Проблемы, возникающие непосредственно при бурении

06.09.2019

Ловильные работы


Абсолютно стандартной проблемой, возникающей в процессе бурения, является поломка какой-либо детали и падение ее внутрь скважины. Например, части буровой колонны могут откручиваться и падать на дно. От трехшарошечного бурового долота может отломиться шарошка или с пола буровой установки может упасть какой-либо инструмент, например трубный ключ. Все эти предметы причисляются к металлическим обломкам и требуют проведения ловильных работ, так как мешают работе бурового долота. В таком случае бурение приостанавливают и с помощью ловильных инструментов, арендованных у обслуживающей компании, осуществляют захват упавших предметов.

Для извлечения трубы из скважины используют труболовку или овершот. Их присоединяют к нижней части ловильной колонны, состоящей из звеньев бурильной трубы, и опускают в скважину. Труболовка предназначена для проникновения внутрь трубы и захвата ее изнутри (см. рис. 17.3а), в то время как овершот захватывает трубу снаружи (см. рис. 17.3б). Еще одним инструментом является промывочная труба, состоящая из секции трубы большего диаметра (обсадной трубы), снабженной режущей кромкой (см, рис. 17.3в). Режущая кромка шлифует (полирует) поверхность упавшего предмета, после чего через нее пропускают буровой раствор, который расчищает участок от мелкого мусора, для подготовки захвата данного предмета другим ловильным инструментом.

Вращающийся конусный размалывающий расширитель (см. рис. 17.3г) позволяет раскрыть смятую обсадную трубу или размолоть обломки неправильной формы на мелкие части. Для размельчения обломков к ловильной колонне присоединяют сплошной торцовый фрезер (см. рис. 17.3д). Для последующего сбора этих частиц используют ловильный паук (см. рис. 17.3е), который также опускают почти к самому дну скважины на ловилъной колонне. Затем внутри или вне ловильной колонны пропускают буровой раствор, захватывающий обломки и транспортирующий их в ловушку паука. Однорогий ерш (см. рис. 17.3ж) оснащен шипами для подцепления оборванного кабеля. Постоянные магниты и электромагниты (см. рис. 17.3з) также можно использовать для ловильных работ, помогая извлекать металлические обломки. Скважинную печать (см. рис. 17.3и) применяют для исследования природы обломков в скважине и определения нужных ловильных инструментов. Она представляет собой груз со слоем уплотнительной смазки или парафина на дне, ее опускают в скважину с помощью талевого каната, чтобы получить полную информацию об упавших в скважину предметах.

Ловильный яс обычно вставляют в ловильную колонну над инструментом. Он представляет собой секцию трубы, которая может по команде механически или гидравлически передавать инструменту резкие движения вверх или вниз (см. рис. 17.4). Для уничтожения металлических обломков в скважине также используют взрывчатые вещества, после чего мелкие обломки ликвидируют с помощью паука.

Ловильные работы занимают длительное время, обычно до нескольких дней, и тогда бурение прекращают. Однако нефтедобывающая компания-оператор и при простое вынуждена платить за эксплуатацию буровой установки, поэтому сейчас очень многие буровые подрядчики занимаются страхованием ловильных работ, это подразумевает, что добывающая компания не несет финансовой ответственности за ловильные работы.

Прихваченная бурильная труба


Буровая колонна может застрять в скважине как из-за механической поломки, так и вследствие прихвата в результате перепада давлений, или прихваченной бурильной трубы. При прихвате под действием перепада давлений бурильная труба прилипает к стенке скважины. Сначала буровой мастер пытается вернуть ее в рабочее положение, создавая внезапные вибрации, что может быть достигнуто с помощью яса, находящегося в буровой колонне. По стенкам скважины можно распределить смазывающую жидкость, называемую промывочной, которая представляет собой смесь дизельного топлива или минерального масла и поверхностно-активного вещества. Для уменьшения перепада давления можно также снизить плотность бурового раствора.

Механическое застревание буровой колонны может происходить из-за резкого искривления ствола скважины, т. е. более чем 3° на 100 фут. (30 м). Искривления возникают при появлении наклонных более твердых слоев породы, а также изменении массы, налагаемой на буровое долото в процессе бурения. Одним из видов искривлений является образование желобов на стенках скважины, что происходит, когда поперечное сечение ствола представляет собой по форме замочную скважину (см. рис. 17.5). Оно возникает при трении бурильной трубы о стенку скважины и постепенном истирании стенки с образованием желоба меньшего диаметра, чем ствол скважины. По такому участку не могут проходить удлинители большого диаметра, соответственно необходимо увеличить диаметр скважины с помощью расширителей.

