Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

Причины разрушения долот:

передержка долота на забое.В результате длительной работы долота на забое истирается наружная поверхность лапы, оголяются

ивыпадают подшипники, а шарошки остаются на забое. Причиной передержки долот и несоответствия режима работы долота является недостаточная квалификация персонала;

несоответствие типа долота типу разбуриваемых пород. Имели место случаи, когда бурение твердых пород велось долотами, предназначенными для разбуривания пород средней твердости. При этом происходили аварии с оставлением в скважине шарошек;

неправильный выбор параметров режима бурения приводит к ускоренному износу опор, малопроизводительной работе долота, частым случаям оставления шарошек на забое (особенно при турбинном способе бурения);

работа с заниженной нагрузкой на долото приводит к сильному износу опор при незначительной сработке вооружения. Бурение с повышенной нагрузкой на долото характеризуется значительной сработкой вооружения шарошек при относительно малой сработке опор;

удары об уступы, забой и заклинивание долота. При ударах долот о забой вследствие падения бурильных колонн или при резких посадках долот на забой происходит слом лап. Слом происходит над осью шарошки. Заклинивание долота может произойти в суженной части ствола скважины, которая образовалась при потере диаметра долота, которым производилось предыдущее долбление;

разрушение долота по сварному шву. Эта авария происходит при плохом качестве сварки лап. Возможно снижение прочности корпуса долота после его крепления;

размыв промывочных узлов;

использование дефектных долот;

работа долота по металлу;

длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота;

201

признаками аварий с шарошечными долотами являются падение механической скорости проходки, изменение давления в нагнетательной линии, изменение момента при вращении бурильной колонны, крутильные удары.

Аварии с алмазными долотами. Наиболее частые аварии – за-

клинивание долот при бурении и СПО, отвинчивание долот. Причинами заклинивания алмазных долот являются:

резкая посадка в зоне сужения ствола скважины и в призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины;

преждевременное прекращение циркуляции перед подъемом отработанного долота;

недостаточная промывка скважины через долото ввиду потерь раствора через негерметичные резьбовые соединения бурильной колонны;

бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота, забойного двигателя, УБТ;

заклинивание долота посторонними предметами (металл, порода, цементный камень).

Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания алмазных долот вследствие наличия у них большой площади калибрующей поверхности секторов, отчего происходит контакт со стенками скважины на большой площади. Имеются частые случаи заклинивания алмазных долот при первом спуске их в скважину или после бурения трехшарошечными долотами. Длительная работа алмазного долота на забое без подъема также может стать причиной заклинивания. Причины отвинчивания алмазных долот аналогичны причинам отвинчивания шарошечных долот. Специфичной особенностью алмазных долот является то, что из них могут выпадать алмазы. Выпавшие алмазы разрушают другие алмазы в долоте, приводя его в нерабочее состояние. Причины выпадения алмазов – изнашивание матрицы и недостаточное крепление.

Аварии с лопастными долотами. С лопастными долотами про-

исходят следующие аварии: отвинчивание, слом рабочих лопастей, поломка долот по телу, слом резьбы. Причины отвинчивания те же, что и у шарошечных долот. Слом рабочих лопастей происходит от

202

заклинивания на забое инородными предметами или от чрезмерных нагрузок. Причинами слома лопастей могут быть дефекты металла и неудовлетворительное качество изготовления.

Ликвидация аварий с долотами. Ликвидация аварий при от-

вороте долота:

оставленное долото на забое пытаются поднять за присоединительную резьбу спуском наддолотного переводника на бурильной колонне;

при отрицательном результате корпусное долото пытаются поднять калиберным метчиком, а бескорпусное долото извлекают из скважины калиберным или обычным колоколом.

Тип колокола выбирают с учетом состояния резьбы на долоте, информацию о которой дает поднятая часть резьбового соединения. Если предполагается, что резьба на долоте сильно нарушена, спускают обычный колокол. При необходимости для захвата долота за присоединительную резьбу колокол обрезают. Для извлечения отвинченных долот также используют различные метчики, магнитные фрезеры.

При расследовании аварий устанавливались случаи, когда долота отвинчивались или обрывались при подъеме и падали на забой или застревали в стволе скважин. Причем во многих случаях они переворачивались и становились вверх шарошками. В этом случае делаются попытки подъема долота метчиком, которые бывают не всегда успешными. Бескорпусное долото сваривается из трехчетырех частей. Нельзя достичь надежного крепления метчика на сварных швах, выступающих внутрь ниппеля долота. Поднимаемое метчиком долото задевает за выступы ствола скважины и срывается. В этом случае целесообразно разрушить оставленное долото и извлечь его фрагменты. Выбор метода разрушения долота зависит от его размера, конкретных условий и наличия разрушающих инструментов. Наиболее эффективно разрушение долот кумулятивными торпедами осевого действия.

