Виды осложнений при строительстве скважин

Одной из важнейших специальных дисциплин, определяющих профиль горного инженера по специальности «бу­рение нефтяных и газовых скважин», является дисциплина «Проводка скважин в сложных условиях».

Геологические условия современного бурения на нефть и газ, сравнительно большая глубина скважин, наличие в разрезе про­ницаемых пластов с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями диктуют необходимость постоянного со­вершенствования технологии и техники бурения скважин.

К сожалению, даже при использовании современных достиже­ний в области конструирования и технологии сооружения сква­жин, зачастую не удается избежать осложнений, препятствующих скоростному и эффективному бурению.

Наиболее часто возникают такие осложнения, как поглощения бурового промывочного и тампонажного растворов, нефте-, водо- и газопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, затяжки и по­садки бурового инструмента при спускоподъемных операциях.

Мировой опыт последних лет показывает, что практически все скважины в той или иной степени осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Именно поэто­му в большинстве случаев используют многоколонные конструк­ции скважин и разнообразные по технологическим свойствам бу­ровые растворы.

Буровые и аварии

Современный горный инженер должен уметь успешно бурить скважину в осложненных горно-технологических условиях, отда­вая себе отчет в том, что при соблюдении технологических требо­ваний и условий технического проекта все осложнения преодоли­мы известными приемами и методами.

Как видим, к осложнениям при бурении скважин относят на­рушения непрерывности технологического процесса сооружения скважины при соблюдении технического проекта и правил безава­рийного ведения буровых работ, вызванные горно-геологическими условиями проходимых пород.

Однако, несмотря на то что осложнения считаются в сущности ожидаемой ситуацией и для их преодоления предусмотрены техно­логические приемы, иногда они переходят в категорию аварий.

Аварией считают нарушение непрерывности технологического процесса сооружения скважины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных техническим проектом.

Затяжки и посадки бурового инструмента могут привести к его неосвобождаемому прихвату; пластовые флюидопроявления и по­глощения бурового раствора могут перерасти в открытый аварий­ный фонтан и т.д.

Обычно такие ситуации возникают из-за халатного отношения к осложнениям производителей буровых работ или из-за их низкой квалификации. В ряде случаев, особенно при бурении первых раз­ведочных скважин, аварийные ситуации возникают из-за недоста­точной изученности вскрываемого скважиной разреза горных по­род.

Другая группа аварий связана с браком и плохим качеством из­готовления бурового инструмента: непредвиденная поломка в скважине долота или бурильной трубы, поломка забойного двига­теля, смятие или обрыв обсадной колонны, обрыв геофизического снаряда или кабеля. Но и в этой группе аварий часто повинны не­посредственные производители буровых работ, которые невнима­тельны к спускаемому в скважину буровому инструменту, несвое­временно проводят контрольно-профилактические мероприятия с бурильными трубами и допускают их чрезмерный износ, превы­шают технологические и режимные ограничения (осевые нагрузки на бурильный инструмент, давление внутри колонны и др.).

Геомеханика в бурении: нестабильность ствола скважины

В третьей группе аварий: падении различных предметов в от­крытую скважину, оставлении шарошек долота из-за передержки его на забое, падении инструмента в скважину из-за захвата эле­ватора одним штропом или недокрепления резьб — полностью по­винны непосредственные производители буровых работ.

В процессе изучения дисциплины «Проводка скважин в сложных условиях» студенты должны получить знания по гидроаэромеханике применительно к условиям бурения, необходимые для расчета и выбора режимных параметров при про­мывке и возникающих при этом давлений в скважине, от которых во многом зависит степень осложненности процесса бурения и эффективность приемов для преодоления осложнений.

Они должны научиться распознавать признаки зарождающихся поглощений и флюидопроявлений, осыпей и обвалов, возникнове­ния желобных выработок. Они должны иметь конкретные пред­ставления о физической сущности различных осложнений и ава­рий при бурении скважин, о методах и устройствах для их ликви­дации.

Изучение курса «Проводка скважин в сложных условиях» базируется на знаниях, полученных по естест­веннонаучным и общеинженерным дисциплинам (физика, матема­тика, химия, теоретическая механика), а также по специальным дисциплинам (бурение нефтяных и газовых скважин, буровые промывочные и тампонажные растворы, геология и геофизические исследования скважин).

Приобретенные по данной дисциплине знания используются в дальнейшем при изучении других специальных дисциплин и при дипломном проектировании.

ОСН1 [стр.3-33], ОСН 4 [стр.5-20]

1. Назовите основные виды осложнений.

2. Что называют аварией при бурении скважин?

3. Что относят к осложнениям при бурении?

Прихваты колонны труб

Нередко для подъема колонны из скважины требуется приложить усилие, значительно превышающее вес колонны. Такое осложнение называют затяжкой. Если же для страгивания колонны с места требуется приложить усилие, при котором напряжения в трубах приближаются к их прочности, либо усилие, близкое к предельно допустимому для вышки или талевой системы, осложнение называют прихватом. Если для устранения прихвата приложить чрезмерно большое усилие, осложнение усугубится аварией.

Существует несколько причин прихватов.

1. Большая разность между давлением столба промывочной жидкости в скважине и пластовыми давлениями в проницаемых породах. На отдельных участках колонна труб всегда прижата к стенкам скважины боковой составляющей собственного веса.

Если участок сложен проницаемыми породами и покрыт фильтрационной коркой, то при прижатии колонны фильтрационная корка уплотняется и может стать почти непроницаемой. В результате на ту часть поверхности труб, которая не прижата к стенке, будет действовать сила давления промывочной жидкости, направленная от оси скважины перпендикулярно к площадке прижатия. На ту же часть поверхности, которая прижата к стенке, может действовать только сила пластового давления, направленная в сторону скважины. Если давление в скважине больше пластового, возникает гидравлическая прижимающая сила, величина которой примерно пропорциональна разности давлений в скважине и в приствольной зоне и площади контакта колонны с уплотненной фильтрационной коркой; она зависит также от длительности нахождения колонны в покое.

2. Образование желобов в стенках скважины на участках искривления, сложенных достаточно прочными породами. Желоба обычно вырабатываются бурильными замками при спуско-подъемных операциях. Во время подъема долото и другие элементы колонны, диаметры которых больше диаметра замка, могут заклиниваться в желобах.

3. Обваливание горных пород.

4. Образование сальника из кусков толстых фильтрационных корок, содранных со стенок скважины при перемещении колонны, или из частиц осыпавшихся и разбуренных пород.

5. Большая липкость фильтрационных корок.

6. Заклинивание в результате падения в скважину посторонних металлических предметов.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируют расхаживанием колонны и проворачиванием ее ротором при интенсивной промывке скважины. Если таким способом прихват ликвидировать не удается, прибегают к более сложным работам. Предварительно при этом определяют местоположение зоны прихвата, например, с помощью индикатора ИЗП-2.

Если основной причиной прихвата является высокий перепад давлений, то необходимо существенно уменьшить давление в скважине и силу трения колонны о фильтрационную корку или разрушить последнюю. Для этого обычно закачивают в скважину порцию нефти (объем порции примерно равен 1,5—2 объемам ствола на участке от забоя до верхней точки прихвата) и спустя несколько часов вращением и расхаживанием пытаются освободить колонну. Перед установкой нефтяной ванны устье скважины обязательно герметизируют превентором. Полезно к нефти добавлять специальные присадки, которые способствуют уменьшению силы трения и силы прижатия.

Эффективный способ ликвидации прихватов — резкое встряхивание колонны с помощью забойных гидроударников, вибраторов, небольших гидравлических ударов, взрыва шнурковых торпед малой мощности. Если причиной прихвата является скопление кусочков неразмокающих в воде пород, его часто удается ликвидировать установкой водяных, а в карбонатных породах — соляно кислотных ванн или нагнетанием воды под давлением 20—25 МПа.

ОСН3 [стр.97-112], ДОП 5 [стр.26-36]

1. Что называют осыпями при бурении скважин?

2. Назовите причины уменьшения прочности и устойчивости стенок скважины?

3. Что применяют для предотвращения осыпей и обвалов?

4. Какое осложнение называют прихватом? Назовите причины прихватов.

5. Каким образом ликвидируют прихваты?

Понятие об аварии

Бурение скважин на нефть и газ — сложный технологический процесс. Для его осуществления задалживается большое число разнообразного оборудования, инструментов и материалов.

Оборудование, находящееся в скважине, работает в условиях невидимых человеком. О его состоянии приходится судить только по показаниям приборов. Это требует повышенного внимания к эксплуатации и уходу за оборудованием, инструментами и приборами, а также строгого соблюдения предписаний по технологии бурения скважин.

Несмотря на большую организационную работу, проводимую для исключения аварий технологическими службами предприятий, все еще не удалось устранить разнообразные факторы, способст­вующие их возникновению. Очевидно, еще длительное время аварии будут постоянными спутниками буровиков.

Под аварией в бурении следует понимать нарушение техноло­гического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны труб или их поломкой с оставлением в сква­жине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуется проведение спе­циальных работ.

Характерными поломками являются: поломка по телу или уз­лам соединения бурильных, утяжеленных, ведущих, обсадных и насосно-компрессорных труб, бурильных замков, переводников; поломки забойных двигателей, амортизаторов, расширителей, центраторов, долот, вспомогательных и ловильных инструментов и т. д. Кроме того, в скважине могут оставаться долота, забойные двига­тели, геофизические и другие приборы и инструменты или их ча­сти.

