книги / Справочник мастера по сложным буровым работам

2. МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать ее на основе современного состояния техники ловиль­ ных работ и опыта ликвидации аварий. При этом надо иметь в виду, что применение несоответствующего ловильного инструмента приводит к ус­ ложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины.

При подозрении на поломку инструмента в скважине бурильщик обя­ зан немедленно приступить к подъему бурильной колонны. Одновременно, не прекращая основных работ и не оставляя своего поста, бурильщик должен уведомить мастера, а при отсутствии его — руководство пред­ приятия об аварии.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руко­ водством старшего инженера (мастера) по сложным работам или глав­ ного (старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствует несколько руководящих работников, то ответственным является старший по должности, через которого мастеру передаются указания по ликвида­ ции аварии.

Перед спуском ловильного инструмента в скважину буровой мастер составляет эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Из спускаемой колонны удаляют переводники с уменьшенными площадями сечения проходных отверстий.

Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спуско-подъемного оборудования, а также крепление штропа

вертлюга в зеве крюка.

Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными, или автоматическими клю­

чами.

Длина спускаемой бурильной колонны с ловильным инструментом должна подбираться с таким расчетом, чтобы ловильный инструмент кре­ пился ротором, причем в плашках превентора обязательно должна на­ ходиться бурильная труба, а в роторе — ведущая.

При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами или с извлекаемым предметом развинчивание замковых соединений необхо­ димо выполнять без вращения подвешенной на роторе колонны клю­ чами АКБ, машинными ключами, с последующим развинчиванием вруч­ ную.

2.1. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ С БУРИЛЬНОЙ КОЛОННОЙ

Признаки аварии с бурильной колонной:

I) изменение показаний индикатора веса — при поломке бурильной колонны в растянутой части показания индикатора веса уменьшаются, а при поломке в сжатой части, наоборот, увеличиваются. Для сравнения веса бурильной колонны при изменении показаний индикатора веса

21

необходимо приподнять бурильную колонну. При роторном бурении с при­ менением электроэнергии в случае поломки колонны снижается сила тока на электродвигателе; 2) падение давления промывочной жидкости в на­ гнетательной линии; 3) падение механической скорости проходки; 4) про­ валы бурильной колонны.

2.1.1. Извлечение неприхваченной части бурильной колонны

Выбор того или иного вида ловильного инструмента зависит от ха­ рактера слома колонны и состояния скважины.

Для подъема неприхваченных бурильных труб применяют освобож­ дающиеся и неосвобождающиеся ловильные инструменты.

Ловители являются наиболее распространенными ловильными инстру­ ментами. Их не применяют, если вес оставшихся в скважине труб больше допустимой нагрузки на ловитель или если аварийная труба имеет сильно разорванный конец со сложной конфигурацией излома.

В первую очередь рекомендуется использовать наружные ловильные инструменты (ловители, наружные труболовки, колокола резьбовые и ко­ локола гладкие), причем желательно с центрирующими приспособлениями.

Предпочтение отдается освобождающимся ловильным инструментам. Метчики необходимо применять с центрирующими приспособлениями, за исключением случаев захвата труб диаметром 73, 89 и 114 мм в обсад­ ных колоннах соответственно диаметрами 140, 168 и 219 мм. Без цент­

жину без центрирующего приспособления, если сумма его диаметра и диаметра извлекаемых труб меньше диаметра скважины.

Следует обратить особое внимание на очень распространенную пороч­ ную практику спуска метчиков без центрирующих приспособлений. Именно она является причиной усложнения многих аварий.

При неровном контуре излома, особенно в результате поломки трубы вследствие износа ее в результате трения о стенки скважины, рекомен­ дуется сначала отвинтить эту трубу левым вращением колонны с ловиль­ ным инструментом. Это необходимо для последующего надежного за­

на кривой трубе или на кривом переводнике в зависимости от того, чем оканчивается верхняя часть колонны в скважине. Эти работы малоэф­ фективны и сопряжены с большой затратой времени и средств. В послед­ нее время при невозможности извлечения из скважины отклоненной трубы путем неоднократных спусков ловильного инструмента на кривой трубе или ловушкой-захватом стали забуривать новый ствол, так как для этого требуется меньше времени.

Поломка ведущей трубы выше устья скважины усложняет аварию. Для ликвидации такой аварии целесообразно применять труболовку для

2 2

ведущей трубы, с помощью которой отвинчивают последнюю (одну или с несколькими бурильными трубами), а затем соединяют ее замковым ниппелем с оставшейся частью бурильной колонны.

В осложненных скважинах, где велика вероятность прихвата задолго до соединения с извлекаемым предметом, желательно спускать ловильные инструменты (труболовки, ловители, колокола и метчики) с яссом или яссом-вибратором, снабженным также безопасным переводником.

Извлечение труб из алюминиевых сплавов требует большей осторож­ ности, чем извлечение стальных, чтобы не допустить усложнения аварии. При этом необходимо иметь в виду следующие особенности.

Ввод аварийных концов труб из алюминиевых сплавов в ловильный инструмент производится осторожно и с возможно минимальной осевой нагрузкой.

В случае невозможности захватить извлекаемые трубы, их разбури­ вают до бурильного замка долотом или специальным фрезером. Разбу­ ривание труб производят долотами типа Т или ТЗ, желательно турбин­ ным способом при максимально допустимой подаче насосов с нагруз­ кой 20—40 кН, при разбуривании зацементированных АБТ нагрузка мо­ жет достигать 60—ПО кН.

Специальные торцевые фрезеры для разбуривания АБТ рекоменду­ ется комплектовать направляющей воронкой, изготовленной как единое целое с корпусом или дополнительно закрепленной, чтобы не допустить самопроизвольного отвинчивания.

Во время разбуривания АБТ бурильную колонну следует приподнимать на 10—15 м через каждые 1,5—2 м проходки. При разбуривании АБТ турбинным способом бурильную колонну надо вращать с минимальной частотой вращения.

2.1.2. Извлечение прихваченной бурильной колонны

Прихват — сложный вид аварии, которая не происходит мгновенно. Прихват требует анализа обстоятельств аварии, изучения состояния ствола, показателей и особенностей работы бурильной колонны в период, пред­ шествующий аварии. Особенно подробно надо изучать наличие зон осы­ пей, обвалов, нефтс-, водо- и газопроявлений, сужений ствола, располо­ жения неустойчивых пластов и уступов; состояние бурильной колонны, продолжительность ее работы, время и качество проведения профилакти­ ческих проверок; состояние циркуляции, изменение подачи насосов и дав­ ления прокачиваемой промывочной жидкости.

При возникновении прихвата основная задача старшего по смене — принять первоочередные меры по предотвращению усложнения аварии и уведомить техническое руководство предприятия о случившемся.

Вначале применяют самые простые, легко и быстро осуществимые методы, которые в редких случаях дают положительные результаты.

Один из такнх методов — восстановление интенсивной циркуляции с одновременной отбивкой ротором в пределах допустимых моментов вра­ щения. Следует подчеркнуть, что эффективность освобождения зависит

2 3

прежде всего от частоты вращения колонны, а потом уже от расхажива­ ния. Поэтому к расхаживанию нужно прибегать, когда отбивка ротором в течение 20—30 мин не дает результатов.

Общие принципы выбора метода ликвидации прихвата следующие. Сначала применяют методы, позволяющие ликвидировать прихват си­

лами буровой бригады без привлечения к этому дополнительных мате­ риалов. Выявляют возможность использования гидровибрирования насо­ сами, гидроимпульса или способа многократного снижения давления в скважине путем закачивания в трубы жидкости с маленькой плотно­ стью и последующим резким снижением давления. Для данного прихвата применяют наиболее подходящий способ или последовательно применяют один, а затем другой способ.

Далее решают вопрос ликвидации прихвата без разъединения ко­ лонны над местом прихвата (жидкостная ванна, встряхивание торпе­ дами), но уже с привлечением дополнительных сил (геофизиков) и с за­ тратой дополнительных материалов. После этого рассматривают вопросы ликвидации прихвата более трудоемкими методами.

Ликвидация каждой группы прихвата характерна своими особенно­ стями. Прихваты, вызванные прилипанием бурильной колонны, как пра­ вило, ликвидируют следующими способами: жидкостными ваннами с по­ мощью испытателей пластов или подобными им средствами, при работе с которыми в зоне прихвата снижается гидростатическое давление; обуриванием; яссом (в редких случаях).

Заклинивание бурильных колонн устраняют кислотными ваннами, ме­ ханическими средствами (яссами), обуриванием, взрывами торпед и ,гид­ роимпульсом. Ликвидация возникших заклиниваний достаточно хорошо осуществляется при установке ясса в компоновке бурильной колонны.

