книги / Справочник мастера по сложным буровым работам

это давление свободного вращения бурильной колонны для данной глу­ бины и состояния скважины; бурильную колонну допускают к забою и за 1—2 м от него повторно определяют давление пробуксовки.

Давление свободного вращения бурильной колонны увеличивают до 0,1—0,15 МПа. Полученное давление называют рабочим для данной глу­ бины, Бурильную колонну доспускают и начинают бурение. Во время бурения непрерывно наблюдают за рабочим давлением и степенью вра­ щения бурильной колонны. Как только начинается пробуксовка, указы­ вающая на рост сопротивления вращению бурильной колонны в скважине, а следовательно, на ненормальное состояние в ней, бурильную колонну следует приподнять и выяснить причину пробуксовки. Только после этого можно приступать к дальнейшему бурению.

Давление свободного вращения бурильной колонны и соответствую­

3.2.10. Действия бурильщика при возникновении прихвата

При прилипании бурильной колонны вследствие действия перепада давления надо восстановить циркуляцию и начать промывку скважины. Далее следует приступить к попыткам провернуть бурильную колонну при ее собственном весе, но ни в коем случае не начинать расхаживание, которое, как правило, усложняет аварию. Если в течение 10—20 мин ин­ тенсивные попытки провернуть колонну не дают результатов, то следует начать расхаживание бурильной колонны с допустимыми нагрузками и периодическим отбиванием ее ротором. Если в течение 2—3 ч освободить колонну не удается, то надо плавно разгрузить ее на нагрузку, соответ­ ствующую весу колонны в необсаженном стволе скважины. Через каж­ дые 15 мин до получения указания от технического руководства необхо­ димо производить натяжку колонны до собственного веса и при этом проворачивать инструмент в пределах допустимой нагрузки.

Во всех случаях при ликвидации аварий расхаживать бурильную ко­ лонну следует с нагрузками в пределах их допустимых значений, не пре­ вышающих 80 % растягивающих нагрузок, соответствующих пределу те­

Допустимую частоту вращения ротора при отбивке им прихваченной бурильной колонны выбирают по табл. 3.8.

При возникновении прихвата в процессе спуска бурильщик обязан расхаживать бурильную колонну натяжкой и проворачивать ротором с до­ пустимыми нагрузками.

При заклинивании во время подъема бурильщик обязан, во-первых, немедленно разгрузить колонну бурильных труб на 200—300 кН и попы­ таться пропустить бурильную колонну вниз. Повторить операцию 4— 5 раз. Во-вторых, проворачивать бурильную колонну ротором с помощью ведущей трубы пли клипового захвата при разгруженной на 30—50 кН бурильной колонне, исключив проскальзывание труб в клиновом захвате

81

Запрещается освобождать бурильную колонну расхаживанием при натяжке ее, превышающей собственный вес более чем на 200 кН.

При затяжке бурильной колонны в сальник бурильщик обязан:

1) в период бурения под кондуктор разгрузить колонну бурильных труб на полный вес, а в остальных случаях — на вес бурильных труб

внеобсаженном стволе;

2)восстановить циркуляцию одним клапаном с постепенным увеличе­

нием подачи насоса до нормальной; 3) расхаживать бурильную колонну только ротором в допустимых пре­

делах на кручение при разгрузке бурильных труб до 20—30 кН ниже соб­ ственного веса.

Т а б л и ц а 3.8

Допустимая частота вращения на каждые 1000 м свободной части бурильных труб

Частота вращения В об/мин при группе Наружный диаметр прочности

труб, мм

П р и м е ч а н и е . Трубы стальные с навинченными замками.

Запрещается освобождать бурильную колонну расхаживанием ее на­ тяжкой больше собственного веса.

При прихватах вследствие обвалов стенок скважин необходимо восста­ новить циркуляцию одним клапаном с постепенным увеличением подачи на­ сосов до нормальной.

3.3. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Все работы по креплению скважин следует производить в соответст­ вии с требованиями Инструкции по креплению нефтяных и газовых сква­ жин и других действующих инструкций и технологических регламентов.

Особое внимание необходимо обратить на выполнение нижеприведен­ ных требований, несоблюдение которых приводит к частым авариям, ос­ ложнениям и некачественному разобщению продуктивных горизонтов.

