книги / Справочник мастера по сложным буровым работам
..pdfтем бурильную колонну поднимают (протягивают) до верха обрыва. Же лательно опускать ловушку со шлипсом или колоколом, что позволяет одновременно с отводом вверх обрыва от стенки скважины соединяться с ней, не поднимая бурильной колонны с ловушкой.
Помимо указанной ловушки-захвата для установки верхней части бурильной колонны по центру и направления ее в ловильный инструмент М. Ш. Измайловым предложен ловильный инструмент для захвата труб в скважине (рис. 4.48). Он применялся успешно в различных организа
циях Для |
работы в скважине направляющую трубу опускают до верха |
О |
6 |
Рис. 4.48. Направляющая труба М. Ш. Измайлова:
а — с х е м а р а б о т ы ; |
б — поперечный разрез; |
/ — ловильный инструмент; 2 — направля |
ющая труба: |
3 — отводной крючок; |
4 — пружина; 5 — извлекаемая труба |
сломанной трубы. Затем при промывке и плавной подаче бурильной ко лонны направляющую трубу опускают ниже верха обрыва на длину, обес печивающую заход трубы в боковую прорезь. Медленными поворотами, вначале на '/г—'/ч оборота ротора, затем увеличивая обороты до одногодвух, заводят бурильную трубу и соединяют ловильный инструмент с на ходящейся на забое бурильной колонной. Ловушка-захват и направляю щая труба позволили соединить ловильный инструмент с находящейся на забое бурильной колонной с первого же спуска.
4.17. ЕРШИ
Ерши служат для ловли оставшегося в скважине каротажного ка беля. Они имеют различную конструкцию и изготовляются из различных материалов. Наиболее широкое распространение получили ерши (рис. 4.49), которые изготовляют либо из заготовки долота РХ путем нарезания на торцах крючков в шахматном порядке, либо путем наварки на металли ческий стержень крючков также в шахматном порядке.
171
Каждым ерш обязательно должен иметь воронку, расположенную на 20—30 см выше крючков, которая центрирует его и заставляет вылавли ваемый канат или кабель спускаться. Воронка препятствует прохождению ерша ниже местонахождения вылавливаемого предмета, что, в свою оче редь, предупреждает возникновение осложнения вследствие захвата ин-
|
Рис. 4.49. Ерши: |
|
Рис. |
4.50. |
Отклонитель |
|||
а — из |
отработанного |
метчика: |
|
|
типа ОТЗ |
|
||
б — из |
заготовки долота; |
/ —крю |
а —с |
опорой |
для |
закрепле |
||
чок; |
2 — стержень; 3 — воронка; |
ния |
на |
трубах; |
б — с |
опо |
||
|
4 — переводник |
|
рой |
на |
забой; |
/ — корпус |
||
|
|
|
клина; |
2 — плашки стопор |
||||
|
|
|
ные; |
3 — опора клина; |
4 — |
|||
|
|
|
захватное |
устройство |
струмента кабелем или канатом. Применение воронок для ершей, рабо тающих в обсадной колонне, обязательно. Некоторые мастера недооце нивают значение этой воронки и тем самым часто осложняют аварию, ликвидация которой значительно затягивается. Воронки должны иметь несколько отверстий для лучшего прохождения бурового раствора.
При изготовлении ершей диаметр стержня должен быть не менее 35 мм, а диаметр воронки на 30—50 мм меньше диаметра скважины.
Применение крючка с зевом |
на 15 мм большим, чем диаметр каната, |
дает хорошие результаты при |
ликвидации аварий. |
172
Длина ерша должна быть 1,5—2 м. Выбор величины нагрузки про изводится с учетом состояния скважины, длины оставшегося каната или кабеля и характера разрыва. В процессе работы на ерш передают на грузку 10—20 кН. Затем поднимают инструмент, поворачивают на V2— 7з оборота и вновь опускают. Эту операцию выполняют несколько раз.
4.18.ОТКЛОНИТЕЛИ
4.18.1.Отклонитель турбинный
Отклонитель турбинный предназначен для зарезки новых стволов в аварийных случаях и для бурения наклонно-направленных скважин.