Часто бурильные и обсадные колонны неожиданно оказывают­ся прихваченными или заклиненными в скважине. Происходит также смятие или нарушение обсадной колонны, которой пере­крыта часть ствола скважины.

Нередки еще не предвиденные газонефтеводопроявления, на­долго останавливающие процесс строительства скважины.

Все отмеченные выше нарушения технологического процесса строительства скважины, для устранения которых проводятся до­полнительные работы, независимо от времени, затраченного на их ликвидацию, относятся к авариям в бурении.

Нарушения непрерывности технологического процесса строи­тельства скважины, происшедшие при соблюдении требований тех­нологического проекта и правил ведения буровых работ, вызван­ные явлениями горно-геологического характера, такие как поглощения, нефтегазопроявления, выбросы, осыпи, обвалы, желобные выработки, искривления ствола, открытое фонтанирование и дру­гие, а также последствия стихийных бедствий — относятся к осложнениям.

Классификация аварий

Для разработки методов предупреждения и ликвидации аварий потребовалось сгруппировать их по ряду общих признаков.

В соответствии с этим была разработана классификация ава­рий. В основу ее положен принцип выделения в отдельные виды схожих между собой и часто повторяющихся аварий. В свою очередь, виды аварий подразделены на группы, в которых, кроме об­щих признаков, учитываются и самостоятельные признаки, отли­чающиеся от аварий другой группы.

Для всех буровых предприятий страны (Министерств геологии, нефтяной и газовой промышленности) разработана и утверждена единая Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ.

Все аварии в бурении условно подразделяются на следующие виды: аварии с элементами колонны бурильных труб, прихваты бурильных и обсадных колонн, аварии с долотами, аварии с об­садными колоннами и элементами их оснастки; аварии из-за неудачного цементирования, аварии с забойными двигателями; ава­рии в результате падения в скважину посторонних предметов, про­чие аварии.

Аварии с элементами колонны бурильных труб — оставление в скважине элементов колонны бурильных труб (ведущих, буриль­ных и утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центрато­ров, амортизаторов, калибраторов) из-за поломок по телу на глад­ком участке, в зоне замковой резьбы или по сварному шву, из-за срыва по резьбовому соединению, а также в результате падения в скважину указанных элементов.

Прихваты бурильных и обсадных колонн — непредвиденная по­теря подвижности колонны труб вследствие прилипания под дей­ствием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужения ствола или посторонними предметами; в результате об­вала или осыпания горных пород со стенок скважины или оседа­ния шлама за счет нарушения режима промывки, а также из-за образования сальника на бурильной колонне.

Аварии с долотами — оставленные в скважине долота, буриль­ной головки расширителя, а также их элементов и частей.

Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки — аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными ко­лоннами либо с их частями, вызванные разъединением их по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смя­тием или разрывом тела трубы, падением колонны или ее части, повреждением обсадных труб при разбуривании цементного ста­кана, стоп-кольца обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадной колонны.

Аварии из-за неудачного цементирования — прихват затвердев­шим цементным раствором колонны бурильных труб, на которой спускалась секция обсадных труб или потайная колонна «хвосто­вик»; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсад­ной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую про­водку скважины; оголение башмака, недоподъем в затрубном про­странстве или остановление в колонне цементного раствора, для удаления которого требуются дополнительные работы по устране­нию нарушения, а также негерметичность отдельных труб обсад­ных и бурильных колонн, послужившая причиной некачественного цементирования.

Аварии с забойными двигателями — оставление турбобура, электробура, виброударника, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной ко­лонной.

Аварии в результате падения в скважину посторонних предме­тов — падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины или над ним.

Прочие аварии — аварии, возникающие при производстве промысловых геофизических исследований в скважине (обрывы и прихваты кабеля, грузов, шаблонов, торпед и других устройств, применяемых при исследовании скважин и проведении вспомога­тельных работ), открытые нефтяные и газовые фонтаны; падение и разрушение вышек, морских оснований, падение элементов та­левой системы; взрывы и пожары на буровой, приводимые к вы­ходу из строя оборудования и остановке бурения.

Началом аварии считается момент ее возникновения, хотя он может быть обнаружен и позже, а окончанием аварии — момент восстановления условий для продолжения бурения.

Авария в скважине, происшедшая в период ликвидации ранее возникшей аварии, регистрируется, но не учитывается. Время на ее ликвидацию суммируется со временем, затраченным на ликви­дацию первоначально возникшей аварии. Такой же порядок учета распространяется и на случаи возникновения всех последующих аварий при ликвидации первой.

Аварии, происшедшие при испытании скважины в процессе бу­рения (с испытателями пластов) или после окончания бурения, учитываются как аварии, происшедшие при испытании скважин.

Причины аварий

Аварии возникают в основном вследствие брака в работе исполнителей технологического процесса или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов.

Как правило, бракованные изделия спускают в скважину очень редко, так как перед спуском в скважину их проверяют. Невнима­тельность и небрежность при проверке способствуют увеличению числа аварий с инструментами, спускаемыми в скважину. Число аварий из-за применения бракованных заводских изделий ежегодно не превышает 3—5%.

Основное число аварий (на некоторых предприятиях оно достигает до 95 % общего числа аварий) происходит вследствие на­рушения требований техники и технологии ведения буровых работ, предусмотренных в технических и технологических проектах на строительство скважин.

Беспечность и пассивность отдельных исполнителей, несоблюдение ими требований проектов и инструкций по эксплуатации меха­низмов — основной источник аварий. Причины аварий, прежде всего, объясняются недостатками внутри предприятия, несовершенст­вом организации работы по строительству и обеспечения буровой всем необходимым для проводки скважин, отклонением от техно­логии бурения и требований к эксплуатации механизмов, буриль­ных колонн, забойных двигателей, инструментов, приборов и т. п.

ОСН1 [стр.154-164], ДОП 4 [стр.20-30]

1. Классификация аварий.

2. Что считается началом и окончанием аварии?

3. Назовите основные причины аварий.

Поломки по телу

Поломки по телу характерны для всех видов труб (ведущих, бурильных и утяжеленных) и эле­ментов (бурильных замков, пере­водников и соединительных муфт), соединяющих их в ко­лонну.

применяются цельные и сборной конструкции. Цельная ведущая труба на концах имеет высадки, на которых вверху нарезается внутренняя замковая левая резь­ба, а на нижнем конце — наружная замковая правая резьба.

Ведущая труба сборной конст­рукции состоит из квадратной штанги и переводников. На кон­цах квадратной штанги нарезается наружная коническая резьба с ша­гом 8 ниток на длине 25,4 мм и конусностью 1:16 с левым на­правлением резьбы вверху и с пра­вым направлением нарезки резь­бы внизу. На резьбы соответствен­но навинчиваются переводники под замковую резьбу.

С цельными ведущими трубами отмечены единичные аварии. Они, как правило, вызваны длительной работой с ведущей трубой без де­фектоскопических проверок. По­ломки приходятся на тело в зоне резьбы ниппеля и очень редко по муфте.

Ведущие трубы сборной конст­рукции ломаются в зоне кониче­ской резьбы и, за редким исклю­чением, на участке, прилегающем к ней. Поломка приходится на первый виток полного сопряже­ния резьбы, обычно на 5-6 нитке от торца ведущей трубы. Развитию усталости и последующей полом­ке трубы способствует несовер­шенство конструкции соединения ведущей трубы с переводником. На ускоренное развитие усталости этого узла влияют переменные нагрузки, неравномерный характер распределения которых по резьбе приводит к концентрации напря­жений во впадинах и отклонению элементов резьбы.

Буровые предприятия оснащаются бурильными трубами как с прива­ренными соединительными конца­ми, так и сборной конструкции, изготовляемыми из стали или лег­ких сплавов.

Бурильные трубы с приварен­ными соединительными концами во время эксплуатации ломаются по сварному шву и телу.

Распространенная причина ава­рий с трубами по сварному шву и телу — промывы в местах наличия дефектов (посторонние включе­ния в металле, расслоения, рако­вины и т.д.). Аварии с трубами в виде поломок их по сварным швам могут быть вызваны также недоброкачественным изготовле­нием труб, т.е. отсутствием соос­ности трубы и привариваемого по­лузамка, низкой ударной вязко­стью сварного шва по сравнению с ударной вязкостью металла тру­бы, что объясняется образованием (в большинстве случаев в сварном соединении) окисных пленок, трудностью получения высокока­чественной термической обработ­ки сварного шва, недостаточной площадью сварного шва по срав­нению с площадью сечения труб. Основная причина многих аварий со сломом труб по сварным швам и телу — использование труб не по назначению, например бурение с применением труб III класса в ин­тервалах, где по расчетам следует устанавливать трубы I и II классов или бурить роторным способом с трубами типа ТБПВ. Если крутящие моменты очень велики, то возможно разрушение труб по спирали и в поперечном направ­лении.

Спиральный слом труб возни­кает в скважинах, диаметр кото­рых не более чем на 100мм пре­вышает диаметр бурильных труб, причем чаще всего слом приходит­ся на обсаженный участок скважи­ны. При спиральном сломе труба разрушается по винтовой линии. Он возникает от поперечной тре­щины на поверхности трубы и имеет усталостный характер. На­правление спирали совпадает с на­правлением вращения бурильной колонны. Угол подъема спирали составляет приблизительно 45° к оси трубы, что соответствует наи­большим нормальным напряжени­ям при кручении.

