 50,1 тыс. м (2011 год - 44,3 тыс. м), в том числе для ОАО "Татнефть" - 25,6 тыс. м (2011 год - 21,9 тыс. м). Сдано заказчикам 101 скв. (2011 год - 101 скв.), в том числе для ОАО "Татнефть" - 68 скв. (2011 год - 63 скв.). С начала 2012 года буровые работы по традиционному бурению скважин осуществляют 38 буровых бригад, в бурении БС и БГС задействованы 10 бригад. Одна бригада производит бурение скважин на битумных отложениях Ашальчинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть". Проходка на буровую бригаду в новом бурении за 2012 год составила 16 890 м, в 2011 году проходка на бригаду составляла 17 057 м. Ремонт скважин В декабре 2012 года выполнен текущий ремонт 711 скважин, за год - 8530 скважин (за 2011 год - 8379 скважин). За пределами Республики Татарстан отремонтировано 60 скважин, в том числе 52 скважины в ООО "Татнефть-Самара", 7 скважин - в ОАО "Илекнефтъ", 1 скважина - в ООО "Татнефть-Северный" (за 2011 год отремонтирована 51 скважина, в том числе 41 скважина - в ООО "Татнефтъ-Самара", 5 скважин - в ЗАО "КалмТатнефть", 3 скважины - в ООО "Татнефть-Северный" и 2 скважины - в ОАО "Илекнефтъ"). За текущий год выполнен капитальный ремонт 2511 скважин (за декабрь - 224), в том числе герметизация эксплуатационных колонн - на 309, отключение отдельных пластов и переход на другие горизонты - на 180, перевод скважин в другие категории и освоение под закачку - 150, ликвидация внутрискважинных осложнений и очистка эксплуатационной колонны и забоя - на 274, внедрение пакеров-отсекателей и ОРЭ - на 71, физликвидация и реликвидация - на 71. При помощи установок с гибкой трубой отремонтировано 763 скважины (за декабрь - 53), из них по межтрубному пространству - 150. На 364 скважинах (за декабрь - 19, за 2011 год - 320) произведено 376 процессов гидроразрыва пласта (ГРП). Нарастающая дополнительная добыча нефти от использования данного метода составила 6 млн 200 тыс. тонн. За 2012 год бригадами КРС для ОАО "Татнефтъ" пробурено и освоено 40 скважин малого диаметра. На 2276 скважинах (в декабре - на 142) произведены работы по повышению нефтеотдачи пластов, в том числе химическими методами обработано 1289 скважин (в декабре - на 83). Дополнительная добыча нефти от использования методов повышения нефтеотдачи пластов составила 5 млн 936 тыс. тонн, в том числе химических методов - 2 млн 656 тыс. тонн. Обработка призабойной зоны по технологиям ОАО "Татнефть" за двенадцать месяцев 2012 года выполнена на 3277 скважинах. Производственные показатели ОАО "ТАНЕКО" В декабре 2012 года Комплексом нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов "ТАНЕКО" переработано 561,5 тыс. тонн нефти, произведено 557,2 тыс. тонн нефтепродуктов. Описание структуры пояснительной записки Скважина Летнего месторождения расположена в Бавлинском районе Республики Татарстан и была пробурена в 2012 году ОАО «Алойл - Ремсервис». В административном отношении Алексеевское месторождение расположено на землях Бавлинского района Татарстана и северной части Оренбургской области. Крупный населенный пункт Бавлы, находится в 25км к северу от района месторождения . Ближайшими железнодорожными станциями к площади месторож-дения являются Бугульма и Уруссу Самарской железной дороги. Данные по скважине: - Область (край, республика), район, где закладывается проектная скважина: Республики Татарстан, Бавлинский район; - Площадь, участок, номер скважины: Летнего месторождение, Алексеевская площадь, - Цель бурения и назначение проектной скважины: нагнетательная - Вид профиля проектной скважины: вертикальная; - Проектный пашийские слои; - Альтитуда проектной скважины: 132м; - Проектная глубина по стволу: 1782 м; по вертикали 1627 м; - Проектное смещение забоя: 571м; - Азимут бурения: 69град 33 мин - Конструкция скважины и плановая коммерческая скорость бурения по интервалам: Таблица 1.1 - Конструкция скважины и плановая коммерческая скорость бурения по интервалам
 Рисунок 1.1 Конструкция скважины - Способ бурения: Таблица 1.2 - Способ бурения
- Тип буровой установки, вид привода: БУ- 75",механический; -Характеристика бурильных труб и УБТ: Таблица 1.3 - Характеристика бурильных труб и УБТ
- Конструкция бурильной колонны по интервалам бурения: Таблица 1.4 - Конструкция бурильной колонны по интервалам бурения