Техническая характеристика отклонителей турбинных
Ш и ф р ................................................................. |
|
|
|
|
Т02-195 |
Т02-240 |
Т и п ......................................... |
|
|
|
........................... |
Шпиндельный |
с подвеской |
Состав изделия: |
|
|
|
вала турбинной секции |
||
|
|
|
1 |
1 |
||
турбинная |
секция |
...................................... |
|
|||
шпиндельная секция ............................... |
|
1 |
1 |
|||
Число ступеней турбины............................... |
|
105 |
93 |
|||
Рекомендуемый диаметр долота, м и . . . . |
214 |
269 |
||||
Присоединительные резьбы: |
3-147 |
3-171 |
||||
к бурильным трубам ............................... |
|
|||||
к долоту ....................................................... |
|
|
|
|
3-212 |
3-147 |
Расход жидкости (вода), ........................л с |
30 |
45 |
||||
Частота вращения вала при максималь |
520 |
420 |
||||
ной мощности, о б ,м ...............................и н |
максимальной |
|||||
Вращающий |
момент |
при |
|
|
||
мощности (без |
учета |
к. п. д. опор), |
870 |
1370 |
||
к Н м ................................................................. |
|
|
|
к В т |
||
Максимальная мощность, ..................... |
52,6 |
58,8 |
||||
Перепад давления |
в |
турбине при макси |
3600 |
3000 |
||
мальной мощности, ............................к П а |
||||||
Средний ресурс до списания, .................ч |
500 |
500 |
||||
Размеры, мм: |
|
|
|
|
195 |
240 |
диаметр ....................................................... |
|
|
|
|
||
общая длина L ± ...............................2 |
|
10 110 |
10 170 |
|||
длина нижнего плеча............................... |
|
2200 |
2600 |
|||
Масса, кг ± 2 °о................................................ |
|
|
|
1774 |
2507 |
В комплект турбинного отклонителя входят: секция турбинная со специальными переводниками, секция шпиндельная с косым переводником (1°) и калибратором, косой переводник (1°) и косой переводник (2°).
Турбинная и шпиндельная секции поставляются с ввинченными предо хранительными пробками.
Ключ для роторной гайки и хомут для сборки отклонителя турбин ного на буровой поставляются заводом-изготовителем по требованию за казчика за отдельную плату.
К каждому отклонителю турбинному поставляются паспорт и инст рукция по эксплуатации.
4.18.2. Отклонитель для зарезки нового ствола в колонне
Для зарезки нового ствола в обсадных колоннах нефтяных и газо вых скважин с целью отклонения от основного ствола применяют откло нители типа ОТЗ (рис. 4.50, табл. 4.33).
173
Т а б л и ц а 4.33
Основные параметры отклонителей
|
|
|
|
|
|
|
|
Шифр отклонителя |
|
||
|
Параметры |
|
|
ОТЗ-115 |
ОТЗ-134 |
ОТЗ-185 ОЗСТ-208 ОЗСТ-220 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Наружный диаметр D, мм |
115 |
134 |
185 |
208 |
230 |
||||||
Условный диаметр колон- |
146 |
168 |
219 |
245 |
273 |
||||||
ны обсадных труб, в ко |
|
|
|
|
|
||||||
торых |
используется |
|
|
|
|
|
|||||
отклонитель, |
мм |
|
Желе бной |
|
Плоский |
|
|||||
Тип клина |
|
|
отклони- |
< 3 |
<2,5 |
||||||
Угол наклона |
<2,5 |
<2,5 |
<2,5 |
||||||||
ющегося клина а, |
гра |
|
|
|
|
|
|||||
дус |
|
|
|
кН: |
|
|
|
|
|
|
|
Усилие среза, |
|
|
80 |
80 |
80 |
80 |
80 |
||||
болтов |
для |
соеди- |
|||||||||
нения |
с |
отклоните |
|
|
|
|
|
||||
лем |
|
|
|
винта |
60 |
60 |
|
|
|
||
специального |
|
|
|
||||||||
для соединения |
|
|
|
|
|
|
|||||
опоры |
отклонителя |
|
|
|
|
|
|||||
с клином |
|
|
|
|
40 |
40 |
|
|
|
||
специального винта |
|
|
|
||||||||
для |
|
соединения |
|
|
|
|
|
||||
плашкодержателя |
|
|
|
|
|
||||||
с корпусом |
|
|
3-76 |
3-76 |
3-88 |
3-88 |
3-88 |
||||
Присоединительная |
|
||||||||||
резьба отклонителя |
5865 |
6100 |
7000 |
7500 |
7100 |
||||||
Длина, |
мм |
|
|
|