Широко распространен попереч­ный излом труб, вызванный кон­центрацией напряжений в местах повреждений особенно от работы клиньями ПКР, а также на участ­ках с дефектами проката. В зоне сварки и ее термического влияния развивается усталость металла, приводящая к поперечному изло­му труб. В поперечном направле­нии трубы ломаются и от скручи­вания в результате приложения чрезмерных крутящих моментов. В месте слома труба имеет форму скручивания по спирали, однако ломаются трубы по спирали и в поперечном направлении в основ­ном при ликвидации аварий.

В продольном направлении тру­бы ломаются, как правило, из-за дефектов изготовления труб, т.е. при наличии в теле трубы раковин и других дефектов, а также из-за нарушения режима проката и термообработки, которые образуют значительные внутренние напряже­ния, приводящие к усталостным поломкам.

Бурильные трубы сборной кон­струкции, имеющие на концах утолщения с конической резьбой, широко применяются, хотя конст­рукция их неудачна. Помимо по­ломок, присущих трубам с приваренными замками (промыва труб в зоне дефектов, разрушения по спирали и в поперечном направле­нии), бурильным трубам сборной конструкции свойственны полом­ки, приуроченные к утолщениям и нарезке трубной резьбы на концах труб.

Технология изготовления труб с утолщениями на концах не поз­воляет достигнуть равномерного охлаждения трубы во время за­калки, и, как следствие, образу­ются мелкие трещины, направлен­ные вдоль и поперек трубы, кото­рые способствуют ускоренному развитию усталости. В соединении труба — замок концентрируются большие напряжения со знакопе­ременными нагрузками. Наиболь­шие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в полном сопряжении с резьбой бурильного замка. Такая концентрация напря­жений в соединении замок — труба и наличие микротрещин от закал­ки трубы приводят во время рабо­ты к поломкам, приуроченным к этому участку трубы.

Сломы по утолщенному концу происходят и на других участках резьбы, находящихся рядом с пер­вым витком полного сопряжения. Увеличение толщины стенки тру­бы в зоне резьбы не предохраняет от распространения трещин в теле трубы, а как бы увеличивает время работы трубы до излома. Для труб из легких спла­вов (ЛБТ) сборной конструкции характерны аварии, присущие стальным трубам сборной конст­рукции. Помимо этого, для них свойственно развитие эрозии вблизи муфт соединений, которые при ослаблении их прочности при­водят к разрушению.

Эрозия возникает под действи­ем турбулентного движения про­мывочной жидкости в зоне муф­товых и замковых соединений, где внутренняя поверхность более шероховата, чем в остальной части трубы. Кроме того, конструкция муфтовых и замковых соедине­ний труб способствует образова­нию местных сопротивлений, а следовательно, и более сложному характеру движения жидкости, которая интенсивно размывает трубу на этом участке. Кроме того, ЛБТ ломаются из-за несвоев­ременного выявления износа тела трубы.

Бурильные замки и соедини­тельные муфты разрушаются по телу при ликвидации аварий вследствие приложения значитель­ных нагрузок. Концы разрушен­ных деталей имеют увеличенные диаметры и воронкообразную форму. Такие аварии происходят в основном с бурильными замка­ми диаметром 118мм и менее, а также с соединительными муфта­ми диаметром 140мм и менее. Разрушение муфт и замков по те­лу в поперечном направлении от­мечается также при неправильной их термической обработке: торцы сломанных деталей в поперечном направлении обладают мелкозер­нистой структурой.

В утяжеленных бурильных трубах и переводниках так же, как и

в бурильных замках, отламывают­ся кольца ниппеля и муфты. При­чины этих поломок аналогичны причинам слома замковых дета­лей по резьбе и труб по утолщен­ному концу.

Наиболее часто аварии происходят из-за срыва замковой резьбы в бу­рильных замках, УБТ и перевод­никах.

Основные причины разрушения замковых резьбовых соедине­ний — их размыв и износ

после многократного свинчивания и развинчивания. При работе на забое бурильная колонна подвер­гается различным знакоперемен­ным напряжениям, отчего одна часть резьбового соединения пере­мещается по другой. Нагрузки, пе­редаваемые на резьбу, зависят от степени жесткости и плотности свинчивания. Недокрепление со­единения способствует интенсив­ному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы.

На износ резьбы влияют так­же качество и давление промывоч­ной жидкости в момент прокачки. Чем больше давление в жидкости и чем больше в ней инородных тел, обладающих абразивными свойствами, тем скорее изнашива­ется резьба. В результате размыва плоскость соприкосновения вит­ков резьбы уменьшается, увеличи­ваются силы, действующие на ослабленную резьбу, и она разру­шается. Неотцентрированный фо­нарь вышки, а также недоброка­чественная смазка труб способст­вуют ускорению износа резьб при свинчивании.

Большое число аварий с утяже­ленными бурильными трубами происходит также вследствие раз­рушения резьбовых соединений, поскольку они работают в более тяжелых условиях, чем замковые соединения бурильных труб. К то­му же резьбовые соединения в УБТ менее прочны, чем в замках, переводниках и долотах.

Аварии в результате заедания или ослабления прочности резьбы при размыве возникают реже, так как места размыва на внешней части тела соединяемых элементов можно легко обнаружить.

Резьбовые соединения разруша­ются вследствие заедания трубной резьбы под действием на нее уве­личенных нагрузки и температу­ры, возникающих на поверхности резьбы в процессе свинчивания и работы замка в скважине.

Разрушения резьбовых соедине­ний также могут быть вызваны не­соответствием размеров элемен­тов резьбы (особенно по конусно­сти), поскольку значительные от­клонения размеров приводят к не­равномерному распределению на­грузки по ее виткам и, следова­тельно, к интенсивному износу.

Падение колонны труб в скважину

Падение бурильных колонн в скважину в основном происходит вследствие нарушения технологи­ческих требований к спуску и подъему колонны, а также в ре­зультате неисправностей спуско-подъемного инструмента и меха­низмов.

Наиболее часто встречаются сле­дующие нарушения и неисправ­ности:

1) подъем бурильной колонны на одном штропе;

2) несоответствие грузоподъем­ности элеватора массе колонны и наличие трещин в верхней про­ушине;

3) слабое крепление защелки элеватора завода «Красное Сормо­во», в результате чего при отходе элеватора от муфты защелка открывается, и колонна падает в скважину;

4) несовершенство конструк­ции защелки подъемного крюка;

5) поломка боковых серег и ствола крюка;

6) неисправность тормозной си­стемы — разрыв тормозной ленты и тормозного шкива, чрезмерный износ тормозных колодок, отклю­чение гидродинамического тормо­за, износ шарнирных соединений тормозной системы, заклинивание тормозного рычага, неисправность предохранительного устройства тормозного рычага, нарушение резьбового соединения натяжных болтов тормозной ленты;

7) слом и разрушение сопряже­ний элементов бурильной колон­ны во время спускоподъемных операций вследствие динамиче­ских напряжений, возникающих при резкой посадке колонны на ротор или на уступ;

8) работы штропами несоответ­ствующей грузоподъемности и при наличии износа выше нормы.

В процессе эксплуатации по­ломки и разрушения сопряжений элементов бурильной колонны происходят в местах ослабленной прочности трубы или соединения.

Нарушение трудовой и техно­логической дисциплины; недоста­точная автоматизация спускоподъ­емных операций (отсутствие АКБ, клиньев, встроенных в ротор, кон­структивные недостатки элеваторов и защелок крюка), отсутствие достаточного опыта членов буро­вой бригады — главные причины, приводящие к падению колонн в скважину.

Таким образом, можно отме­тить, что аварии происходят не только из-за недостатков конст­рукции бурильных труб, но и в ре­зультате слабого технического надзора и недостаточной квалифи­кации работников. Это приводит к несвоевременной профилактике бурильных колонн, слабому креп­лению замковых соединений, не­удовлетворительной сборке бу­рильных колонн, спуску их в скважину с недопустимой сработкой отдельных элементов, плохо­му состоянию поверхностного оборудования, несоответствию прочности колонны условиям бу­рения, слабому учету работы бу­рильных колонн.

ОСН1 [стр.165-173], ДОП 1 [стр.30-38]

1. Какие факторы ускоряют усталость металла?

2. Назовите поломки по телу труб и их причины.

3. Из-за чего могут возникнуть разрушения резьбовых соединений?

Прихваты обсадных колонн

Аварии этой группы происходят в основном из-за:

— недоброкачественной подготов­ки ствола скважины перед спус­ком колонны — проработка ство­ла проводилась не с жесткой ком­поновкой бурильной колонны, за­вышенная скорость проработки, спуск компоновки в осложнен­ных участках без проработки;

— применение бурового раствора несоответствующего качества – недостаточное количество противоприхватных добавок, несоответ­ствующие проекту параметры бу­рового раствора;

— наличия в стволе резких изме­нений кривизны и азимута;

— недостаточно продуманного плана работ по спуску колонны или его невыполнения.

Причины других случаев при­хвата обсадных колонн подобны причинам прихватов бурильных колонн.