Подготовку ствола скважины к спуску колонны, спуск колонны и цементирование надо производить по индивидуальным планам, утверж­ денным главным инженером и главным геологом объединения.

До начала работ по подготовке скважины к спуску обсадной ко­ лонны необходимо проверить состояние фундаментов, оснований, вышки и другого оборудования, а также агрегатов буровой установки. При не­ обходимости следует произвести ремонт и замену неисправного инстру­ мента и оборудования.

82

Буровые насосы, нагнетательные линии с запорной арматурой и си­ стема очистки промывочной жидкости должны обеспечивать его беспере­ бойную подачу и очистку на различных режимах промывки скважины. Приемные емкости следует очистить от шлама и грязи.

На одном из превенторов необходимо заменить плашки под соот­ ветствующий диаметр обсадных труб. В качестве дополнительного сред­ ства для герметизации устья на буровой необходимо иметь бурильную трубу под соответствующий диаметр плашек превентора, которая должна быть снабжена шаровым обратным клапаном и переводником для соеди­ нения с обсадной колонной.

Также надо проверить исправность и точность показаний индикаторов веса, моментомеров и других контрольно-измерительных приборов, при

по испытанию скважин на герметичность, и обмером на трубных базах трубы на буровой подвергают наружному осмотру, повторному шаблонированию, проверке соответствия их сертификату и заводской маркировке,

Обсадные трубы, доставленные на буровую, должны соответствовать прочностному расчету и иметь заводской сертификат, а также заводскую маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям ГОСТа.

по эксплуатации, паспортных характеристик и планов работ на крепление скважин.

В процессе спуска бурильной колонны при последнем рейсе долота производят контрольный замер ее длины. Результаты контрольного за­ мера необходимо отразить в буровом журнале и суточном рапорте буро­ вого мастера.

При проведении последнего рейса долота следует привести параметры промывочной жидкости в скважине и запасных емкостях в соответствие с требованиями ГТН. При этом должна быть замерена температура цир­ кулирующего бурового раствора.

До начала подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны необходимо выполнить комплекс заключительных геофизических иссле-

83

дованин, но результатам которых надо откорректировать глубину уста­ новки башмака обсадной колонны, интервалы сужений ствола, объем скважины, интервалы и места установки элементов технологической оснастки.

Ствол скважины прорабатывается в интервалах сужений и калибру­ ется на глубину спуска обсадной колонны компоновками инструмента, обеспечивающими проходимость обсадной колонны.

После калибровки ствол скважин должен быть промыт до полной очистки от шлама и достижения стабильности технологических парамет­ ров бурового раствора. Интенсивность промывки определяется Временным руководством по промывке скважин перед спуском обсадных колонн и перед цементированием. При этом во избежание прихвата обсадной ко­ лонны от перепада давления в период технологически необходимых оста­ новок плотность бурового раствора должна обеспечивать минимально до­ пустимую 1 репрессию на стенки скважины, а КСК должен быть равен 0,30 и менее.

Обсадную колонну спускают под руководством ответственного инже­ нерно-технического работника (объединения, УБР, экспедиции). Отступ­ ление от плана спуска обсадной колонны или выполнения работ, не пре­ дусмотренных планом, не допускается без согласования с лицами, его утвердившими. Обсадные колонны должны спускаться с помощью клино­ вых захватов (спайдеров) или клиньев для обсадных труб, позволяющих докреплять резьбовые соединения в процессе спуска.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений обсадных ко­

ФУМ (ТУ 6-05-1388—70).

Для обеспечения качественного крепления скважин и разобщения горизонтов в компоновку спускаемых колонн в обязательном порядке включают технологическую оснастку (башмак с направляющей насадкой, обратный клапан типа ЦКОД или тарельчатый клапан, стоп-кольцо, цен­ траторы, скребки, турбулизаторы, заколонные пакеры и другие устрой­ ства). Число и глубина установки указанных устройств определяются для каждой скважины в отдельности технологической службой экспедиции и указываются в плане работ на крепление скважины.