Выступы твердых пород, окружающих скважину, также могут привести к прихвату буровой колонны. Они образуются при бурении чередующихся слоев твердых и мягких пород. Мягкая порода вымывается как сверху, так и снизу твердой, и образуется выступ твердой породы.
Проблемы, возникающие непосредственно при бурении

Прихватоопределитель, или локатор точки прихвата, колонны используют для точного определения места прихвата бурильной трубы. Как крайняя мера применяется операция отделения. Буровая колонна может быть разрезана с помощью ленточной торпеды либо химической резкой. Ленточная торпеда снабжена детонационным шнуром, который взрывают выше зоны прихвата на одно звено, при этом происходит развинчивание трубы. При химической резке (см. рис. 17.6) в скважину на кабеле опускают устройство для резки и приводят в действие с помощью электрического сигнала. При этом используют химическое топливо — горячую коррозионно-агрессивную жидкость, которая выбрасывается из резака под высоким давлением и проходит через трубу. После того как труба разрезана, к прихваченному участку на ловильной колонне опускают промывочную трубу (см. рис. 17.3в), чтобы промыть этот фрагмент и отделить его от стенки скважины.

Прихват участков колонны можно предупредить, используя утяжеленные бурильные трубы со спиральной канавкой (см. рис. 17.7). Три канавки, нарезанные под утлом 120°, уменьшают площадь контакта между трубой и стенкой скважины, при этом практически не влияя на суммарный вес и прочность буровой колонны.

Осыпающийся сланец


Осыпающийся сланец — это мягкий сланец, залегающий вдоль ствола скважины, который впитывает воду из бурового раствора. В результате расширения он выходит в скважину и осыпается на дно в виде больших шаров, которые непросто удалить даже с помощью бурового раствора. Поэтому в раствор добавляют химические реагенты, например соли калия, либо используют буровой раствор на углеводородной основе для замедления осыпания.

Поглощение бурового раствора


При бурении зоны высокопористых, кавернозных или трещиноватых пород может происходить процесс поглощения бурового раствора, т. е. потери большого его количества. Зона, в которой это происходит, называется зоной поглощения, или зоной потери циркуляции раствора. Для искусственного закупоривания такой зоны в раствор, закачиваемый в скважину, примешивают закупоривающие агенты — добавки для борьбы с поглощением.

Добавки могут представлять собой волокна, хлопья, гранулированные материалы или смеси. В качестве таких добавок используют скорлупу орехов пекан, стружку красного дерева или кедровой сосны, сено, свиную шерсть, обрезки кожи, слюдяные чешуйки, слоистый пластик, целлофан, оболочку сахарного тростника, уголь, измельченные автопокрышки и асбест. После прохождения зоны поглощения при бурении ее можно изолировать, если установить и зацементировать промежуточную обсадную колонну.

Повреждение продуктивного пласта


При бурении скважины с положительным дифференциальным балансом часть бурового раствора и мелких частиц, называемых фильтратом раствора, попадает в проницаемую породу, прилегающую к стволу скважины. Действие фильтрата может привести к понижению и даже уничтожению проницаемости породы-коллектора около ствола скважины (повреждение пласта). В этом случае применяют возбуждение притока пластового флюида в скважину, что достигается, например, кислотной обработкой или гидроразрывом пласта.

Кроме того, повреждение пласта можно предотвратить, если использовать буровой раствор на основе рассола (очень соленой воды), на углеводородной основе либо эмульсионный или синтетический раствор. Этого можно избежать и за счет бурения с буровым раствором малой плотности, создающим меньшее давление, нежели пластовые флюиды (бурение с отрицательным дифференциальным давлением). В таком варианте сокращается время проходки скважины, однако при бурении флюиды из пород могут попасть в скважину. Для осуществления контроля при бурении с отрицательным дифференциальным давлением на буровом роторе устанавливают вращающееся устьевое оборудование. Оно имеет подвижный внутренний уплотнительный узел, охватывающий ведущую бурильную трубу в неподвижном внешнем корпусе. Бурение с отрицательным дифференциальным давлением занимает лишь часть общего процесса бурения и требует глушения скважины тяжелым буровым раствором перед спуско-подъемной операцией.

Коррозионно-агрессивные газы


На некоторых территориях коррозионно-агрессивные газы, такие как диоксид углерода (CO2) и сероводород (H2S), могут попадать из пласта в скважину по мере ее бурения. Воздействие этих газов ослабляет всю стальную конструкцию буровой колонны, вызывая сероводородное охрупчивание. Для предотвращения коррозии буровую колонну изготавливают из более коррозионно-устойчивых и, соответственно, дорогих марок стали, а в буровой раствор вносят добавки.