Падение труб и секций обсад­ных колонн. Обсадные колонны падают в скважину по ряду при­чин. Основные из них:

1. Неисправность спускоподъемного инструмента (элеваторов, клиньев, встроенных в ротор и т.д.) — частая причина падения об­садной колонны и отдельных труб в скважину. В последнее время для спуска обсадных колонн, осо­бенно сварных, стали широко при­менять спайдер-элеваторы. Одна­ко слабое закрепление трубы или плохое состояние сухарей спайдера вызывает проскальзывание тру­бы в спайдере, что приводит к па­дению колонны в скважину. Дли­тельная эксплуатация спайдер-элеваторов без проверки их состоя­ния ультразвуковой дефектоско­пией не позволяет выявить свое­временно развитие усталостных трещин, в результате происходит разрушение элеватора и падение колонны в скважину.

2. Наличие уступов в стволе скважины нередко способствует остановке на них спускаемой ко­лонны, что приводит к открытию элеватора и падению труб в сква­жину.

3. Вырыв труб из муфты — од­на из частых причин падения ко­лонн в скважину. Этой подгруппе аварий способствуют:

некачественная нарезка резьбы, особенно в подгоночных патрубках, переходниках с одного диаметра труб на другой (напри­мер, с 140 на 146 мм). Как прави­ло, некачественная нарезка резьбы осуществляется там, где трубная резьба нарезается в местных мас­терских с применением в качестве калибра ниппеля или муфты тру­бы. Встречаются случаи вырыва трубы из муфты из-за заводских браков (несоответствие профиля резьбы и погрешности в конус­ности).

Недостаточное крепление трубы в муфте. Особенно час­ты такие случаи в местах крепле­ния трубы с муфтой на заводе. Не­закрепленное резьбовое соедине­ние не в состоянии удержать вес колонны, и происходит выход трубы из сопряжения с муфтой. Чаще всего это наблюдается при снятии с клиньев большого веса спущенной колонны.

Как прави­ло, вырыв приходится на первую муфту или муфты, находящиеся недалеко от устья скважины. Эти соединения испытывают наиболь­шие растягивающие нагрузки.

Свинчивание резьбовых соединений с перекосом их осей. При этом происходит неправильные сопряжений резьбы, которая деформируется, или два-три витка ее разрушаются полно­стью, и труба выходит из сопряже­ния с муфтой. Свинчивание с пере­косом отмечается в основном при креплении муфты с трубой буро­вой бригадой.

Приложение растягиваю­щих нагрузок, превышающих допустимые. Чрезмерные на­грузки, как правило, прилагают­ся, когда колонна оказалась, за­клинена или прихвачена. Желание освободить ее быстрее порождает приложение недопустимых нагру­зок, которые приводят к вырыву трубы из муфты.

Во всех случаях выход резьбы из сопряжения сопровождается пластической деформацией резьбы и незначительным расширением муфты. Образующая резьба имеет форму изогнутой кривой, шаг резьбы несколько растянут, а про­филь витков приобретает наклон­ную форму, направленную в сто­рону, противоположную выходу трубы из муфты.

Отсутствие повсеместного контроля моментомерами, устанавливаемыми на ключе, за величиной крутящего момен­та при свинчивании обсадных труб в колонну.

Известны случаи падения ко­лонн в скважину из-за поперечно­го обрыва труб по телу вне труб­ной резьбы. Исследование аварий­ных труб показало, что они имеют относительное удлинение меньше допустимых норм и местное упрочнение металла, вызванное местной закалкой. Перезакалка приводит к обрыву трубы по телу.

Источник: zdamsam.ru

Осложнения в процессе бурения, их определение и предупреждение

Классификация осложнений при бурении скважин. Изучение признаков и разновидностей разрушения стенок скважины, мер их предупреждения и ликвидации. Рассмотрение поглощения буровых растворов, выбросов пластового флюида и прихвата бурильной колонны.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	14.04.2014
Размер файла	2,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Осложнения в процессе бурения, их определение и предупреждение

1. Разрушение стенок скважины

1.1 Осыпи, обвалы стенок скважины, зашламление забоя, образование сальников

1.2 Сужение ствола, желобо — и кавернообразование

2. Поглощения в скважинах буровых растворов

2.1 Поглощения в процессе бурения

2.2 Поглощения в процессе спуско — подъемных операций

3.1 Приток пластового флюида в скважину в процессе бурения

3.2 Оценка вида поступившего флюида

3.3 Приток в процессе спуско-подъемных операций

4. Прихваты бурового инструмента

Список использованной литературы

скважина бурение флюид прихват

Максимальных результатов в информационном обеспечение безаварийного режима бурения позволяет добиться применение геолого-технологических исследований скважин (ГТИ). Они являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей.

Проходка ствола скважины в массиве горных пород сопровождается существенным нарушением поля напряжений в ее окрестностях и концентрацией напряжений на ее стенках. В процессе углубления ствол скважины заполнен циркуляционным агентом с плотностью значительно ниже плотности горных пород. На открытой поверхности стенок скважины проявляется действие сил бокового распора, которые вызывают деформацию горных пород в окрестностях ствола и могут приводить к их разрушению. Присутствие на контакте с горной породой инородной среды (бурового промывочного раствора) вызывает физико-химические процессы на границе раздела: осмотические явления, поверхностную гидратацию, растворение, капиллярное проникновение и т.п.

В некоторых породах они могут вызывать заметное изменение их агрегатного состояния, сил внутреннего сцепления и в итоге могут существенно преобразовывать свойства горных пород в окрестностях скважины по сравнению с первоначальными в естественном залегании. Особенно опасно повышение склонности к пластическому течению глинистых и хемогенных горных пород.

Разупрочнению горных пород в стенках ствола скважины также способствует развитие усталостных явлений, происходящих под воздействием гидродинамических ударов и переменного давления в стволе при спускоподъемных операциях. При циркуляции промывочного агента по стволу нарушается температурный режим горных пород в стенках скважины, что также вызывает появление дополнительных напряжений. На контакте пластовых флюидов с промывочным агентом могут наблюдаться длительные или кратковременные нарушения гидродинамического равновесия, и в таких случаях подвижная среда (жидкость или газ) под действием разности давлений будет легко перетекать в область пониженного давления. Может возникнуть переток промывочного агента в окружающие ствол горные породы либо, наоборот, пластовой жидкости в ствол скважины. Все эти нарушения равновесного состояния в окрестностях скважины и на ее стенках неблагоприятно сказываются на процессе углубления ствола и осложняют его.

Под осложнением в процессе бурения понимают нарушение нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения бурения. В отличие от аварий осложнение, как правило, не связано с перерывом в процессе проходки скважины. Неликвидированное осложнение может стать причиной аварии.

Напомним, что под аварией в бурении понимается возникновение в стволе скважины непредвиденной ситуации, в которой невозможно продолжение работ по проходке ствола скважины или выполнение в нем запланированных работ, а также использование скважины по назначению без устранения возникшего препятствия посредством специальных работ, не входящих в технологический цикл.

Наиболее распространенными осложнениями при бурении скважин являются: разрушение стенок скважины; поглощения буровых промывочных и тампонажных растворов, пластовые флюидопроявления, прихваты колонн бурильных и обсадных труб. Классификация осложнений, предложенная Э.И. Лукьяновым, представлена на рисунке 1.

Рисунок1 Классификация осложнений при бурении скважин

1. Разрушение стенок скважины. Данное осложнение проявляется в виде:

— уширения стенок скважины;

— сужения стенок скважины.

Изменения в стволе скважины сопровождают следующие процессы:

— осыпи и обвалы незакрепленных горных пород, приводящие к чрезмерному загрязнению ствола скважины;

— набухание горных пород, приводящее к сужению ствола скважины;

— оползни, приводящие к частичному или полному перекрытию ствола скважины;

— желобообразование в местах резкого искривления ствола, приводящее к возникновению затяжек и посадок при спуске или подъеме колонны труб;

— растворение соленосных отложений, приводящее к образованию каверн;

— растепление многолетнемерзлых пород, приводящее к их деградации и потере устойчивости.

2. Поглощения бурового промывочного и тампонажного растворов. Данное осложнение бывает двух видов:

Поглощение бурового раствора приводит к различным дополнительным работам в скважине:

— потери бурового раствора в проницаемые пласты, пpиводящие к необходимости пpиroтoвления дополнительных объемов бурового раствора, а зачастую и пpоведения специальных глубинных гидродинамических исследований;

— недостаточное гидростатическое давление в скважине, порождающее опасность смятия находящейся в ней обсадной колонны и выброса пластового флюида на поверхность;

— применение специальных материалов для закупорки поглощающих пластов, требующее их доставки на буровую, монтажа специальных устройств для ввода материалов в буровой раствор;

— недоподъем тампонажного раствора за обсадной колонной, пpиводящий в ряде случаев к необходимости исправительных тампонажных работ.

3. Пластовые флюидопpоявления. Данное осложнение проявляется в виде:

Флюидопроявления в скважине приводит к следующим процессам:

— газирование бурового раствора, npиводящее к необходимости его дегазации и дополнительной обработке химическими реагентами;

— разбавление бурового раствора пластовыми флюидами, приводящее к необходимости его частичной замены;

— межпластовые перетоки флюидов, требующие дополнительного разобщения пластов из-за их несовместимости при пpоходке открытым стволом;

— заколонные флюидопpоявления, пpиводящие к опасному скоплению газа непосредственно на устье бурящийся скважины;

— возникновение грифонов, приводящее к проникновению газа на дневную поверхность и возникновению его взрывоопасной концентрации в окрестностях скважины.