Трубы свинчивают круговым ключом, резьбовые соединения закреп­ ляют машинными ключами (табл. 3.10). Крутящий момент свинчивания контролируют по моментомеру с регистрирующим прибором.

с основанием треугольника клейма над резьбой трубы.

При использовании обратных клапанов, которые не обеспечивают самозаполнения колонны жидкостью, необходимо регулярно доливать бу-

1 Единые технические правила ведения работ при бурении скважин. М., Недрл, 1968.

8 4

85

рены наружным осмотром. При спуске замковые соединения докрепляют машинными ключами.

■ Хвостовики и секции обсадных колонн должны подвешиваться в стволе скважины и цементироваться в этом состоянии, чтобы избежать изгиба. Разгрузка секций колонны и хвостовика на забой или на ранее спущенную часть обсадной колонны запрещается до окончания срока

о з ц .

Спуск хвостовиков и секций обсадных колонн, как правило, должен осуществляться на разъединителях, обеспечивающих вращение верхней части бурильного инструмента, во избежание его прихвата в открытом стволе скважины.

Скорость спуска потайных нижних секций колонн на бурильных тру­ бах не должна превышать расчетной скорости спуска обсадных труб, а заполнение их промывочной жидкостью должно производиться в сроки, указанные в плане работ на крепление скважины.

Рецептуру тампонажных растворов для конкретных скважин подби­ рают в производственных лабораториях объединений, а для особо слож­ ных условий цементирования — в лабораториях научно-исследовательских институтов за 5 сут до начала цементирования. При этом в обязатель­ ном порядке особое внимание обращают на совместимость тампонажного раствора с буферной и промывочной жидкостями, применяемыми в про­ цессе бурения.

Время начала схватывания цементного (тампонажного) раствора дол­ жно в 1,5—2 раза превышать время, необходимое для цементирования.

Чтобы обеспе шть наиболее полное замещение бурового раствора в затрубном пространстве цементным раствором, плотность последнего дол­ жна быть больше плотности бурового раствора не менее чем на 0,2 г/см3.

Тампонажные материалы, необходимая техника и оборудование дол­ жны быть доставлены на буровую с таким расчетом, чтобы произвести цементирование скважины сразу же после допуска колонны, промывки и приведения параметров промывочной жидкости в скважине в соответствие с ГТН и планом работ на крепление. Время, необходимое для промывки скважины, в каждом конкретном случае определяется ответственным ру­ ководителем работ по спуску колонны, но оно должно быть не менее одного цикла.

Во время промывки и выравнивания раствора обсадная колонна дол­ жна находиться в подвешенном состоянии и периодически расхаживаться.

Контроль и управление процессом цементирования обсадных колонн осуществляют с помощью станции контроля цементирования (СКЦ). Па­ раллельно с работой СКЦ в процессе цементирования необходимо:

1) непр рывно замерять плотность тампонажного раствора при его приготовл. . а и закачивании с помощью ареометра и отбирать пробы из всех ба-пив, а также из опресненной емкости и блок-манифольда, чтобы исключить отклонения плотности от заданного значения более чем на ±0,08 г/см3 для чистых портландцементов и на ±0,05 г/см3 для утяже­ ленных и облегченных смесей;

2) контролировать давление нагнетания жидкостей в обсадную ко­ лонну по манометрам на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;

86

3)подсчитывать объем закачиваемой в скважину продавочной жид­ кости по тарировочным емкостям цементировочных а1регатов;

4)визуально контролировать характер циркуляции и корректировать режим работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.

Скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном про­

странстве должна быть не ниже скорости подъема промывочной жидко­ сти во время промывки скважины перед цементированием. Закачивание и продавливание тампонажного раствора должны быть непрерывны. Для предотвращения резкого повышения давления «Стоп» последние 2 % объ­ ема продавочной жидкости следует закачивать двумя агрегатами, рабо­ тающими на первой скорости. Давление «Стоп» не должно превышать фактического давления в конце цементирования на 294 ГПа и быть выше допустимого внутреннего давления для обсадной колонны.

Определять объем продавочной жидкости надо с учетом ее сжимае­ мости. Коэффициент сжимаемости определяется автоматическим устрой­ ством АКГ или прибором ВГ Укрниигаза.

После окончания цементирования потайных и нижних секций обсад­ ных колонн, перекрывающих продуктивные горизонты, следует произво­ дить непрерывную промывку скважины с необходимым противодавлением в течение времени ОЗЦ. Транспортировочные переводники поднимают из скважины только при отсутствии признаков нефте-, газо-, водопроявлений.

После цементирования обсадных колонн в один прием и верхних секций или верхних ступеней колонн можно герметизировать устье сква­ жины и создавать избыточное давление в затрубном пространстве на время ОЗЦ. Избыточное давление определяется расчетным путем техно­ логической службой экспедиции и указывается в плане работ на креп­ ление.

По окончании ОЗЦ колонну закрепляют в растянутом состоянии. Величину натяжки определяют расчетом. Разгрузка незацементированной части колонны до подвески ее на колонной головке запрещается.

После ОЗЦ и оборудования устья скважины обсадную колонну испы­ тывают на герметичность в соответствии с Инструкцией по испытанию скважин на герметичность.

Разбуривание цементных стаканов и элементов технологической ос­

после цементирования скважины. Цементные стаканы, цементировочные пробки, упорные кольца, обратные клапаны и башмаки обсадных колонн следует разбуривать специальными долотами фрезерного типа или трех­ шарошечными долотами.

3.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

Эффективное использование турбобуров определяется сочетанием их размеров с размерами долот (табл. 3.11). Уменьшение диаметра турбо­ бура значительно снижает энергетические параметры его характеристики и ведет к быстрому развитию усталости металла.

8 7

Т а б л и ц а 3.12

88

Для предупреждения повреждения турбобуры и электробуры транс­ портируют с опорой не меньше чем на трех точках, равноудаленных друг от друга, при навинченных предохранительных колпаках. Погрузка и раз­ грузка двигателей должна быть механизирована, осуществляться без уда­ ров о твердые предметы. Транспортировка турбобуров волоком и сбрасы­ вание их при разгрузке недопустимы.

Турбобуры и электробуры отправляют на буровую после регулиро­ вания и закрепления всех резьбовых соединений, снабжаются паспор­ тами и инструкцией по эксплуатации.

Для контроля за состоянием крепления резьбовых соединений турбо­ бура на буровой на них наносят метки. Положение турбобура после каж­ дого рейса долота контролируют и записывают в буровой журнал.

Опробование турбобура на устье и бурение скважины осуществляют только с установкой под ведущей трубой фильтра длиной 1,5—2 м с диа­ метром отверстий 5—6 мм. Запрещается устанавливать фильтр в веду­ щей трубе. Фильтр должен работать в одной трубе не более 24 ч. Внут­ ренняя поверхность труб в зоне установки фильтра проверяется визуально

Iраз в месяц.

Вработающем над устьем турбобуре не должно быть шумов, его корпус не должен нагреваться.

Вал турбобура на устье расхаживают только левым вращением ро­ тора, чтобы избежать отвинчивания полумуфт между валами секций.

Крепят резьбовые соединения турбобуров ключами в комплексе с мо­ ментомерами для поддержания необходимых натягов. Рекомендуется вы­ держивать момент крепления системы роторов и системы статоров в со­ ответствии с табл, 3.12, а моменты закрепления конических резьбовых соединений турбобуров — в соответствии с табл. 3.13.

У насосов, работающих на .электроприводе, необходимо проверить комплектность и сборку клапанной приставки с перепускным клапаном. Необходимо проверить величину износа корпуса забойного двигателя по наружному диаметру минусовой скобой. Величина износа корпуса за­

соединений при полном расходе жидкости; 4) плавность остановки турбо­ бура после отключения насоса; 5) истечение бурового раствора через ниппель турбобура; 6) плотность торцов в резьбовых соединениях нип­ пеля, переводника с корпусом, а также в соединениях секций и шпинделя; 7) состояние присоединительной резьбы под долото.

При восстановлении или прекращении циркуляции промывочной жид­ кости бурильная колонна должна быть приподнята над забоем на 10— 15 м.

Бурение турбобуром следует начинать при небольшой нагрузке на до­ лото, затем плавным увеличением нагрузки достигнуть максимальной ско-

89

9 0