- Обязательный комплекс промыслово-геофизических и геологических исследований в проектной скважине: 1. Промежуточныйинклинометрчерез 10м (ИОН-1, ИММН) призабое: - 450м (воткрытомстволе) винт.0-440м - 1320м (в открытом стволе) в инт.400-1320м; 2. ГИС перед спуском кондуктора: - РАРК направления, 1:500 в инт.0-45м. - инклинометрия через 10м (ИОН-1, ИММН) в инт.0-450м; 3. Окончательный каротаж, 5-ая категория: - АКЦ, СГДТ кондуктора, 1:500 в инт.0-440м - инклинометрия через 10м (ИММН, ИОН-1) в инт.1270-1545м, - БК, БКЗ, ИК, ГК, НГК, КС, ПС, МК, Резист.,Каверномер, М 1:200 в инт.1295-1545м - КС, ПС, Каверномер, М 1:500 в инт.440-1545м, - ГК, НГК, М 1:500 в инт.0-1545м. 4. Исследования после цементирования э/колонны: - АКЦ, СГДТ, ГК, ЛМ, М 1:200 в инт. 1100-1535м, - АКЦ, СГДТ, М 1:500 в инт.0-1535м 5. Гидродинамичекие исследования скважины: - при забое 1320м (глубина перехода на БПКР) - отбор шлама в интервале 0-1320 м через 10 м проходки, после вскрытия тульского горизонта продолжить отбор через каждые 5 м проходки; Скважина № 5152 Алексеевской площади приурочена к центральной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Основное направление местной промышленности - сельское хозяйство Климат района континентальный, с темпе6ратурными колебаниями воздуха зимой от минус 50 до минус 300, летом - от +200 до +350. Зима холодная, с сильными ветрами. Лето жаркое с неустойчивыми атмосферными осадками. Наибольшее количество атмосферных осадков выпадает с апреля по октябрь. Ветры, в основном, юго-западного и северо-западного направления, скорость - 12-20 м/сек. Рельеф описываемой территории представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную овражно-балочной сетью, рекой Сула, пересекающей северный угол участка, и рекой Кучема, протекающей по юго-восточной части площади. Преобладающее направление ветров юго-западное. Среднегодовая скорость ветра 3-5 м/сек. В геологическом строении месторождения (включая все участки - Алексеевский, Фоминовский, Подгорный), принимают участие породы докембрийского кристаллического фундамента, осадочные отложения палеозоя и четвертичного возраста. Тектоника. В тектоническом плане по кровле кристаллического фундамента Алексеевская площадь приурочена к зоне сочленения (переходной зоне) юго-восточного склона Южно-Татарского свода (ЮТС) и северного борта Серноводско-Абдулинскогоавлакогена. Структурный план кровли верхнепротерозойских (рифей-вендских) осадочных отложений представляет собой полого погружающуюся в юго-восточном направлении моноклиналь с величиной перепада абсолютных отметок порядка 200 метров. Поверхность терригенных отложений девона в сглаженной форме несет общие унаследованные черты сходства с додевонским рельефом. По подошве репера «аяксы» закартированы Алексеевское, Галицкое и Купавное поднятия. Структурный план поверхности терригенных отложений нижнего карбона в общих чертах повторяет структурный план девонской и отождествляется с кровлей бобриковского горизонта. Наблюдаются небольшие изменения конфигураций поднятий и смещение их сводов. Структурные соотношения нижнепермских отложений с нижезалегающими комплексами характеризуются существенными несоответствиями, что связано со значительным по времени предверхнекаменноугольным перерывом в осадконакоплении. В структурных планах пермских отложений отмечается слабая геоморфологическая выраженность структурных форм. По кровле электрорепера Р1- d2 тастубского горизонта сакмарского яруса нижней перми выделяются Тверское и Призалежное поднятия. Согласно схеме нефтерайонирования Волго-Уральской провинции изучаемая площадь расположена в пределах Алексеевского месторождения Сулинской нефтегазоносной зоны. Нефтеносность. Согласно технологической схеме 1997 года (ТатНИПИнефть) в пределах Алексеевской площади выделяются 10 залежей нефти, локализованных в карбонатных отложениях данково-лебедянского (2 залежи), заволжского (2 залежи), кизеловского (3 залежи) горизонтов верхнего девона и нижнего карбона и терригенных отложениях бобриковского (2 залежи) и тульского (1 залежь) горизонтов нижнего карбона. Нефть турнейского яруса составляет 50% от начальных извлекаемых запасов по всему месторождению. Основные физические параметры следующие: давление насыщения составляет в среднем 4,0 МПа, газовый фактор - 18,3 м3/т, вязкость - 15,5 мПа/сек, плотность сепарированной нефти - 0,870 г/см3. По данным анализа поверхностных проб нефть турнейского яруса тяжелая, плотность составляет в среднем 0,9 г/см3, сернистая - серы в среднем 1,8%, парафинистая - парафина в среднем 3,9%, содержание смол - 22%. Гидрогеологическая характеристика месторождения. В гидрогеологическом отношении стратиграфический разрез на месторождении изучен неравномерно. При структурном бурении водоносные горизонты перми отмечены по уходам промывочной жидкости. При глубоком поисково-разведочном бурении водоносные горизонты карбона и девона отмечались по поглощениям промывочной жидкости, изучались при опробовании пластов и по данным геофизики. Во время опробования замерялись дебиты скважин, динамические уровни, отбирались пробы на химический анализ. Результаты химических анализов вод приведены в таблице. Описание вскрытых водоносных горизонтов приведено сверху вниз. При характеристике подземных вод использована классификация В.А.Сулина. Воды турнейского яруса получены при опробовании скважин Алексеввского и Фоминовского, Подгорного участка. Притоки воды колеблются от 1 до 30 м3/сут. По данным анализов плотность вод изменяется от 1.407 до 1.1565 г/см3, минерализация - от 6303 до 7880мг-экв/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе, классу S1. Стратиграфия.Основные сведения о стратиграфии и литологическом составе пород указаны в таблице: Таблица 1.5- Стратиграфия и литологический состав пород по разрезу скважины