При правильном выборе типа кумулятивной торпеды долота

диаметром до 245 мм разрушаются после одного или двух взрывов. После применения торпеды рекомендуется фрагменты разрушенных долот столкнуть к забою райбером или пикообразным долотом, а

203

затем спускать ловильный инструмент. При невозможности применять кумулятивные торпеды долото разрушают фрезерами, которые спускают на забойном двигателе. Фрагменты разрушенного долота поднимают магнитными фрезерами, контролируя суммарный вес поднятого металла и сравнивая его с весом разрушенного долота. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоулавливателем. Магнитным фрезером определенной грузоподъемности поднимают шарошки долот, лапы с шарошками, детали подшипников. При отсутствии магнитного фреза достаточной грузоподъемности шарошки долота и лапы с шарошками разрушают забойным или башмачным фрезом на более мелкие фрагменты. Долото, оставленное в стволе скважины выше забоя, необходимо сбить на забой, определить его положение печатью. В зависимости от положения долота на забое выбирается метод ликвидации аварии.

Предупреждение аварий с долотами. Для предупреждения аварий сдолотами необходимо выполнение следующих мероприятий:

транспортировка долота производится в контейнере, защищающем корпус и резьбу от удара;

перед спуском долота в скважину необходимо провести визуальный осмотр состояния долота, проверку его диаметра кольцевым шаблоном, убедиться в соответствии долота технической документации (режима бурения, категории разбуриваемой породы, типу забойного двигателя);

крепление долота производить с помощью доски отворота, вспомогательной лебедки и машинного ключа с определенным для данного типа долота моментом свинчивания;

после крепления долото вновь подвергается визуальному осмотру на предмет выявления дефектов, которые могли бы быть получены при свинчивании;

при спуске долота в скважину ограничивать скорость спуска в местахпосадокиуступов, башмакапромежуточнойобсаднойколонны;

после допуска долота до забоя произвести обкатку его опоры с ограниченной нагрузкой (нагрузка зависит от типа долота) в течение

204

10–20 мин при низкооборотном бурении и в течение 5–10 мин при высокооборотном бурении;

 после приработки долота нагрузку постепенно повышать до требуемой режимно-технологической картой.

3.4.19. Способы рациональной отработки долот

Основной признак заклинивания опор шарошек в процессе роторного бурения – повышение вращательного момента на роторе, а сработки его вооружения – падение механической скорости бурения. Бурильщик обязан прекратить работу и приступить к подъему долота:

при бурении лопастными и всеми видами долот режущего или истирающего типа в случае постепенного падения механической скорости бурения по сравнению с первоначальной в 2,0–2,5 раза при постоянных параметрах режима бурения (нагрузка на долото, расход промывочной жидкости, давление в манифольде);

при бурении шарошечными долотами в случае резкого повышения вращающего момента в роторе, зафиксированного моментомером, или по истечении времени механического бурения долотом, предусмотренного технологической картой и уточненного по данным предыдущего рейса;

при резком колебании давления на манометре, так как при нормальном бурении стрелка манометра должна остановиться в определенном положении и колебаться вверх и вниз от него на дватри деления шкалы;

при появлении признаков, характерных для заклинивания опор шарошек (стрелка манометра начинает ритмично колебаться на 20– 30 и более делений шкалы), определять в течение 5 мин частоту колебания стрелки, чтобы убедиться в заклинивании долота;

при частоте колебаний 16–20 в 1 мин прекратить подачу бурильной колонны, продолжить бурение до выбора полного ее веса на крюке и определить характер изменения амплитуды колебаний стрелки манометра. При заклиненных шарошках амплитуда колебаний стрелки должна плавно уменьшаться, а после снятия нагрузки должна остановиться на делении шкалы как при холостом вра-

205

щении перед началом бурения. Если при выполнении изложенных выше требований возникли сомнения в заклинивании опор, то разрешается продолжить бурение до получения нового сигнала о заклинивании, при получении которого необходимо поднять долото;

при турбинном бурении в твердых и крепких породах момент подъема долота следует определять по уменьшению механической скорости проходки на долото на 30–50 %;

забой скважины необходимо очищать от металла с помощью металлоулавливателей, устанавливаемых над долотом в средних и твердых породах через каждые 10–15 спуско-подъемов;

при подходе долота к башмаку кондуктора или промежуточной колонны скорость подъема бурильной колонны следует уменьшить, чтобы избежать удара долота и поломки лап;

для предупреждения отвинчивания долота в скважинах с зонами сужения ствола, имеющими кривизну, необходимо снижать скорость спуска колонны, чтобы исключить возникновение реактивного вращения вала турбобура или электробура влево;

долото с конфигурацией, отличающейся от конфигурации предыдущих долот, следует спускать осторожно. Интервалы работы предыдущего долота в твердых и средних породах необходимо прорабатывать. Особенно опасно спускать без проработки четырехшарошечное долото в интервале работы предыдущего трехшарошечного долота, а также спускать пикообразное долото после работы трехшарошечным долотом;

для предупреждения заклинивания долота в призабойной части предыдущее отработанное долото осматривают, замеряют его диаметр. Если диаметр поднятого долота уменьшился, значит, имеются люфты в опорах и периферийные зубья его сработаны, т.е. ствол скважины может быть сужен в определенном интервале. В этом случае необходимо проработать новым долотом весь интервал предыдущего долбления;

бурение в твердых и крепких породах, а также в абразивных породах средней твердости необходимо производить с калибраторами, устанавливаемыми над долотом.