4. Прихваты колонны труб в необсаженном стволе скважины проявляется в виде:

— сочетания всех трех факторов.

Данное осложнение в скважине сопровождают следующие процессы:

— одностороннее прижатие колонны труб к проницаемому пласту за счет репрессии между ним и скважиной;

— заклинивание колонны в желобной выработке вида «замочная скважина»;

— заклинивание долота сальником или в сужении ствола скважины;

— пpихват колонны обвалившимися породами.

1. РАЗРУШЕНИЕ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Признаки разрушения стенок скважины, их разновидности, а также причины разрушения стенок и меры их предупреждения и ликвидации представлены в таблице 1.

Разрушение стенок скважины (неустойчивость) и прихваты колонны труб

Признаки по данным ГГИ

Меры предупреждения и ликвидации

* рост давления на входе;

* рост крутящего момента на роторе;

* снижение скорости проходки;

* крупный обвальный шлам на вибросите;

посадки при подходе к зашламленному забою;

затяжки и посадки инструмента при движении

* осыпи, обвалы стенок скважины;

* образование уступов и козырьков;

* наличие неустойчивых пород в разрезе (пески, слабосвязанные аргиллиты, высокопластичные глины, текучие соли, трещинно-кавернозные породы);

* большие углы залегания пород;

недостаточное гидростатическое давление;

несоответствие свойств раствора свойствам пород.

нарушение технологии промывки и технологии СПО;

недостаточная очистка раствора от шлама;

неудачно подобранная КНБК;

высокое дифференциальное давление;

липкая глинистая корка;

заклинивания посторонними предметами

* определение верхней границы прихвата

определение объема ванны; усиленная циркуляция, расхаживание, отбивка ротором;

работа яссом, встряхивание;

*торпедирование; *отвинчивание выше места прихвата;

обработка раствора с целью:

* повышения смазывающих свойств,

* снижения хим. активности к породам;

* очистка раствора от шлама;

* снижение гидродинамических эффектов;

* проработка опасных интервалов при СПО;

промывка и проработка при подходе к забою;

промывка при окончании долбления.

Как следует из таблицы 1, столбец 3 неустойчивость ствола может быть обусловлена как геологическими причинами, так и технологическими.

К геологическим относятся:

наличие неустойчивых пород в разрезе: мягких, рыхлых (слабосвязанные аргиллиты, пески, глины, глинистые песчаники), высокопластичных глин, текучих солей, трещиновато-кавернозных пород;

большие углы залегания пород;

К технологическим причинам относятся:

недостаточное гидростатическое давление;

нарушение технологии промывки и технологии СПО;

недостаточная очистка бурового раствора от шлама;

неудачная компоновка низа бурильной колонны;

высокое дифференциальное давление;

липкая глинистая корка;

заклинивания посторонними предметами;

высокие гидродинамические эффекты при промывке скважины;

несоответствие свойств бурового раствора разбуриваемой породе.

На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно. Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы — это:

во-первых, на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб;

во-вторых, на адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды.

Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется.

Признаками разрушения стенок скважины по данным ГГИ являются:

* рост давления на входе;

* рост крутящего момента на роторе;

* снижение скорости проходки;

* крупный обвальный шлам на вибросите;

посадки при подходе к зашламленному забою;

затяжки и посадки инструмента при движении

В процессе бурения неустойчивость ствола грозит, главным образом, прихватами и их последствиями — сломами и обрывами бурового инструмента, поэтому задача сводится к раннему обнаружению прихвато- опасных ситуаций и своевременному их устранению.

Меры предупреждения и ликвидации разрушения стенок скважины делятся на два направления(см. таблица 1, столбец 4):

* определение верхней границы прихвата

определение объема ванны; усиленная циркуляция, расхаживание, отбивка ротором;

работа яссом, встряхивание;

*торпедирование; *отвинчивание выше места прихвата;

Обработка раствора с целью:

* повышения смазывающих свойств,

* снижения хим. активности к породам;

* очистка раствора от шлама;

* снижение гидродинамических эффектов;

* проработка опасных интервалов при СПО;

промывка и проработка при подходе к забою;

промывка при окончании долбления.

Имеются следующие разновидности разрушения стенок скважины (таблица 1, столбец 2), связанные с неустойчивостью ствола скважины, о них речь пойдет ниже:

* осыпи, обвалы стенок скважины;

* образование уступов и козырьков;

* сужение ствола, образование пробок.

1.1 Осыпи, обвалы стенок скважины, зашламление забоя, образование сальников

В процессе механического бурения первыми признаками проявления неустойчивости ствола являются увеличение давления бурового раствора на входе в скважину и крутящего момента на роторе (см. рисунок 2).

Осыпи стенок скважины характеризуются плавным увеличением давления и небольшим увеличением момента на роторе в начальном этапе. Если осыпи продолжаются значительное время, это может привести к зашламлению забоя. В этом случае давление продолжает увеличиваться и на фоне увеличения появляются колебания, а на кривой момента могут появиться высокоамплитудные пики, характерные для подклинок. Зашламление забоя приводит к появлению затяжек при отрыве инструмента от забоя и посадок при постановке на забой.

Очень похожую картину всех аномалий дает зашламление забоя в результате недостаточного расхода раствора, однако продолжительная циркуляция и очистка забоя приводят к восстановлению давления до нормальной величины. Наличие же осыпей оставляет давление аномально завышенным, даже если оно снижается в процессе циркуляции. Кроме того, наличие осыпей подтверждается появлением в шламе обвальной породы.

Характерным признаком зашламления забоя, как в результате недостаточной очистки, так и при осыпании стенок скважины является снижение механической скорости проходки.

Обвалы стенок скважины, которые могут последовать за осыпями или начаться внезапно, характеризуются теми же признаками, что и осыпи, при этом наблюдаются резкое увеличение давления и его колебание, а также появление высокоамплитудных пик на кривой момента.

Посадки и затяжки инструмента появляются практически одновременно с ростом давления. Визуально обвалообразование подтверждается появлением крупных кусков породы на вибросите. При интенсивном обваливании давление может возрасти до критического, при этом возникает вероятность перекрытия кольцевого пространства скважины, заваливания бурильной колонны и потери циркуляции.

Результатом недостаточной очистки забоя, некачественного бурового раствора, толстой рыхлой корки на стенках скважины и неудачной компоновки низа бурильной колонны может явиться образование сальника на долоте или на других элементах низа бурильной колонны.

Образование сальника характеризуется очень плавным ростом давления, появлением подклинок, затяжек и посадок инструмента. Характер поведения кривых очень схож с характером в ситуации осыпания стенок и зашламления забоя скважины, однако подклинки, затяжки и посадки инструмента сохраняются и при подъеме колонны, а не только при отрыве от забоя, что наблюдается в начальные моменты зашламления.

Кроме того, интенсивная циркуляция раствора не всегда приводит к разрушению сальника и нормализации давления. При сальникообразовании наряду с усиленной циркуляцией необходима отбивка сальника ротором и рассаживание инструмента.

1.2 Сужение ствола скважины, желобо- и кавернообразование

Во время значительных перерывов в циркуляции создаются благоприятные условия для образования суженных участков ствола скважины в результате набухания и выпучивания неустойчивых пород. Такие неустойчивые участки ствола выделяются в процессе спуска или подъема инструмента по появлению посадок и затяжек на кривой веса инструмента, постепенно увеличивающихся при прохождении низа колонны через наиболее суженную часть ствола. В этом случае необходима промывка и проработка суженных участков.

Как правило, неустойчивый ствол приводит к образованию на забое шламового стакана за счет невынесенного шлама или осыпавшейся за время перерыва в циркуляции породы. Появление посадок инструмента, особенно с приближением забоя, служит сигналом к началу промывки и проработки с целью предупреждения заклинивания низа колонны в шламовом стакане.

Наличие козырьков и уступов на стенках скважины, а также желобов и каверн отмечается резкими посадками и затяжками инструмента при прохождении через них низа бурильной колонны.

2. ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНАХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Поглощения в скважинах буровых растворов являются одним из основных видов осложнений. Данное осложнение бывает частичное, полное, также поглощение может классифицироваться как катастрофическое и гидроразрыв (таблица 2, столбец 3).

Поглощающие пласты в бурящихся скважинах могут быть представлены пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Наиболее часто буровой раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах. Различаются известняки с первичной или вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и коралловые известняки.

Ко вторым — все известняки и доломиты, пористость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых, обусловлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоническими причинами.

Признаки по данным ГТИ

Меры предупреждения и ликвидации

рост скорости проходки при вскрытии поглощающего интервала;

снижение уровня в емкостях;

снижение расхода на выходе;

снижение давления на входе, колебания давления;

* снижение температуры раствора на выходе;

* вторичный рост давления из-за недостаточной очистки забоя

наличие сильнопроницае-мого коллектора;

наличие зон АНПД

* переутяжеление раствора, надостаточная очистка раствора от шлама);

* гидродинамические эффекты (эффект поршневания из-за сужения ствола — рыхлая корка, набухание пород, сальники);

* ухудшение структурных свойств раствора

с выходом циркуляции;

полные-без выхода циркуляции;

катастрофические — со снижением уровня в скважине;

процесс расширения трещины с катастрофическим поглощением

оценка интенсивности поглощения при вскрытии пласта, в процессе циркуляции без бурения и при выключенной циркуляции;

уменьшения давления в скважине

* уменьшение проницаемости коллектора (ввод наполнителей и т.п.);

Поглощения буровых растворов обеспечиваются наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород к давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород, и в щели проникает жидкость.

Физическая сущность и механизм гидроразрыва (ГРП) изучены главным образом в связи с выявлением возможностей увеличения продуктивности скважин. Давление разрыва и направление развития трещин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия естественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поровом пространстве, пористости, проницаемости горных пород и вязкости жидкости разрыва, подачи насосов. Разрыв пласта сопровождается одновременно тремя явлениями: упругой и пластической деформацией горных пород, движением вязкой жидкости или суспензии по трещине, фильтрацией жидкости в горных породах.

На значение давления ГРП большое влияние оказывают реологические свойства жидкостей: чем больше значения динамического напряжения сдвига и структурной вязкости жидкости, тем при меньших давлениях возникают ГРП. Связано это с тем, что слабофильтрующиеся жидкости оказывают большее гидродинамическое давление на стенки трещин разрыва, чем менее вязкие и легко фильтрующиеся в породы жидкости.

Буровые и цементные растворы создают повышенное давление на пласт, что иногда приводит к ГРП и поглощению жидкости. ГРП вызывают и другие технологические факторы. Так, спуск бурильного инструмента в скважину с повышенной скоростью приводит к возникновению дополнительных гидродинамических давлений в стволе скважины, что нередко является причиной раскрытия трещин в породах и поглощения бурового раствора. Таким образом, на давления ГРП влияют как геологические особенности разрезов, так и технологические факторы.

Как следует из таблицы 2, столбец 2 поглощение может быть обусловлено как геологическими, так и технологическими причинами.

Геологические причины — это:

наличие сильнопроницаемого коллектора;

наличие зон АВПД.

* переутяжеление раствора и недостаточная очистка раствора от шлама;

* гидродинамические эффекты (эффект поршневания из-за сужения ствола — рыхлая корка, набухание пород, сальники);

* ухудшение структурных свойств раствора.

Задача предупреждения катастрофических поглощений бурового раствора в процессе бурения данной скважины состоит в раннем обнаружении начавшегося поглощения и своевременной его ликвидации.

Меры предупреждения и ликвидации поглощения бурового раствора в скважине предполагают (см. таблица 2, столбец 4):

— оценку интенсивности поглощения при вскрытии пласта, в процессе циркуляции без бурения и при выключенной циркуляции;

уменьшение давления в скважине;

* уменьшение проницаемости коллектора (ввод наполнителей и т.п.).

Для решения задачи предупреждения катастрофических поглощений бурового раствора в процессе бурения оператор-технолог должен выявлять и оценивать следующие ситуации, возникающие в процессе проводки данной скважины:

— вскрытие зоны поглощения;

— частичное поглощение бурового раствора;

— спуск инструмента с поршневанием;

— поглощение при СПО;

Поглощение бурового раствора из скважины в пласт происходит при превышении давления в скважине над давлением начала поглощения (обычно оно несколько превышает пластовое давление).

2.1 Поглощения в процессе бурения

Вскрытие поглощающего интервала в процессе механического бурения отмечается ростом механической скорости проходки, изменением крутящего момента и одновременным (а возможно и несколько запаздывающим) падением уровня раствора в рабочей емкости.

Как правило, при небольшой интенсивности поглощения бурение продолжается в условиях частичного поглощения.

Прямые признаки поглощения:

— снижение уровня раствора в рабочих емкостях;

— скорости потока на выходе из скважины.

Скорость потока в связи с малой чувствительностью небольшую интенсивность может не отметить.

Косвенные признаки поглощения:

— снижение давления на входе ;

— колебания на фоне снижения:

— снижение температуры раствора на входе.

Вскрытие зоны поглощения (бурение в условиях частичного поглощения) может происходить с изменяющейся интенсивностью поглощения. Снижение интенсивности является результатом кольматации каналов фильтрации пласта и образования глинистой корки и наблюдается, как правило, при вскрытии коллекторов порового типа или порово-трещинного типа, но невысокой проницаемости. Такая ситуация не требует принятия специальных мер по ликвидации поглощения, поскольку оно самоликвидируется со временем.

Постоянная интенсивность поглощения при продолжающемся вскрытии той же зоны свидетельствует о достаточно большой проницаемости и затруднительной кольматации пласта, и дальнейшие работы будут зависеть от величины этой интенсивности.

Самую опасную ситуацию отражает возрастающая во времени интенсивность поглощения, когда требуется принятие немедленных мер по облегчению и обработке раствора, введению наполнителя и т.п. с целью не допустить дальнейшего развития поглощения до катастрофических размеров.

Очень характерной и весьма опасной ситуацией (относительно катастрофических поглощений) является вход в сильнокавернозные, закарстованные породы с низким пластовым давлением. При их вскрытии резкий рост скорости выражается в провалах инструмента, а падение уровня в емкости начинается практически одновременно с провалами и сразу с большой интенсивностью.

В некоторых случаях при небольшой интенсивности поглощение прекращается после выключения циркуляции (уровень в скважине находится у устья). Данный случай, как и бурение со снижающейся интенсивностью, не представляет большой опасности и не требует принятия специальных мер по ликвидации поглощения и изоляции зоны поглощения. Снизить интенсивность или прекратить поглощение можно снижением расхода на входе в скважину и регулированием реологических свойств раствора.

Признаки поглощения раствора по данным ГТИ (см. рисунок 3)

рост скорости проходки при вскрытии поглощающего интервала;

снижение уровня в емкостях;

снижение расхода на выходе;

снижение давления на входе, колебания давления;

* снижение температуры раствора на выходе;

* вторичный рост давления из-за недостаточной очистки забоя

Рисунок 4. Поглощение бурового раствора в процессе бурения.

Следует особо отметить, что бурение в условиях частичного поглощения значительно повышает опасность зашламления забоя и прихватов инструмента как вследствие зашламления, так и в результате высокого дифференциального давления между скважиной и пластом и образования корки.

2.2 Поглощения в процессе спуско-подъемных операций

На поглощение бурового раствора в процессе спуско-подъемных операций (СПО) указывает уменьшение объема вытесняемого из скважины бурового раствора против объема металла спускаемых в скважину труб.

Фактический объем вытесненного из скважины раствора определяется как повышение объема в емкости за время спуска очередного количества свечей. Баланс объема определяется как разница между фактическим и расчетным объемами вытеснения. Расчет приводится после спуска каждых 10-15 свечей.

При появлении отрицательного баланса, превышающего нормальное отклонение объема, или повторного отрицательного баланса в пределах нормального отклонения буровой бригаде сообщается величина этого баланса, после чего буровая бригада, как правило, прекращает спуск и проверяет положение уровня в скважине. Решение по дальнейшим работам принимается буровой бригадой на основе данных баланса вытеснения и в соответствии с инструкциями.

3. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДОПРОЯВЛЕНИЯ

Задача предупреждения выбросов пластового флюида в процессе бурения данной скважины состоит в раннем обнаружении начавшегося газо-нефте-водо-проявления и своевременной его ликвидации. Признаки флюидопроявлений, их разновидности, а также причины и меры их предупреждения и ликвидации представлены в таблице 3.

Признаки по данным ГТИ

Меры предупреждения и ликвидации

* рост скорости проходки при вскрытии проявляющего интервала,

* рост газосодержания раствора;

* снижение плотности раствора на выходе;

* рост расхода на

* снижение давления на входе;

* снижение температуры раствора на

* рост вязкости и

* рост электропроводности при поступлении минерализованной пластовой воды;

* разбаланс долив а

при подъеме бурового инструмента

(недостаточная изученность разреза):

* карманы с газом;

* тектонические нарушения и перетоки;

* аномально-высокие пластовые давления

* низкая плотность раствора;

* фильтрация и зависание

* гидродинамические эффекты (поршневание, свабирование, высокая скорость СПО и т.д.);

* падение уровня раствора в скважине (недолив,

поглощение и гидроразрыв и т.п.)

* поступление газа вместе с выбуренной породой;

* прекращение бурения (подъема), выключение циркуляции, проверка на перелив;

* наворот обратного клапана;

* замер параметров раствора и дегазация;

* спуск как можно ближе к забою;

замер избыточного давления на устье, расчет

метод бурильщика, метод ожидания и утяжеления

По интенсивности флюидопроявления делят на:

Пластовый флюид из пласта в скважину может поступать как при давлении в скважине ниже пластового, так и при положительном дифференциальном давлении.

Превышение пластового давления над скважинным Рскв < Рпл бывает обусловлено недостаточной изученностью геологического разреза (наличие локальных залежей с газом или рапой, зоны тектонических нарушений и зоны АВПД).

Произвольное снижение давления в скважине ниже давления в пласте обусловлено, как правило, такими технологическими причинами, как низкая плотность раствора, фильтрация раствора в пласт или контракционный эффект и зависание столба раствора на стенках при прекращении циркуляции, эффект свабирования при подъеме инструмента, снижение уровня раствора в скважине при недоливе или поглощении и т.п.

Без нарушения соотношения давления между скважиной и пластом пластовый флюид может поступать вместе с выбуренной породой, вследствие диффузии, осмоса, капиллярных перетоков и гравитационного замещения.

Пластовый флюид может поступать в скважину как разовыми порциями (пачками) при создании кратковременных условий для его «подтягивания» из пласта, так и непрерывно. Поступление флюида в малых объемах создает фоновые газопоказания, а непрерывное поступление из пласта классифицируется как приток.