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины указаны в таблице: Таблица 1.6 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ БУРОВОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Коллектив Альметьевского цеха ООО «Бурение» производственную программу 2013 года выполнил и с поставленными перед ним задачами справился. Альметьевский цех, находясь в центральном регионе, в прошедшем году осуществляло бурение скважин для 18 заказчиков: это 9 НГДУ и 9 Совместных предприятий. Освоено 2 млрд. руб. капитальных вложений. По объёмам бурения наш коллектив занял лидирующее положение среди других цехов. Силами цеха пробурено 250,4 тыс. метров горных пород, что на 1,4% выше запланированного. Сдана в эксплуатацию 161 скважина, выполнение плана по сдаче составило 103,2%. 2013 год не был для коллектива буровиков простым. Начался 2013 год с аномально низких для нашего региона температур. В результате сильнейших морозов кратно возросли простои буровых в ожидании отогрева оборудования. Кроме того рост затрат на электроэнергию и топливо в итоге привели к суммарным потерям в размере 12,5 млн.руб., и как результат – значительная потеря проходки. Кроме того, в 2013 году было много проблем в связи с поставкой некачественной обсадной колонны. В результате на ликвидацию негерметичности обсадных колонн было потрачено 4440 часов, в денежном выражении затраты составили 20 миллионов рублей. Альметьевский цех ООО «Бурение» завершил 2013 год со следующими технико-экономическими показателями: Среднегодовое количество буровых бригад в работе (без учёта бурения на депрессии) по цеху составило 16,5. Средняя выработка на одну буровую бригаду выросла на 5% против прошлогодней и составила 15095 м. Коммерческая скорость по традиционному бурению выросла по сравнению с прошлым годом на 4,4% и составила 1299 м/ст-мес. (без депрессии). Благодаря применению эффективной гаммы долот с использованием долот фирмы Smit, Varel, ВБМ и увеличению доли сервисного сопровождения отработки долот, стало возможным сохранение достигнутого в 2012 году уровня проходки на долото. Так проходка на долото в традиционном бурении в 2013 году составила 203 м/дол при нормативных 135 м/дол. Производительность труда в Альметьевском цехе составила 271 м/чел, что выше показателя 2012 года на 17%, что связано как с увеличением коммерческой скорости, так и с оптимизацией численности. Так если на 1 января 2012 года численность производственного персонала цеха составляла 1017 человек, то на 1 января 2013 года она составила уже 961 человек. При этом сохранялось количество буровых бригад. Сокращение численности стало возможным благодаря организационным преобразованиям с выведением работников не основной профессии из состава цеха в специализированные предприятия. В отчетном 2013 году перед Альметьевским цехом были поставлены следующие задачи: Обеспечение качественного строительства скважин и соблюдение требований по охране недр при бурении скважин на следующих месторождениях и площадях: Ромашкинскомместорождении (НГДУ «Альметьевнефть», «Лениногорскнефть»); залежах Ново-Елховской, Федотовской, Акташской площади Ново-Елховского месторождения (НГДУ «Ямашнефть»), Тат-Кандызском месторождении, Бавлинской и Сулинской площадях (НГДУ «Бавлынефть»); Кутушском месторождении (НГДУ «Нурлатнефть), Алькеевской площади (НГДУ «Джалильнефть»), Азнакаевской площади (НГДУ «Азнакаевскнефть»), Онбийском месторождении (ЗАО «Татех»), Тавельском месторождении (ЗАО «Предприятие – Кара-Алтын»), Урмышлинском, Кузайкинском месторождениях (ЗАО «Татойлгаз»), Нагорном месторождении (ЗАО Троицкнефть»), Беркет-Ключевском месторождении (ЗАО «Охтин-ойл»), Домосейкинской площади (ООО «Бенталь»), Макаровском месторождении (ООО «ВУМН»), Северном и Дачном месторождениях (ОАО Шешмаойл» и ОАО «Иделойл») и на Матвеевском лицензионном участке (ЗАО «ХИТ Р»). В 2013 году было пройдено 250370 м горных пород. Сдано нефтегазодобывающим предприятиям – 161 скважина. Качественное крепление всех типов обсадных колонн за отчётный период на большинстве скважин было достигнуто. Средний уровень подъёма цемента за кондуктором – 6,5 м, за эксплуатационной колонной – 63,7 м. В отчётном году закончены бурением 164 скважины, из них 162 наклонных (в том числе 13 горизонтальных). Все скважины пробурены без отклонения от проекта. Начаты бурением 12 разведочных скважин: - скважина № 103 и № 448 сулинской площади; - скважина № 234 и № 235 Ново-Елховского месторождения; - скважина № 702 и № 704 Матвеевского лиценционного участка; - скважина № 102 и № 101 Домосейкинской площади; - скважина № 1008 Макаровского месторождения; - скважина № 11749 Онбийского месторождения; - скважина № 11091 Урмышлинского месторождения; - скважина № 11897 Нагорного месторождения. За 2013 год закончены бурением 12 разведочных скважин, строительством 8 разведочных скважин (переданы на баланс): - для НГДУ «Бавлынефть» - скв. №422 и №103 Сулинской площади; - для ООО «ВУМН» - скв.№1005 Макаровского месторождения; - для ЗАО «Татех» - скв.№11749 Онбийского месторождения; - для ООО «Бенталь» - скв.№100 Домосейкинской площади; - для ЗАО «Татойлгаз» - скв.№11091 Урмышлинского месторождения; - для ЗАО «Предприятие Кара-Алтын» - скв.№4816 Тавельского месторождения. - для ЗАО «Абдулинскнефтегаз» - скв.№7 Абдулинской площади. Общий разведочный метраж составил 22399 м. Всего в разведочных скважинах пройдено с отбором керна 492 м горных пород, вынос составил 442,5 м или 90%. Отобрано 210 образцов СКО. Испытано 16 объектов КИИ. Работы по доразведке «верхних» горизонтов в процессе бурения проводились в 20 эксплуатационных и 12 разведочных скважинах. С отбором керна 792 м горных пород, отобрано 314 образцов сверлящих керноотборником, испытано 23 объекта КИИ. В 2014 году перед Альметьевским цехом стоят следующие задачи: обеспечение качественного строительства скважин и соблюдение требований по охране недр при бурении скважин на месторождениях и площадях Заказчика, пробурить 250 000 м горных пород, сдать нефтегазодобывающим предприятиям – 160 скважин, продолжить работы по внедрению новой техники и передовых технологий в области бурения. 3 УСЛОВИЯ И ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН 3.1 Осложнения при бурении 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. 3.1.1Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины 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). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины, а также в результате действия тектонических сил. 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) бурение скважины по возможности меньшего диаметра; б) бурение от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера; в) поддерживание скорости восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с; г) подача бурильной колонны 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). Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются: 1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами; 2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки; 3) после приготовления глинистого раствора, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных 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. 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. Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются: 1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. 2) стремление к максимальной проходке на долото; 3) использование предохранительных резиновых колец; 4)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. 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 солейнаиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения - бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита. 3.1.2 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 и, во-вторых, характером объекта поглощения. 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.Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций. Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам разработаны перекрывающие устройства, «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны. 3.1.3 Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений и борьба с ними В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины-возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан. Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Выбросы могут возникать и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины. Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия. 1 не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН; 2 долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы; 3 цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями; 4 при снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3 (0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению. 5 необходимо иметь запас раствора; 6 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; 7 колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН; 8 если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента; 9 перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан. 3.2 Аварии при бурении скважин 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. 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. 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. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||