Особенности эксплуатации алмазных долот. При бурении скважины алмазными долотами необходимо соблюдать требования

206

Инструкции по бурению нефтяных и газовых скважин алмазными буровыми инструментами. При этом особое внимание следует обратить на проведение работ, несоблюдение которых вызывает аварии.

Наземное буровое оборудование, бурильную колонну и инструмент необходимо подготовить для длительной и безаварийной работы, провести его ревизию и снабдить запасными частями.

Ствол и забой скважины должны быть соответствующим образом подготовлены, т.е. забой очищен от металла, в стволе устранены интервалы сужения.

Компоновка низа бурильной колонны должна обеспечивать передачу нагрузки на долото частью веса УБТ, исключение зон завихрения бурового раствора, создание цилиндрического ствола скважины путем установки над долотом калибратора, гашение поперечных вибраций в бурильной колонне, а также установку яссов или безопасного переводника для быстрой ликвидации возможного заклинивания бурильной колонны.

Спускать алмазные долота следует медленно, особенно в зонах сужений, обвалов, в местах возможных затяжек и посадок, в зоне каверн при подходе к потайной и обсадной колоннам, а также в призабойной зоне.

Спуск последних 10–15 м бурильной колонны до забоя надо производить с вращением долота и циркуляцией бурового раствора.

При эксплуатации алмазных долот запрещается: спускать алмазные долота в неподготовленную скважину; вращать бурильную колонну с алмазным долотом в обсадной колонне; прорабатывать алмазными долотами ствол скважины в интервалах, сложенных крепкими и абразивными породами; начинать бурение без надлежащей очистки забоя от металла; бурить без калибраторов, установленных над долотом, в твердых абразивных породах.

3.4.20. Прихваты бурильных и обсадных колонн

Нет единого мнения, куда относить прихваты – к аварии или к осложнению.

Прихват – потеря подвижности колонны бурильных или обсадных труб, скважинных приборов и оборудования, которая не

207

восстанавливается даже при приложении максимально допустимых нагрузок (в пределах упругих деформаций материала труб).

Прихват – наиболее распространенный и серьезный вид осложнения при проводке скважины. Ликвидация прихвата в некоторых случаях требует значительных затрат времени и средств.

Виды прихватов. Прихват под действием перепада давления

(дифференциальный прихват). Этот вид прихвата происходит в интервалах проницаемых отложений (песчаников, трещиноватых известняков). Наличие на стенке скважины глинистой корки также может способствовать возникновению прихвата. Прижимающая сила, возникающая вследствие перепада давления, определяется из уравнения

P ( бр пл )(hпз ) f ,

где Pст – гидростатическое давление бурового раствора; hпз – площадь контакта;

hпз – мощность проницаемой зоны;

– толщина глинистой корки;

f – коэффициент трения между стальной бурильной трубой и глинистой коркой.

Факторы, способствующие возникновению прихватов:

разность между гидростатическим давлением и давлением в проницаемом интервале, вызывающая фильтрацию бурового раствора в проницаемые породы, а также прижимающая колонну труб

кстенке скважины;

длительность времени контакта колонны труб со стенками скважины;

величина площади контакта неподвижной колонны труб со стенками скважины;

толщинаилипкостьфильтрационнойкоркинастенкескважины;

величина прижимающего усилия от нормальной составляющей веса колонны труб.

Признаками развития прихвата являются:

посадки, затяжки колонн;

увеличениекрутящегомоментанавращениебурильнойколонны.

208

При этих признаках, как правило, сохраняется нормальная циркуляция бурового раствора.

Схема развития прихвата указана на рис. 31.

Рис. 31. Развитие прихвата

Способы предупреждения дифференциального прихвата колонны бурильных и обсадных труб:

поддержание параметров бурового раствора согласно проекту (плотность, показатель фильтрации, содержание твердой фазы);

по возможности исключить оставление без движения бурильных колонн в открытом стволе в прихватоопасных интервалах;

209

установить периодичность отрыва долота от забоя и периодичность проворота БК при бурении забойными двигателями;

при проектировании профиля наклонно направленных скважин закладываются минимально возможные темпы набора и падения зенитного угла и изменения азимута.

Для уменьшения площади контакта БК со стенками скважины

вкомпоновку рекомендуется вводить следующие элементы:

УБТ с профильным поперечным сечением: квадратные, спиральные, с центрирующими втулками, со смещенными гранями

(рис. 32, 33);

переводники-центраторы, центрирующие опоры (рис. 34, 35);

 проницаемые интервалы, склонные к образованию толстых фильтрационных корок, периодически прорабатывать, при необходимости кольматировать;

210