Аномально высокое давление


Неожиданное аномально высокое давление в недрах земли может привести к выбросу, т. е. неконтролируемому истечению флюидов вверх по скважине. При выходе природного газа из скважины может начаться пожар (см. рис. 17.8), что приводит к безвозвратной потере буровой установки. Аномально высокое давление — это давление флюидов, которое оказывается выше ожидаемого на данной глубине гидростатического давления (см. рис. 17.2). Давление бурового раствора может не удержать пластовые флюиды, и те образуют выброс из пласта в ствол скважины. Как только газ, вода или нефть попадают в скважину, они смешиваются с буровым раствором, облегчая его и снижая давление на дно скважины. Разбавленный буровой раствор получается, соответственно, газированным, обводненным и загрязненным нефтью.

Выброс флюидов в ствол, а затем в некоторых случаях и на поверхность, можно обнаружить в процессе бурения несколькими различными методами. В момент, когда пластовые флюиды попадают в скважину, из нее поступает больший объем жидкости, чем туда закачивается. Внезапное повышение расхода жидкости на выходе из скважины и подъем уровня жидкости в амбаре для бурового раствора можно зафиксировать с помощью прибора, называемого сумматором объема бурового раствора в амбаре. Сумматор использует поплавки в резервуарах бурового раствора, с помощью которых объем раствора постоянно контролируется и ведется запись данных. При уменьшении объема раствора за счет поглощения, а также при его повышении вследствие выброса включается звуковая сигнализация.

Помимо этого можно проводить постоянный контроль удельного веса, температуры и электрического сопротивления бурового раствора для обнаружения внезапных изменений, которые будут указывать на его разбавление скважинными флюидами. Еще один метод основан на том, что с увеличением глубины сланец должен уплотняться и пористость его — уменьшаться. Плотность и пористость сланца можно определить как по буровому шламу, так и с помощью каротажа. Если повышение плотности и снижение пористости сланца меньше, чем предполагалось на основании расчетов для нормальных условий, можно ожидать аномально высокие показатели давления. В неуплотненных сланцах также увеличивается скорость проходки.

Аномально высокое давление обычно возникает в небольших изолированных коллекторах. В случае погребения обширных коллекторов возрастающее давление приводит к их сжатию и уменьшению пористости, и некоторые флюиды покидают свои поровые пространства. Это и поддерживает нормальное гидростатическое давление. Если же коллектор изолирован и имеет малую протяженность, например заключен в сланец или разрезан непроводящими сбросами, он не может сжиматься, так как флюидам некуда выходить из поровых пространств. Давление на вышележащие слои пород передается давлению флюидов. Аномально высокое давление может превышать нормальное гидростатическое более чем в 2 раза (см. рис. 17.9).

При выбросе в ствол скважины флюиды не могут неконтролируемо подняться вверх по буровой колонне благодаря клапану, установленному в ведущей бурильной трубе. Однако они все же могут подойти близко к поверхности — по кольцевому зазору снаружи буровой колонны вдоль стенок скважины, т. е. в затрубном пространстве. После того как выброс обнаружен, скважину глушат (поток из скважины приостанавливается) за счет приведения в действие противовыбросовых превенторов. Затем по штуцерному манифольду, линии глушения скважины и клапану блока противовыбросовых превенторов в скважину подают утяжеленный буровой раствор (раствор для глушения фонтанирующей скважины), который отводит выброс из скважины.

Для контроля выбросов существуют два метода в зависимости от готовности утяжеленного бурового раствора. Его хранят рядом с установкой. Если раствор уже смешан и готов к использованию, контроль выбросов проводят методом бурильщика. Если раствор находится в сухом виде в мешках и его еще необходимо приготовить, используют метод одновременного глушения.

Метод одновременного глушения подразумевает закупорку скважины на время приготовления раствора для глушения скважины. Затем включают буровые насосы, и при пониженной скорости работы насосов в течение одного цикла происходит замена имеющегося бурового раствора и скважинных флюидов на утяжеленный буровой раствор. При методе бурильщика за время первого цикла работы буровых насосов под высоким давлением заменяют первоначальный буровой раствор, который был разбавлен флюидами при выбросе в стволе, на такой же исходный раствор, но без флюидов. Во время второго цикла новый неразбавленный раствор меняют на утяжеленный. Затем производится бурение зоны аномально высокого давления, и для ее изоляции в скважине немедленно устанавливают и цементируют защитную обсадную колонну.

Около 50% всех выбросов происходит во время спуско-подъемной операции. Буровая колонна вытесняет часть бурового раствора. После ее поднятия уровень раствора в скважине падает, также падает и давление на дне. Если не поддерживать постоянный уровень бурового раствора в скважине, может произойти потеря положительного дифференциального баланса и возможен выброс. Для поддержания уровня бурового раствора при извлечении буровой колонны используют доливочный резервуар (стальной резервуар объемом 10—40 бар. с буровым раствором, установленный на полу буровой). Кроме того, если буровую колонну извлекают из скважины слишком быстро, она может повлечь за собой пластовый газ, что также может стать причиной выброса. Для проверки оборудования и быстроты действий бригады на буровой иногда проводятся испытания противовыбросовых превенторов.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна