ваф. ГосЭкзамен. Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация
 Скачать 301.02 Kb.
|
|
33.Прихват бурильной колонны. Основными причинами прихватов БК при использовании глинистого раствора в качестве промывочной жидкости являются: 1)Промывка забоя глинистым раствором с очень большой водоотдачей; такой раствор образует толстую глинистую корку на стенках скважины, что приводит к сужению диаметра ствола скважины и следовательно к прихвату; 2)Выпучивание пластичных пород при большой разности давлений в пластах и стволе скважины под влиянием воды, проникающей из глинистого раствора; 3)Плохая и нерегулярная очистка глинистого раствора от выбуренной породы; 4)Оставление БК без движения в скважине продолжительное время при качестве раствора, не соответствующем условиям бурения; Причиной прихвата БК в турбинном бурении при использовании воды в качестве промывочной жидкости является недостаточная промывка скважины перед наращиванием или подъемом БК. Для предупреждения прихватов необходимо: 1)Применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин; 2)Обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы; 3)Регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок; 4)Утяжеление глинистого раствора производить при вращающейся БК; 5)При вынужденных остановках процесса бурения необходимо через каждые 3–5 мин расхаживать БК и проворачивать ее ротором. 34.Аварии в бурении и борьба с ними. Авария в бурении – это поломка или оставление в скважине бурильной колонны или ее частей, выбросы промывочной жидкости, фонтаны, нарушение состояния ствола скважины и т. д., приводящие к невозможности продолжения процессов углубления ствола скважины. В результате аварий увеличиваются сроки сооружения скважин и стоимость буровых работ, снижается производительность скважин, передаваемых в эксплуатацию. Аварии могут возникать вследствие геологических, технических и технологических причин. Геологические причины обусловлены бурением в сложных условиях: поглощение промывочной жидкости, вызванное проходкой сильнотрещиноватых пород; осыпи и обвалы стенок скважины; вскрытие высоконапорных пластов, вызывающее выбросы воды, нефти и газа и т.д. Техническими причинами могут быть применение неисправных бурильных и обсадных труб, а также изношенных инструментов. К технологическим причинам относятся нарушение рационального режима бурения, применение технологии без учета реальных горно-геологических условий проходки скважины. Наиболее частые виды аварий – это прихваты бурового снаряда, обрыв колонковых и бурильных труб, обрыв ПРИ и обрыв обсадных труб. При возникновении аварии в 1ую очередь определяют глубину скважины, на которой она произошла, устанавливают причину и составляют план ликвидации аварий. Аварии, вызванные прихватом бурового снаряда. Основные причины прихвата бурового снаряда – наличие большого количества шлама на забое, зауживание ствола скважины вследствие использования долот, изношенных по диаметру. Для предупреждения прихватов необходимо применять высококачественный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами. Промывку скважины при спуске бурового снаряда следует начинать, не доходя 2–3м до забоя. При внезапном прекращении циркуляции промывочной жидкости следует приподнять буровой снаряд на длину ведущей трубы. Перед его подъемом скважину надо тщательно промывать с целью очистки от шлама. При замене изношенного долота новым призабойный участок ствола длиной 15–20м прорабатывается на 1ой скорости при небольшой подаче. При прихвате буровой снаряд расхаживают с помощью лебедки или гидравлической системы установки, чтобы восстановить циркуляцию промывочной жидкости в случае ее нарушения. Аварии с бурильными трубами. Прихват снаряда может быть причиной обрыва бурильных труб, т.к. в этом случае на снаряд передается максимальная мощность двигателя установки. Обрывы снаряда часто возникают при недопустимом износе бурильных труб или их резьбовых соединений. Для уменьшения изгибающих напряжений диаметр БК выбирают как можно ближе к диаметру скважины, обязательно применяют УБТ. Перед свинчиванием резьбовые соединения очищают и смазывают графитовой смазкой. Трубы свинчивают до отказа, без оставления зазоров в замковых соединениях. При обрыве бурильных труб углубление забоя прекращается, на поверхность поднимают верхнюю часть бурильной колонны. По длине поднятых труб и форме оборванного конца устанавливают местонахождение оставленной части колонны и характер обрыва. В необходимых случаях местоположение конца оставленной части снаряда уточняют спуском в скважину на бурильных трубах печати. Для ловли оставшегося снаряда применяют овершот, метчик и колокол. Аварии с породоразрушающим инструментом (ПРИ). Для исключения обрыва или отвинчивания долота необходимо тщательно проверять его исправность, особенно в местах сварки швов. Необходимо также следить за исправностью резьбы ПРИ. ПРИ на забой ставят плавно, без рывков. При бурении нельзя допускать чрезмерной осевой нагрузки на долото. Для извлечения не прихваченного долота при его вертикальном расположении применяются метчик или колокол. Если долото лежит боком и сильно прихвачено, его разрушают взрывом опущенной в скважину торпеды. Обломки долота поднимают магнитным фрезером или пауком. Магнитный фрезер представляет собой торцовую фрезу, которая разрушает стальные предметы на забое и поднимает их в виде стружки на поверхность. Паук – тонкостенный цилиндр, нижняя часть которого имеет фрезерованные лепестки. При постановке паука на забой под действием осевой нагрузки лепестки подгибаются внутрь, захватывая обломок долота. С помощью паука и магнитного фрезера из скважины удаляют мелкие предметы, случайно упавшие в скважину. 35.Инструменты для борьбы с авариями. Под ловильными работами понимают совокупность операций, необходимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов до возобновления в нем бурения. Для ловильных работ используют специальные (ловильные) инструменты самых различных типов и назначений. Остановимся на основных из них. Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине колонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые - для извлечения колонны по частям. Колокола служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы возник со стороны ниппеля замка. Если слом неровный с наличием лент или имеется трещина вдоль трубы, не перекрываемая колоколом, то для ловли необходимо применять открытый колокол с соответствующим патрубком или трубой. Для извлечения долота, оставшегося в скважине вследствие отвинчивания или срыва резьбы, применяют колокол-калибр. Правые колокола используют при ловле правыми бурильными трубами всей оставшейся колонны, а левые - при ловле левыми бурильными трубами для отвинчивания части оставленной колонны. Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя использовать, а колоколом и метчиком не удается соединиться с оставшейся на забое частью бурильной колонны и где длина колонны не превышает 400м и она не прихвачена. Удочку используют для извлечения оставленного в скважине стального каната и каротажного кабеля. Запрещается спуск в скважину удочки без специального хомута, ограничивающего пропуск этого инструмента в зону нахождения оставленного каната или кабеля. Отводные крючки предназначены для центрирования оставшегося в скважине конца бурильных труб. Фрезер используют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей. Работа фрезером состоит в разрушении металлического объекта и превращении его в стружку. Закачивание скважин 1.Конструкция скважин. Типы и назначение спускаемых колонн. Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметра ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования. Наименование колонн: 1)Направление — 1ый ряд труб, спускаемых на глубину до 40 м для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины; 2)Кондуктор—2ой ряд труб с максимальной глубиной спуска до 500—600м, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем ее интервале. В процессе бурения эта колонна труб препятствует проникновению бурового раствора и других технологических жидкостей в водоносные горизонты; 3)Промежуточные колонны — один или несколько концентрически расположенных рядов труб, спускаемых в скважину в процессе бурения для изоляции водоносных пластов, зон поглощения, или зон с неустойчивыми породами. В зависимости от конкретных условий их число и глубина спуска меняются. При благоприятных условиях бурения они могут вообще не использоваться; 4)Эксплуатационная колонна — последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. Промежуточная и эксплуатационная колонны могут спускаться на всю глубину — от забоя до устья скважины или перекрывать необсаженный интервал ствола скважины от забоя до предшествующей колонны. Такие колонны называют хвостовиками. Если конструкция скважины включает помимо направления и кондуктора только эксплуатационную колонну, то ее называют одноколонной, при наличии одной или нескольких промежуточных колонн ее называют соответственно двух- или многоколонной. 2.Проектирование конструкции скважин. Факторы влияющие на выбор конструкций скважин. Основными параметрами конструкции скважины являются: число и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора. Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах: 1)Геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов; 2)Назначение и цель бурения скважины; 3)Предполагаемый метод заканчивания скважины; 4)Способ бурения скважины; 5)Способы эксплуатации и ремонта скважины. К объективным геологическим факторам относят предполагаемую и фактическую литологию, стратиграфию и тектонику разреза, мощность пород с различными проницаемостью, прочностью, пористостью, наличие флюидосодержащих пород и пластовые давления. В процессе разработки залежи ее начальные пластовые характеристики будут изменяться, т.к. на пластовые давления и температуру влияют продолжительность эксплуатации, темпы отбора флюидов и использование новых видов воздействия на продуктивные горизонты. Поэтому эти факторы необходимо учитывать при проектировании конструкции скважин. Конструкция скважин должна исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. В связи с этим необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Т.о., принципы проектирования конструкций скважин, прежде всего, должны определяться геологическими факторами. 3.Составление совмещенного графика изменения давлений пластовых и гидроразрыва пород. Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения требований, предъявляемых к конструкции скважины, определяют исходы из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызывают осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной. Для построения зоны несовместимости с целью выбора числа колонн строят совмещенный график изменения пластового давления, давление гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора. Их строят в координатах «глубина-эквивалент градиента давления». Под эквивалентом градиента давления понимается плотность жидкости, столб которой в скважине создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва. Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле:  =0,0083Н+0,66 , где Н – глубина определения давления гидроразрыва, м; – пластовое давление, Мпа. По изменениям глубины пластового давления и давления гидроразрыва определяем эквивалент пластового давления  и гидроразрыва  по формуле :   . Затем для различных глубин строят график изменения пластового гидростатического давления в координатах “глубина-эквивалент градиента давления”.4.Выбор диаметра колонн и долот при бурении под каждую колонну. Диаметры обсадных колонн выбирают в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для бурения последующего интервала. Диаметры обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа закачивания скважины, условий её эксплуатации и задается заказчиком на буровые работы. Диаметральные разрезы конструкции скважины рассчитываются по следующим соотношениям: Диаметр долота для бурения ствола под обсадную колонну с наружным диаметром dн: dд = dм + ?, где dм - наибольший наружный диаметр обсадной колонны (обычно наружный диаметр её муфты); ? - разность между диаметрами скважины и муфты обсадной колонны, мм. dпред. = dд + 2?в, где ?в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины. Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны: (dн)пред = dпред + 2д, где д - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны, мм. 5.Обсадные трубы и их соединения. Обсадную колонну составляют из обсадных труб, изготовляемых в широком ассортименте в соответствии с ГОСТ. Он определяет номинальные размеры обсадных труб, механические характеристики сталей для изготовления труб, конструкции резьбовых соединений и маркировку труб. Диаметр обсадных труб составляет от 114 до 508мм. Трубы каждого размера изготовляют с различной толщиной стенок. При этом наружный диаметр обсадных труб остается постоянным и варьирование толщиной стенки трубы достигается изменением ее внутреннего диаметра. Обсадные трубы обычно соединяются между собой с помощью муфт на резьбе. На каждом конце обсадной трубы нарезают треугольную или трапецеидальную резьбу. По длине резьбы различают соединения с нормальной и удлиненной резьбой. Соединение с удлиненной резьбой обладает более высокой прочностью по сравнению с нормальной. Муфты изготовляют из стали той же группы прочности, что и трубы. Нарезка треугольной резьбы на концах трубы приводит к ее ослаблению. Снижение прочности трубы на растяжение составляет 30 — 45% от ее прочности на участке без резьбы. Для повышения прочности резьбового соединения разработана и применяется трапецеидальная резьба. Ее используют в муфтовых трубах типа ОТТМ-1, ОТТГ-1 и в безмуфтовых трубах типа ТБО-4 и ТБО-5. Различие в конструкции соединений труб ОТТМ-1 и ОТТГ-1 состоит в том, что концы труб 2ого типа имеют уплотнительный поясок, который входит в плотный контакт с внутренней поверхностью муфты. Трапецеидальная резьба позволила повысить прочность соединения на 25 — 50% по сравнению с соединениями с треугольной резьбой. 6.Обсадные трубы с трапецеидальной формой резьбы. Прочность резьбовых соединений обсадных труб можно существенно повысить, если треугольный профиль резьбы заменить трапецеидальным профилем. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой и с муфтами имеют шифр OTTM-1. Прочность на растяжение на 25-50% выше, чем у соединений с резьбой треугольного профиля. Трубы с муфтовыми соединениями повышенной герметичности имеют шифр ОТТГ-1. Они снабжены резьбой такого же профиля, что и трубы ОТТМ-1, но отличаются от последних наличием уплотнительных поверхностей и тем, что резьбовое соединение закрепляется до упора торца трубы. При таком закреплении создается посадка по уплотнительным коническим поверхностям и устраняется зазор между соединяемыми деталями, что обеспечивает более высокую герметичность. Трубы с утолщенными концами разработаны в 2х вариантах. У трубы ТБО-4 (трубы безмуфтовые обсадные) утолщены оба конца. На одном из концов нарезана наружная, а на другом - внутренняя трапецеидальная резьба. У трубы ТБО-5 утолщен только один конец, на котором нарезана внутренняя резьба, а на другом, неутолщенном конце имеется наружная резьба. На концах труб ТБО так же, как и на трубах ОТТГ-1 имеются гладкие конические уплотнительные поверхности. Следовательно, трубы ТБО и ОТТГ-1 можно соединять друг с другом без дополнительных переводников. 7.Определение высоты подъёма цемента. Определение уровня цемента в затрубном пространстве методом термометрии основано на свойстве цементного раствора, повышать температуру окружающей среды вследствие экзотермической реакции, протекающей при его схватывании. Метод позволяет выявить наличие цемента за колонной и установить верхнюю границу цементного камня. Максимальные температуры при схватывании различных типов цемента наблюдаются обычно в интервале 6-16ч, а наибольшие температурные аномалии в условиях скважины можно зафиксировать во времени от 6 до 24ч. Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме, в сторону увеличения температуры на фоне постепенного возрастания ее с глубиной. Метод термометрии сравнительно прост и достаточно эффективен при отбивке высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Основным его недостатком является отсутствие информации о характере распределения цемента в затрубном пространстве и плотности сцепления его с колонной и стенкой скважины. |