|
|
|||||
Масса, |
кг: |
|
|
|
в |
соб- |
273 |
362 |
815 |
340 |
■460 |
отклонителя |
|||||||||||
ранном |
|
виде |
(без |
|
|
|
|
|
|||
спускного клина) |
315 |
416 |
890 |
430 |
560 |
||||||
полного |
комплекта |
5. БОРЬБА С ПОГЛОЩЕНИЯМИ, ВОЗНИКАЮЩИМИ ПРИ ПРОВОДКЕ СКВАЖИН
|
Поглощение бурового раствора при бурении и тампонажного раствора |
|||||
при |
креплении скважин — один из наиболее тяжелых и распространенных |
|||||
видов |
осложнений, требующих значительных затрат времени и средств |
|||||
на |
их |
ликвидацию, иногда |
вызывающих |
другие |
осложнения (обвалы, |
|
водо- |
и нефтегазопроявления, сужение ствола) и |
тяжелые аварии |
(при |
|||
хваты, открытые фонтаны, смятия обсадных колонн и др.). |
|
|||||
|
При бурении скважин в |
продуктивных |
отложениях с аномально |
низ |
кими пластовыми давлениями поглощения ухудшают вскрытие пластов, засоряя коллекторы. Поглощение тампонажного раствора при креплении является причиной негерметичности скважин, затрубных перетоков флюи дов, недоподъема цементного раствора до проектной глубины и т. д.
5.1. ПРИРОДА ПОГЛОЩЕНИИ
Поглощением в бурении называется уход бурового или тампонаж ного раствора в пласт в объеме, превышающем естественную убыль раствора в скважине. Поглощение может открыться только в том случае, если гидродинамическое давление столба бурового раствора, возникаю щее в стволе скважины при выполнении в нем различных технологиче ских операций (спуска и подьема инструмента, проработки ствола, вос становления циркуляции, бурения и др.), превысит то предельное давле ние, при котором пласт начнет принимать буровой раствор. В дальнейшем это давление будем называть давлением открытия поглощения рп.
Возникновение и интенсивность поглощений зависят от геологических и технологических факторов. К геологическим факторам относятся нали чие и величина раскрытия, направление и распространение каналов в пла сте, мощность, литологический состав, состояние и глубина залегания по глощающего пласта, величина пластового давления и вид флюида, а к тех нологическим — тип и реологические параметры бурового раствора, ка чество очистки скважины и бурового раствора от шлама, режимы буре ния и выполнения в скважинах различных операций, геометрические раз меры ствола и бурильного инструмента (колонны обсадных труб), тех ническая оснащенность буровой, организация работ и др. Поглощения вызывают как частичную потерю циркуляции, превышающую естествен ную убыль раствора за счет углубления скважин и фильтрации в пласт в процессе кольматации стеиок ствола, так и полную потерю со снижением
уровня бурового раствора ниже устья. |
|
|
|
|
По интенсивности поглощения разделяются |
на |
частичные (без потери |
||
циркуляции), полные (циркуляция отсутствует, |
но |
уровень |
бурового рас |
|
твора находится у устья скважины) и |
катастрофические |
(со значитель |
||
ным падением уровня бурового раствора |
в скважине ниже устья). |
175
Каналы, по которым возможно движение бурового раствора в пласте,
по происхождению делятся на естественные и искусственные. |
|
Естественные каналы обычно представлены |
карстовыми полостями, |
кавернами, сообщающимися порами гранулярных |
пород (крупнозерни |
стые песчаник, гравий, галька) и трещинами. Величина раскрытия есте |
ственных каналов изменяется в широких пределах: от нескольких микро нов до десятков миллиметров. Например, на некоторых месторождениях Волго-Уральского района в отложениях, представленных карбонатными породами, размеры каверн в поперечном сечении достигают 5—10 см, а величина раскрытия трещин, особенно в зонах несогласованного залега ния пород, 10—20 мм. Прн вскрытии карстовых каналов, каверн и закарстованных трещин наблюдаются провалы инструмента до 1—4 м и более, сопровождаемые полной потерей циркуляции бурового раствора.