При ликвидации прихвата нужно обратить особое внимание на шаб-

места прихвата. Поэтому вопросу определения верхней границы при­ хвата, и особенно интервала прнхвата (верхней и нижней его границ), необходимо придавать первоочередное значение. Вначале на буровой про­ водят ориентировочное определение верхней границы прихвата, а затем с помощью прихватоопределителя или акустического цементомера нахо­ дят соответственно верхнюю границу прихвата или интервал при­ хвата.

2.1.2.1. Определение верхней границы прихвата колонны труб

Самым простым способом определения верхней границы прихвата яв­ ляется приближенный расчет (выведенный из практики), при котором считают, что каждая 1000 м труб, свободных от прихвата, при натяже­ нии с усилием на 200 кН, превышающим их собственный вес, удлиняется следующим образом:

24

Для одноразмерных труб верхнюю границу прихвата или длину сво­ бодной части труб находят по формуле

на пять делений показания индикатора веса, соответствующие весу бу­ рильных труб до прихвата, и делают отметку на ведущей трубе напротив неподвижной плоскости стола ротора.

2.Повторно натягивают колонну с усилием, на пять делений превы­ шающим первоначальное, и быстро снижают его до первоначального Pj. Разница между первой и второй отметками объясняется трением в ро­ ликах талевого механизма.

3.Делят расстояние между первыми двумя отметками пополам и принимают среднюю черту верхней отметки для отсчета.

4.Прикладывают к колонне бурильных труб усилие Рг, которое по индикатору веса будет на 10—20 делений превышать усилие Р ь и делают

новую отметку на ведущей трубе. При этом величина Рг должна быть такой, чтобы деформации, вызванные этой силой, находились в зоне упругости материала.

5. Повторно натягивают колонну с усилием, не более чем на пять делений превышающим усилие Р2 затем быстро снижают нагрузку до Рг и делают вторую отметку на ведущей трубе.

6. Делят расстояние между двумя последними отметками пополам и полученную черту считают нижней отметкой отсчета.

с усилием, меньшим ее собственного веса, и напряжением, превышающим предел текучести, приводят к большим погрешностям.

Для многоступенчатой бурильной колонны найдены простые фор­ мулы, позволяющие рассчитать верхнюю границу прихвата [40}.

Исходной служит формула получения суммарного удлинения колонны

2 5

Если она окажется отрицательной, то, очевидно, верхняя граница прихвата расположена в вышестоящей секции труб, т. е. надо найти длину неприхваченной части Н2 второй от низа секции колонны

Для определения верхней границы прихвата приложили усилие Р2—P(=AP=25 кН. При этом удлинение колонны At оказалось равным 50 см.

Значение Нi отрицательное, следовательно, свидетельствует о том, что верхняя граница прихвата находится выше.

Однако расчетным путем не всегда можно правильно определить верхнюю границу прихвата, так как скважинные условия существенно влияют на удлинение бурильной колонны. Поэтому необходимо стре­ миться находить верхнюю границу прихвата с помощью геофизических приборов и, исходя из полученных данных, выбирать способ ликвидации прихвата. Верхняя граница прихвата в стальных бурильных трубах хо­ рошо определяется прихватоопределителем.

Интервал прихвата, а не только его верхнюю границу во всех воз­ можных случаях целесообразно находить с помощью акустического цементомера. Для этого регистрируют относительную амплитуду продольной волны (Лк) и время распространения продольной волны по породе

26

(Гп), поскольку интервал прихвата характеризуется максимальным А к и минимальным Тп значениями.

Определение интервала прихвата позволяет с большой точностью определить группу (прилипание, заклинивание, обвал и т. п.) и место прихвата, а следовательно, дает возможность выбрать наиболее действен­

с целью определения интервала прихвата является ограниченный выпуск цементомеров АКЦ-36 и большой диаметр цементомера АКЦ-80 (его можно применять только в трубах диаметром 140—147 мм). Причем при использовании в трубах с высаженными внутрь концами диаметром 140 мм цементомеры должны иметь наружный диаметр 80 мм и резину, хорошо привулканизированную к корпусу.

Техническая характеристика аппаратуры акустического контроля цементирования скважин (АКЦ)

является установка ваин, благодаря которой извлекается вся бурильная колонна. Непременное условие осуществления этого метода — сохранение циркуляции бурового раствора. В зависимости от причины прихвата при­ меняют нефтяную, водяную или кислотную ванну, для ликвидации при­ хватов колонн из алюминиевых труб ванны из плавиковой кислоты и из смеси плавиковой и соляной кислот запрещаются. Для ликвидации при­ хватов этих труб в карбонатных породах рекомендуется применять ванны из 15—20 %-ного раствора сульфаминовой кислоты.

Перед установкой ванны (любой) определяют гидростатическое дав­ ление на продуктивные пласты. Если величина этого давления не превы­ шает пластовое давление более чем на 15 %, то необходимо утяжелить буровой раствор.

При выборе технологии установки ванны необходимо иметь в виду

следующее.

2.7

1.Плотность жидкости для ванны должна быть равной или немного больше (для ликвидации прихвата в призабойной зоне) плотности буро­ вого раствора. При использовании в качестве жидкости для ванны из­ вестково-битумных или других растворов на углеводородной основе их необходимо обработать таким образом, чтобы исключалось выпадение утяжелителя и образование пробок внутри труб и в кольцевом про­ странстве.

2.Плотность, вязкость и СНС бурового раствора, находящегося

вскважине, должны быть минимальными.

3.Объем жидкости для ванны должен быть равен вместимости сква­ жины от долота до верхней границы прихвата плюс 50 %. Следует под­

черкнуть, что там, где жидкость ванны заполняла весь открытый ствол, установка ванн дала лучшие результаты. При возможности жидкость ванны должна перекрывать все пласты с проницаемыми породами. Аме­

буется меньше.

4. Жидкость для ванны надо подавать в зону прихвата не всю сразу, последние 3—5 м3 жидкости, находящейся в трубах, закачивать порциями по 1 м3 через 1 ч стояния под ванной.

5.Нагрузка на крюке в момент закачивания и нахождения буриль­ ной колонны под ванной должна быть равной нагрузке до прихвата. Резкие изменения (нагрузки и разгрузки) в пределах норм допускаются только при расхаживании.

6.Для предупреждения всплывания нефти рекомендуется применять буферную жидкость, т. е. структурированный глинистый раствор, пресный

иминерализованный буровой растворы. Последние два обрабатывают реагентами-структурообразователями — крахмалом, КМЦ и метасом (со­ ответственно для температуры в скважине 100, 150 и >150 °С).

Буферная жидкость должна иметь следующие параметры: плотность, равную плотности бурового раствора; вязкость максимально возможную; СНС, замеренное через 10 мин, не менее 27 МПа; показатель фильтра­

ции не более показателя фильтрации бурового раствора в скважине. Кроме того, буферная жидкость при смешивании с буровым раствором не должна вызывать его коагуляцию. Объем буферной жидкости берут из расчета заполнения 150—200 м кольцевого пространства и труб.

7. Продолжительность нахождения бурильной колонны под ванной должна быть не менее 12 ч, бурильную колонну при этом расхаживают через 1 ч.

Н е ф т я н а я в а н н а . Нефтяную ванну устанавливают при прили­ пании бурильных колонн или прихвате их сальником, а иногда для лик­ видации обвалов. Эффективность нефтяных ванн резко повышается при добавлении в нефть Г1АВ: до 2 % сульфонола, до 1 % дисульфона или 0,5—2 % дисольвана к объему закачиваемого количества нефти [1]. По­ верхностно-активные вещества ослабляют силы сцепления между части­ цами глины, утяжелителя и породы.

Исследованиями [6] было установлено, что для нефтяных ванн же­ лательно применять легкую нефть с содержанием значительного количе-

2 8

ства нефтяных кислот, масляных и тяжелых фракций. Меньший эффект дает закачка легкой нефти с небольшим количеством этих кислот и фрак­ ций, а также использование для нефтяных ванн тяжелых нефтей. Неоди­ наковое действие нефтей объясняется различными их свойствами. Легкая нефть, как менее вязкая, легко проникает между частицами глины и снижает связь между ними.

Нефтяная ванна дает хороший эффект при полной замене в зоне прихвата глинистого раствора на нефть.

Для успешного применения нефтяной ванны необходимо устанавли­ вать ее своевременно, т. е. не более чем через 3—5 ч после возникнове­ ния прихвата, правильно определить место прихвата и количество нефти для ванны, а также правильно провести ее закачивание.

к сплошной промывке нефтью в течение 2—3 ч, а при отрицательных результатах — в течение 5—6 ч.

Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для предупреждения его проводят тщательную работу по под­ готовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое вни­ мание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне ствола скважины и в лебедке. Под ведущей трубой обязательно должен быть установлен обратный клапан, при этом категорически запрещается отвин­ чивать квадрат с обратным клапаном. Бурильная колонна должна быть разъединена выше обратного клапана.

При прихвате бурильной колонны в крепких, твердых и средней твердости породах, когда нефтяная ванна не дала положительных ре­ зультатов, следует освобождать бурильную колонну методом перетока жидкости.

Сущность этого метода заключается в следующем. В скважину зака­ чивают расчетное количество нефти с 2 % ПАВ с учетом создания пере­ пада давления между затрубным и трубным пространствами 5— 6 МПа. Затем с максимальной скоростью в емкости цементировочных агрегатов отбирают из скважины 5—10 м3 жидкости. При этом в затрубное пространство непрерывно доливают промывочную жидкость. Од­ новременно расхаживают колонну и пытаются ее провернуть. Закачива­ ние и отбор жидкости повторяют несколько раз, причем процесс должен быть непрерывным во избежание выпадения твердых частиц и поглоще­ ния промывочной жидкости. Если при отборе жидкости начнет падать напор струи, то немедленно начинают закачивать жидкость обратно в бу­ рильную колонну. При освобождении прихваченной колонны жидкость из нее удаляют обратной циркуляцией.

В о д я н а я в а н н а . В некоторых районах для ликвидации прихва­

29

бурильная колонна прихвачена или заклинена в отложениях магниевых и натриевых солей.

Водяные ванны с содержанием ПАВ в пределах до 2 % от объема закачиваемой воды дают большой эффект. Результаты применения водя­ ной ванны видны позже, чем нефтяной, однако к расхаживанию следует приступать через 2—3 ч. Технология установки водяной ванны анало­ гична установке нефтяной.

При ликвидации прихватов в скважинах, разрез которых представ­ лен породами, склонными к обвалам (например, глинами верейского го­ ризонта), в качестве жидкого агента для ванны применяют сбросовые воды нефтяных товарных парков, содержащие до 0,2 % дисолвана. Уве­ личение дозы дисолвана до 0,5 % дает поразительный эффект. Примене­ ние сбросовых вод с дисолваном для сплошной промывки скважины позво­ лило ликвидировать ряд прихватов там, где установка нефтяных и кис­ лотных ванн не дала результатов.

В восточных районах страны широко распространены активные во­ дяные ванны. В бурильную колонну закачивают расчетное количество воды (желательно с добавкой ПАВ). Затем вытесняют часть ее в затрубное пространство с расчетом заполнения последнего на 100—150 м от забоя. Далее подкачивают еще 0,1—0,2 м3 воды и быстро отбирают ее назад в емкость агрегата. Этот цикл повторяют несколько раз [24].

К и с л о т н а я в а н н а . Для освобождения прихваченных буриль­ ных колонн и устранения заклинивания долота, турбобуров в карбонат­ ных и глинистых (известняках, доломитах) и других породах, поддаю­ щихся действию кислоты, применяют кислотную ванну, Для кислотных ванн используют в основном техническую соляную кислоту 8—14 %-ной концентрации. Однако часто применяют смеси соляной кислоты и воды, нефти и кислоты или 15—20%-ной соляной и 40 %-ной плавиковой кис­ лот. В последнем случае к соляной кислоте добавляют 10 % плавиковой. Смесь подбирают опытным путем, для этого в нее помещают образцы пород и наблюдают за ними.

Для получения оптимальной концентрации ингибированной соляной кислоты кислоту, полученную с баз, разбавляют водой. При этом объем добавляемой воды V\ определяют по формуле

где р! — плотность исходной соляной КИСЛОТЫ; Р2— плотность кислоты требуемой концентрации; рз — плотность воды.

Для облегчения подбора закачиваемой кислоты в скважину в табл. 2.1 приведены плотность разбавленной кислоты при температуре смеси 15 °С и концентрация в ней соляной кислоты.

Для закачивания в скважину необходимо применять кислоту, хорошо поддающуюся ингибированию и дающую высокую растворимость пород. Скорость реакции карбонатных пород с соляной и плавиковой кислотами зависит от давления и температуры. С увеличением давления скорость реакции уменьшается, а с ростом температуры — повышается. Например,

30