Признаки флюидопроявления по данным ГТИ:

снижение давления на входе, колебания давления;

снижение уровня в емкостях;

снижение расхода на выходе;

рост скорости проходки при вскрытии поглощающего интервала;

* снижение температуры раствора на выходе;

* вторичный рост давления из-за недостаточной очистки забоя.

Самым ранним признаком поступления пластового флюида из пласта в скважину при наличии циркуляции является изменение давления бурового раствора на входе. Продвижение пачки газированного раствора от пласта к устью по кольцевому пространству скважины сопровождается плавным снижением давления, отмечаемым только тогда, когда газ начинает переходить из жидкого в газообразное состояние. Визуально это снижение отмечается только при значительных объемах пачки. Подход газовой пачки к устью характеризуется довольно резким падением давления. Это падение давления достигает максимальной величины при попадании облегченного газированного раствора в буровой насос.

Вторым по оперативности признаком поступления пластового флюида является объем или уровень раствора в емкостях. Повышение его начинается при подходе пачки газированного раствора к устью, когда увеличение объема этой пачки из-за расширения газа становится значительным. Максимальная величина объема наблюдается в момент выхода пачки на поверхность, затем объем может снижаться (см. рисунок 5).

Рис. 5 Нефте-газо-водопроявление на диаграммах ГТИ

Скорость потока бурового раствора на выходе в связи с невысокой чувствительностью индикатора потока однозначно указывает лишь на момент выхода пачки из затрубья. Значительный объем и газонасыщенность пачки дают высокоамплитудные колебания на кривой потока на фоне общего увеличения, малые по объему и газонасыщению пачки могут быть не зарегистрированы на кривых потока и уровня бурового раствора.

Безусловные признаки газирования бурового раствора — это повышение его газосодержания и снижение плотности на выходе из скважины. Оба эти признака появляются при выходе пачки из затрубья.

Характерным признаком газирования раствора является также снижение температуры бурового раствора на выходе из скважины или снижение темпа ее повышения при выходе газированной пачки на поверхность (см. рисунок 5).

Меры предупреждения и ликвидации флюидопроявлений состоят в следующем:

* прекращение бурения (подъема), выключение циркуляции, проверка на перелив;

* наворот обратного клапана;

* замер параметров раствора и дегазация;

* спуск как можно ближе к забою;

замер избыточного давления на устье;

расчет необходимой плотности бурового раствора;

* глушение скважины (утяжеление раствора).

Используются методы глушения:

метод бурильщика, метод ожидания и утяжеления.

Применяется противовыбросовое оборудование:

3.1 Приток пластового флюида в скважину в процессе бурения

Стабильное превышение пластового давления над давлением в скважине создает условия для непрерывного поступления пластового флюида в буровой раствор.

Рисунок 6. Схема анализа признаков проявлений

Обнаружить и оценить приток пластового флюида можно по тем же признакам, по которым обнаруживается присутствие газированных пачек раствора в скважине, но описанные выше признаки носят явно выраженный и более однозначный характер.

Безусловные признаки притока — непрерывное увеличение уровня раствора в емкостях и движение раствора в желобах при выключенной циркуляции. Если приток обусловлен вскрытием пласта с давлением, превышающим давление в скважине, то одновременно (или несколько раньше) с описанными признаками наблюдаются резкое повышение механической скорости проходки, характерное для вскрытия любого коллектора, и изменение крутящего момента на роторе.

Приток пластового флюида в скважину в процессе бурения является наиболее опасной ситуацией и требует немедленной герметизации устья и утяжеления раствора, чтобы не допустить дальнейшего притока из пласта и ликвидировать проявление в начальной стадии, не допуская выброса.

3.2 Оценка вида поступившего флюида

Вид пластового флюида (нефть, газ, вода), поступающего в скважину, можно определить по ряду косвенных признаков при подходе пачки к устью и выходе ее из затрубья.

Плавное и непрерывное изменение параметров (снижение давления, увеличение уровня в емкости, снижение плотности и повышение газосодержания раствора на выходе, увеличение потока) свидетельствует о поступлении жидкого флюида (нефти или воды). Газирование раствора дает нестабильную, но более яркую картину всех аномалий, и на всех кривых на фоне описанных изменений наблюдаются колебания. Особенно ярко эти колебания выражены на кривых потока (запись напоминает пилообразную кривую с широкой амплитудой) и плотности (разброс значений в больших пределах) при выходе газа на поверхность. Снижение температуры раствора на выходе или темпа ее повышения характерно только для выхода газовых пачек, чистый жидкий флюид дает рост температуры.

Выход на поверхность нефти и газа повышает удельное электрическое сопротивление раствора, а поступление минерализованной пластовой (особенно высокоминерализованной) воды дает противоположную картину — наблюдается резкое снижение сопротивления. Если же в раствор поступил рассол или рапа, то на выходе возможно появление раствора с нарушенной неоднородной структурой.

3.3 Приток в процессе спуско — подъемных операций

На поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе спуско-подъемных операций указывает уменьшение объема долитого в скважину бурового раствора против объема металла извлекаемых из скважины труб (см. рисунок 8).

Рисунок 8 Приток при подъёме

Для скважин, в которых существует опасность проявления, число свечей инструмента, поднимаемых без долива, можно определить из соотношения диаметра скважины к наружному диаметру труб. Если D/dн 1,6, то число свечей, поднимаемых без долива, должно быть не более пяти, а при D/dн 1,6 — десяти (для свечей длиной 37,5 м). При подъеме УБТ долив должен производиться после подъема каждой свечи.

Рисунок 9. Схема анализа признаков проявлений и принятия решений при промывке скважины

Контроль за доливом осуществляется путем сравнения фактического и расчетного объемов долива. Для этого в процессе подъема оператором заполняется карта долива скважины. В шапке карты указывается, кроме основных данных, конструкция бурильной колонны (наружные диаметры труб и количество свечей) снизу вверх.

Расчетный или теоретический объем долива определяется как сумма объема металла поднятых бурильных труб между доливами, объем раствора, разливающегося из-за «сифона», нормальных фильтрационных потерь за время очередного подъема и пленки раствора на поверхности труб. Сумма последних трех слагаемых определяется экспериментально как разница между объемом металла поднятых труб и фактическим доливом при отсутствии поступления пластового флюида в скважину.

Фактический долив определяется при долине скважины насосом как снижение объема раствора в рабочей емкости за время данного долива, а при непрерывном доливе из доливочной емкости — как снижение объема в доливочной емкости за время подъема очередного количества (I, 5, 10) свечей.

Баланс каждого долива определяется как разница между расчетным и фактическим доливом, общий баланс — как алгебраическая сумма балансов каждого долива. Выход раствора в желоба при заполнении скважины отмечается знаком «+», невыход — знаком «-«.

При появлении положительного баланса долива, превышающего нормальное отклонение объема, или повторного положительного баланса в пределах нормального отклонения буровой бригаде сообщается величина этого баланса, а также величина общего баланса объема к данному времени. В этом случае буровая бригада, как правило, прекращает подъем и проверяет наличие перелива раствора из устья. При наличии перелива оператором оценивается (по возможности) его объем и интенсивность. Буровая бригада принимает решение в соответствии с имевшимися инструкциями и данными баланса доливов и интенсивности притока.

4. ПРИХВАТЫ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА

Прихват бурильной колонны характеризуется невозможностью вертикальных перемещений и вращений инструмента в пределах допустимых нагрузок, а в некоторых случаях — потерей циркуляции.

На возникновение прихватов существенно влияют физические свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом. Действие других факторов (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривление ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, характер циркуляции) или не исследовали, или исследовали недостаточно, хотя в возникновении прихватов они (в ряде случаев) играют решающую роль.

Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса. Природа прихватов различна, поэтому и методы ликвидации их отличаются друг от друга и имеют свою специфику.

На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно. Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам:

Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и
непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени. (см. рисунок 10).

Рисунок 10. Прихват бурового инструмента за счет перепада давления

При резком изменении гидростатического давления в скважине из-за выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола (см. рисунок 11).

Рисунок 11 Прихват бурового инструмента за счет сужения ствола скважины

В результате образования сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъеме бурильного инструмента. 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.

Рисунок 12 Наработка желоба и заклинивание посторонними предметами

В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы бурового раствора при прекращении его циркуляции.

При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет
пропусков в соединениях бурильной колонны.

При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Наряду с перечисленными выше факторами неустойчивости ствола к прихватоопасным относятся следующие ситуации:

продолжительные перерывы в циркуляции;

высокое дифференциальное давление между скважиной и пластом, прижимающую колонну к стенке;

рыхлая и липкая глинистая корка;

поглощение бурового раствора;

наличие постороннего предмета в скважине.

Фактические примеры решения аварийных ситуаций.

Рис. 13 Раппопроявления из подошвенной части отложений иренейского горизонта

На рисунке 13 показана ситуация, произошедшая при бурении эксплуатационной скважины в Прибортовой зоне Прикаспийской впадины. В 10:05 при глубине 1168,9м было отмечено значительное увеличение газопоказаний (до 9%абс). Было принято решение о закрытии превенторного оборудования и утяжелении бурового раствора. Позже было выявлено, что данная аномалия была вызвана рапопроявлением из подсолевой толщи отложений иринейского горизонта.