Высокопроницаемые пористые песчаные породы и галечники обычно залегают на небольших глубинах. Кавернозные пласты, встречающиеся в основном в известняках и доломитах, могут залегать на глубинах, до стигающих 1000 м и более. Трещиноватые породы могут быть на любой глубине.
Движение бурового раствора в пласте по естественным каналам про исходит только при значительном их раскрытии. Для того чтобы буро вой раствор мог свободно проникнуть в поры породы, ее проницаемость должна быть больше 300 мкм2.
Экспериментальными исследованиями [26] установлено, что в грану лярные коллекторы, состоящие из зерен, диаметр которых достигает 1 мм, глинистый раствор даже при перепаде давления 10 МПа совер шенно не проникает, в то время как вода фильтруется свободно. С уве личением поперечного сечения размера зерна возрастает глубина про никновения глинистого раствора в породу. И только при размере зерен породы более 2,5 мм наблюдается устойчивое движение через нее глини стого раствора.
Поглощения, возникающие вследствие высокой естественной проницае мости, отличаются некоторыми особенностями. Они приурочены к опре деленным интервалам разреза, характеризуются равновесием между пла стовым давлением флюида и гидростатическим давлением столба буро вого раствора в скважине. Размеры поперечного сечения каналов ухода раствора в пласт в процессе поглощения не изменяются.
Как видно из рис. 5.1, при повышении гидродинамического давления столба бурового раствора в скважине ргд до значения рп=рв (под дав лением ри будем понимать то критическое давление, при котором пласт, имеющий естественные каналы, принимает буровой раствор) пласт нач нет поглощать.
Поскольку проницаемость большинства коллекторов, представленных песчаными породами, не превышает 3—5 мкм2, то поглощать глинистый раствор за счет своей проницаемости они не могут. Прн применении в качестве бурового раствора воды в случае бурения в песчаных отложе ниях вначале отмечается поглощение. Но песчаные отложения кольматируются частицами выбуренной породы, и поглощения полностью прекра щаются.
176
Однако, как показывает отечественный и зарубежный опыт, поглоще ния бурового раствора наблюдаются и в отложениях, представленных малопроницаемыми песчано-глинистыми породами. Так, поглощения раз личной интенсивности произошли при бурении скважин на газоконден сатных месторождениях Восточной Украины. Коллекторы продуктивных отложений представлены здесь в основном трещиноватыми породами (алевролитами, мелко- и среднезернистыми песчаниками). Проницаемость песчаников составляет 0,2—0,3 мкм2 в редких случаях достигает 3,0 мкм2 а проницаемость глинистых пород не превышает 1-10-3 мкм2.
Рис. 5.1. График изменения гидроди |
Рис. 5.2. График изменения гидро |
|
намического давления в стволе сква |
динамического |
давления в стволе |
жины при открытии поглощения в от |
скважины при |
гидроразрыве пла |
ложениях с естественными каналами |
|
ста |
Причиной поглощений в малопроницаемых отложениях является об разование искусственных каналов [42, 43] вследствие раскрытия уже су ществующих микротрещин естественного и искусственного происхождения и образования новых в результате разрыва скелета породы. Гидрораз рыву пластов благоприятствует наличие в них трещиноватости различ ного происхождения, кавернозность ствола скважины и др. В продук тивных пластах одной из причин, благоприятствующих образованию трещин, служит перераспределение напряженно-деформированного состоя ния пород в процессе отбора флюида и падения пластового давления.
При гндроразрыве связи между частицами породы разрушаются, рас крываются существующие и образуются новые трещины различной формы и простирания, составляя систему проводящих каналов. В процессе по глощения трещины размываются поступающим в пласт раствором. После гидроразрыва поглощения происходят за счет раскрытия трещин в пла сте при значительно меньшем гидродинамическом давлении в скважине вследствие разрушения связей между частицами породы, размытости и фиксации их буровым раствором и шламом.
Из рис. 5.2 видно, что при увеличении гидродинамического давления в скважине ргд до давления ра, равного давлению гидроразрыва пласта Ргр. откроется поглощение. После гидроразрыва за счет разрушения свя зей между пропластками породы и фиксации трещин поглощение может
177
возникать при давлении р Давление разрыва скелета породы и разру шения снязен между пропластками находят по формуле
Ро = Ргр“ Рн- (5Л>
К отличительным особенностям поглощений, возникающих в резуль тате образования в малопроницаемых и непроницаемых пластах искус ственных трещин (каналов), можно отнести изменение степени раскры тия трещин, а следовательно, и их проницаемости, неопределенность приуроченности зон поглощения, а также отсутствие закономерности в расположении статического уровня бурового раствора в скважине. Об разование искусственных трещин возможно в любом сечении ослаблен ного пласта и носит случайный характер.
5.2.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПОГЛОЩЕНИЙ
5.2.1.Особенности бурения скважин в интервалах,
склонных к поглощениям
Отечественный |
и зарубежный опыт проводки скважин показывает, |
что в большинстве |
случаев поглощения легче и дешевле предупредить, |
чем ликвидировать. Поэтому при бурении необходимо уделять внимание вопросам организации работ, расчета оптимальных технологических па раметров и их поддержанию в процессе углубления скважин, выбора ти пов буровых растворов, химических реагентов и т. д.
При проводке скважины бурильщик и его помощники обязаны знать характер и глубину залегания горизонтов, при вскрытии которых воз можно поглощение. Уточнение глубины этих горизонтов следует доводить до сведения членов буровой бригады путем устного разъяснения и пись менного изменения в ГТН. Бригады, работающие на буровых, где ожи даются поглощения, должны быть проинструктированы и обучены соот ветствующим правилам ведения работ.
Буровая должна быть оснащена комплектом приборов, необходимых для контроля параметров бурового раствора. Буровая бригада обязана постоянно следить за качеством бурового раствора и его уровнем в при емных емкостях, за состоянием скважины, бурильной колонны, за исправ ностью оборудования и инструмента. Параметры бурового раствора из меряют периодически в соответствии с требованиями существующих ин струкций.
При отклонении параметров бурового раствора от указанных в ГТН необходимо довести их значения до заданных. Утяжелять буровой рас твор следует только в том случае, если его истинная плотность окажется ниже требуемой в ГТН. Плотность загазировэнного (насыщенного газом, воздухом) бурового раствора надо пересчитать на истинную по следую щей формуле:
р = 100рг/(Ю0— V),
где рг — плотность загазированного бурового раствора, кг/м3; V — содер жание свободного газа (воздуха) в буровом растворе, %.
178
При определении гидростатического давления на пласт' и других рас четах надо учитывать только истинную плотность бурового раствора.
После спуска в скважину промежуточной обсадной колонны к буре нию Следует приступать только после приведения всех параметров бу рового раствора в соответствие с указаниями ГТН. Для обеспечения нор мальной проводки скважины на буровой должен быть создан необходи мый запас бурового раствора, химических реагентов, утяжелителя и других материалов, обеспечивающих непрерывную работу.
Методы предупреждения поглощений заключаются в регулировании гидродинамического давления в скважине, кольматации проницаемых пла
стов, |
укреплении |
стенок скважины и спуске обсадных колонн. |
С целью ограничения роста гидродинамических давлений в затруб- |
||
ном |
пространстве |
скважины выше допустимых (расчетных) значений не |
обходимо:
1) не допускать резких посадок инструмента при спуске его в сква
жину; |
|
|
|
|
2) |
прорабатывать |
ствол скважины |
при плавной |
подаче долота; |
3) |
бурить зоны |
предполагаемых |
поглощений |
роторным способом |
с применением шарошечных долот с центральной промывкой и ограничи вать подачу буровых насосов и механическую скорость бурения расчет ными значениями;
4) не допускать чрезмерного увеличения реологических параметров
иплотности бурового раствора;
5)своевременно вводить в буровой раствор смазывающие добавки (нефть, СМАД, ОЖК, ОЗГ) и контролировать их содержание в растворе,
принимать меры по предупреждению образования сальников; 6) производить промежуточные промывки и проработки ствола сква
жины в местах посадок, затяжек, сужений, а также |
в призабойной |
зоне |
|
не менее чем на длину рабочей трубы |
в процессе |
спуска инструмента; |
|
7) прорабатывать ствол скважины |
перед каждым наращиванием |
ин |
струмента на длину рабочей трубы и добиваться свободного движения инструмента до забоя без промывки и вращения;
8) восстанавливать циркуляцию бурового раствора одним насосом с одновременным поднятием колонны на длину рабочей трубы и посте пенным перекрытием задвижки на выходе насоса, предварительно раз рушив структуру бурового раствора вращением инструмента.