Рис. 14 Сниженный газовый фон в связи с частичными и полными поглощениями.

На рисунке 14 отражена ситуация, произошедшая при бурении вертикальной разведочной скважины на севере Самарской области. В связи с частичными и местами полными поглощениями бурового раствора в отложениях каширского горизонта данные газового каротажа были существенно искажены, что не позволило оперативно определить характер насыщения объекта А0 в отложениях верейского горизонта (730-735м).

Рис. 15. Выделение водорода при реакции металла бурильного инструмента с промывочной жидкостью.

На рисунке 15 показана ситуация, произошедшая при бурение разведочной скважины в на севере Саратовской области. При глубине забоя 776м был произведён переход на известково-битумный буровой раствор, после чего отмечено 10-кратное увеличение содержания водорода в буровом растворе, признаков вскрытия коллекторов не отмечено. Данная аномалия связана с химической реакцией бурового раствора с инструментом.

Рис. 16. Искажение газового фона при вводе в раствор смазки на УВ основе.

На рисунке 16 отражена ситуация, искажения данных газового каротажа вводом смазки на УВ основе. При бурение горизонтальной эксплуатационной скважины на юге Самарской области при глубине забоя 1730м для ликвидации прихвата инструмента в буровой раствор была введена смазка на УВ основе, в связи, с чем по данным газового каротажа не удалось отследить вход в продуктивную зону бобриковских отложений. Однако это удалось сделать по данным механического каротажа, глубокой термовакуумной дегазации шлама и определению сольвентной люминесценции образцов шлама.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей. Удаление продуктов разрушения из скважины. Реологические свойства буровых растворов. Скорость эрозии стенок скважин. Процесс разделения фаз дисперсной системы.

Статическое напряжение сдвига.

курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.09.2012

Осложнения в процессе бурения скважины, возникающие как по геологическим причинам, так и в связи с человеческим фактором. Сведения о возможных авариях и зонах осложнений по геологическому разрезу. Методы предотвращению прихватов бурильной колонны.

курсовая работа [214,9 K], добавлен 28.06.2019

Описание ударного и вращательного бурения. Назначение и состав бурильной колонны. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов. Влияние разных типов долот на качество цементирования скважин. Особенности применения буровых долот.

курсовая работа [1,3 M], добавлен 19.09.2010

Характеристика литолого-стратиграфического разреза месторождения. Водоносность и нефтегазоносность пластов. Возможные осложнения при бурении скважин. Расчет глубины забоя, обсадных, эксплуатационной и бурильной колонны. Выбор способа и режимов бурения.

курсовая работа [172,9 K], добавлен 20.11.2015

Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.

Источник: revolution.allbest.ru

Лекция 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСЛОЖНЕНИЯ. ВИДЫ ОСЛОЖНЕНИЙ

Цикл строительства скважин не редко сдерживается непредвиденными обстоятельствами, которые приостанавливают процесс бурения или выполнения других работ в скважине. Это так называемые осложнения.

К осложнениям в процессе строительства скважины относятся: поглощение бурового и тампонажного растворов; водо-, нефте- и газопроявления через устье скважины и за его пределами (грифоны), обвалы стенок скважины.

При бурении ствола скважины теряет устойчивость в результате изменения напряженного состояния пород, которое может зависеть от геологических факторов и технологии проводки скважины.

Геологические факторы, способствующие обвало образованию, — большие углы падения пластов, трещиноватость и перемятость пород, литологический состав, структура и механические свойства пород и др. Наибольшее число обвалов происходит в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости или разрушаются под действием расклинивающего и смазывающего действия фильтрата. Первое характерно для пластичных гидрофильных глин, а второе – для метаморфизованных малогидрофильных глин.

Технологические факторы, способствующие обвалам, — низкое гидростатическое давление на вскрываемые пласты ввиду малой плотности промывочной жидкости или водо- , нефте- и газопроявлений; низкое качество промывочной жидкости, особенно наличие большой фильтрации; резкие колебания давления бурового раствора в стволе скважины; длительное время воздействия бурового раствора на породы, склонные к обвалам.

Основные причины осложнений – отсутствие необходимой информации о геологическом строении разбуриваемой площади в стадии проектирования (углы залегания пластов, площадное распространение тектонических нарушений, недостаточная прочность и устойчивость горных пород), а также отклонение от проектированной технологии бурения, неисправность оборудования и других технических средств, низкая трудовая дисциплина и квалификация исполнителей работ.

Технически грамотная проводка скважины сокращает число осложнений и затрат на их ликвидацию.

Желобообразование — это процесс одностороннего продольного кавернообразования в стенке открытого ствола скважины. При этом образуется каверна особой формы — в виде замочной скважины (желобообразного овала). Осложнения этого вида наиболее харак­терны для искривленных и имеющих значительный прогиб участ­ков скважин. Желоба могут образовываться при бурении в мяг­ких породах в случае отклонения оси скважины от вертикали на 2—3°. При желобообразовании возникает опасность попадания колонны бурильных труб в суженную часть выработок и ее за­клинивания, часто приводящего к обрыву бурильных труб.

Скопления рыхлого материала в стволе скважины также возникают при его обвале со стенок. Опасность прихвата при обвалах даже выше, ввиду их неожиданности. Обвалы связанны с наличием пластов глинистых пород, особенно если ими сложены крутозалегающие и трещиноватые пласты.Такие породы (глины, аргиллиты, глинистые сланцы) впитывают воду из бурового раствора, набухают и приобретают способность к скольжению и обрушению в скважину. Если обрушения происходят сразу, – то это обвалы, если же они продолжаются в течение длительного времени и мелкими порциями, то они называются осыпями. На месте обвалов или осыпей образуются расширения ствола скважины называемые кавернами

При бурении скважин довольно часто наблюдается случаи потери циркуляционной бурового раствора.

Уход бурового раствора в пласт в объеме, превышающем естественную убыль раствора в процессе бурения скважины, называют поглощением бурового раствора.

Потери бурового раствора при строительстве скважин – один из наиболее тяжелых и распространенных видов осложнений, требующих значительных затрат времени и средств на их ликвидацию.

По мимо потери раствора и сдерживание углубление скважины, поглощение способствует возникновению таких осложнений, как водо-,нефте- и газопроявления, осыпания, обвалы пород, сужение ствола скважины, которые, в свою очередь, ведут к тяжелым авариям – открытым фонтанам, прихватам колоны труб, смятию обсадных колонн и тд.

Поглощение может произойти только в том случае, если давление в столба раствора в скважине превысит предельное давление в пласте, и он начнет принимать раствор.

По интенсивности поглощения подразделяют на частичные – без потери циркуляции бурового раствора; полные – циркуляция бурового раствора отсутствует, но уровень жидкости находится у устья скважины; катастрофические – уровень бурового раствора устанавливается ниже устья скважины.

Авария в скважине – это внезапно возникшее событие, препятствующее продолжению операций по ее строительству. По причинам возникновения различают две основных разновидности аварий:

Первая разновидность – это аварии, связанные с нарушением целостности спускаемых в скважину устройств. Нарушения целостности могут выражаться в поломках, либо развинчивание элементов бурильных и обсадных колонн, а также в обрывах кабеля либо троса каротажных снарядов и других скважинных измерительных, испытательных и специальных средств. К этой же разновидности примыкают и аварии, вызванные неожиданным падением каких-либо из скважинных устройств в процессе их спуска или подъема. Иногда в скважину срываются предметы, предназначенные для работы на поверхности.

Аварии рассмотренной разновидности обычно бывают обусловлены ошибками, либо недосмотром персонала. Это может, например, быть недостаточная затяжка соединений, отсутствие контроля качества изготовления и степени износа, а также применение недопустимо-высоких нагрузок при работе.

Вторая разновидность – это аварии, связанные с невозможностью возврата извлекаемых скважинных устройств на поверхность. Аварии этого типа называют прихватами.Как правило, прихваты представляют собой более тяжелые аварии, чем обрывы, поломки и развинчивания. Обычно на ликвидацию прихватов требуется значительные затраты, труда, времени и средств.

Существует несколько разновидностей прихватов бурильных колонн, различающихся как по своим признакам, так и по причинам. Во-первых, прихваты можно разделить на два основных класса: прихваты с наличием циркуляции промывочной жидкости, и прихваты, когда циркуляция невозможна. Первый класс прихватов ликвидируется легче, поскольку многие эффективные методы ликвидации (например жидкостные ванны) применимы, только если циркуляция возможна.

Вторая классификация связана с местом прихвата. Прихваты могут происходить у забоя, либо в вышерасположенном интервале скважины. Вторая разновидность прихватов обычно происходит при спускоподъемных операциях (чаще всего она характеризуется сохранением циркуляции). Ликвидация таких прихватов нередко достигается проталкиванием колонны вниз, что невозможно при забойных прихватах.

На забое прихваты часто происходят в результате накопления шлама в пространстве между стенками скважины и забойной компоновкой (а нередко и выше последней). Циркуляция промывочной жидкости, в этих условиях, как правило, невозможна.

Признаками зашламованности забоя и возможности прихвата служат рост крутящего момента и давления на насосе.

Причина накопления шлама – в недостаточной подаче промывочной жидкости. Этот недостаток может ощущаться в двух случаях. Во-первых, это имеет место, в породахвысокой буримости, когда шлама в единицу времени образуется так много, что производительности насоса недостаточно для его полного удаления.

Источник: poznayka.org