Для предупреждения переутяжеления бурового раствора и поддер жания его свойств в заданных пределах следует;
1)в процессе бурения обеспечить полную очистку скважины и буро вого раствора от шлама. Для этого при бурении надо поддерживать за данную скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном.про странстве скважины и обеспечивать исправную работу всех очистных ме ханизмов и сооружений. При определении восходящего потока необхо димо исходить из фактической подачи насосов. С этой целью в циркуля ционную систему следует включать расходомер или замерять подачу на сосов другими способами;
2)перед подъемом ствол промыть до полного выравнивания пара метров входящего в скважину и выходящего нз нее бурового раствора;
179
3) часть продуктивного разреза перекрыть промежуточной обсадной колонной при наличии в разрезе скважины пластов в АВПД (особенно при значительной дифференциации пластовых давлений), чтобы снизить градиент аномальности пластового давления, а следовательно, и исходную плотность бурового раствора в открытом стволе скважины. Уменьшить дифференциацию пластовых давлений в скважине можно путем приме нения различных систем разбуривания месторождений, бурения разгру зочных скважин, размещения кустами скважин, бурящихся на разные объекты;
4) применять в отложениях с АВПД буровые растворы пониженной плотности (на углеводородной основе, аэрированные, с добавлением газо наполненных микробаллонов и других наполнителей), а в качестве цир куляционного агента — воздух или газ [7, 25];
5)уточнять в процессе бурения пластовое давление и вносить в ГТН
ирежимно-технологическую карту соответствующие коррективы;
6)следить за выносом шлама и в случае осыпей пород принимать меры по их устранению;
7)ограничивать механическую скорость бурения при проходке зон
поглощений, где, |
как правило, |
наблюдается ускорение углубления |
скважин. |
|
|
При разработке |
мероприятий |
по предупреждению поглощении и |
борьбе с ними необходимо учитывать природу происхождения каналов, по которым буровой раствор уходит в пласт.
В малопроницаемых породах, где причиной поглощений является об разование искусственных каналов, для повышения градиента давления гидроразрыва пласта необходимо проводить работы по упрочнению при стенной зоны скважины путем применения высококачественных буровых растворов, растворов с крепящими свойствами (например, ВКР) или вводить в раствор наполнители, кольматировать стенки скважин, прини мать меры по предупреждению кавернообразования.
С целью повышения степени кольматации стенок скважины в про цессе бурения необходимо периодически отрывать долото от забоя и про рабатывать призабойную зону скважины. Перед каждым наращиванием инструмента ствол скважины надо также проработать на длину квадрат
ной штанги и добиться свободного его хождения до забоя без |
промывки |
и вращения. |
|
Для повышения градиента давления открытия поглощений |
в пластах |
с естественными каналами необходимо наряду с изложенным выше при нимать меры по увеличению гидравлических сопротивлений движению раствора в каналах пласта или по их полному перекрытию.
Увеличить гидравлические сопротивления в каналах пласта можно путем повышения динамического напряжения сдвига То и вязкости т) бу рового раствора, уменьшения проницаемости пород вводом в раствор на полнителей или полимеров, применением отверждающих веществ н буро вых растворов с крепящими свойствами.
Исследованиями установлено [29], что рост т0 незначительно умень шает глубину проникновения бурового раствора в пласт, но заметно по вышает гидродинамические давления в скважине. С ростом глубины эта
180