книги из ГПНТБ / Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении

Г Л А В А V

М Е Т О Д Ы Л И К В И Д А Ц И И А В А Р И Й

§1. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ

СБУРИЛЬНОЙ КОЛОННОЙ

2)резкое падение давления бурового раствора в нагнетатель­ ной линии;

3)резкое перемещение бурильной колонны;

4)увеличение числа оборотов и усилия вращения ротора;

5)снижение силы тока при бурении электробурами.

Прежде чем спустить в скважину ловильный инструмент, ис­ следуют:

—характер слома и состояние поднятой части бурильной ко­ лонны, особенно в месте слома;

—состояние ствола скважины в месте слома и осложненность

еежелобами; если имеется запись каверномера, то составляют эскиз ствола скважины, при этом имея в виду, что масштабы кавернограммы по горизонтали и вертикали неодинаковы;

—литологический состав пород в интервале слома и прилегаю­ щей зоне;

—допустимые нагрузки на ловильный инструмент в зависимо­ сти от веса находящейся в скважине бурильной колонны и воз­ можность приложения дополнительных нагрузок;

—характер работ по ликвидации аварий, проводившихся ра­

нее.

состояние бурового оборудования и в первую очередь спускоподъемного механизма и талевой системы, а также состояние бу­ рильной колонны, ловильного и вспомогательного инструментов. Особо тщательно проверяют крепление неподвижного конца та­ левого каната, состояние защиты кожухов кронблока и талевого

229

блока, защелки крюка, тормозных устройств и контрольно-изме­ рительных приборов. Неисправность какого-либо узла может усугубить состояние аварии и усложнить ее ликвидацию.

Состояние бурильной колонны должно исключать возникнове­ ние аварий с ней при ловильных работах. Если имеются сомнения в ее надежности, надо устранить недоброкачественные трубы, пе­ реводники и другие элементы. Бурильная колонна, спускаемая для соединения с оставшейся ее частью в скважине, не должна иметь переводников с суженными проходными отверстиями, кото­

как она оказалась прихваченной. Применение ванны и других методов ликвидации аварии не дало результата. Тогда решили спустить торпеду и отрезать 146-мм бурильную колонну над ко­ локолом «а глубине 2960 м, но шаблон торпеды дальше 800 м не пошел, так как в колонне, которая использовалась для спуска ко­ локола, на этой глубине был самодельный переводник, изготов­ ленный из заготовки с проходным отверстием, равным 50 мм. Таким образом, недооценка состояния бурильной колонны и обо­ рудования привела к тяжелым последствиям.

Другой пример. Скважина имела забой 2195 м. До конца бу­ рения под промежуточную 219-мм колонну оставалось сделать один рейс долота. Однако давление раствора не поднималось выше 90 кгс/см2 при последних восьми рейсах, хотя ранее бурили при 120—140 кгс/см2 . Это свидетельствовало о неблагополучном со­ стоянии бурильной колонны. Кроме того, было известно, что дан­ ный комплект бурильных труб использовали вторично без проверки и опрессовки их. Сделали последний рейс и подняли 560 м труб. При подъеме очередной трубы колонна оборвалась вследствие промыва резьбового соединения трубы по окружности, равной 2 /з диаметра. Для извлечения оставленных в скважине труб была использована изношенная бурильная колонна. Как и следовало

шесть обрывов, характер которых указывал на плохое состояние труб в колонне. Своевременной опрессовкой бурильной колонны можно было бы предупредить тяжелые последствия казалось бы легкой аварии.

Перед спуском ловильного инструмента в скважину необходимо составить эскиз общей его компоновки и ловильной части с ука­ занием размеров. Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента должны быть за­ креплены машинными или автоматическими ключами. Длина спу­ скаемой бурильной колонны с ловильным инструментом должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепление ловильного ин-

230

струмента проводилось ротором, причем желательно, чтобы в плаш­ ках превентора находилась бурильная труба, а в роторе—веду­ щая труба.

При подъеме ловильного инструмента с извлекаемыми трубами или с извлекаемым предметом замковые соединения необходимо развинчивать без вращения подвешенной на роторе колонны. Для этих целей целесообразно применять ключи АКБ-3 или машинные ключи с последующим развинчиванием круговыми ключами или вручную.

Извлечение неприхваченной части бурильной колонны

Из-за разнообразных условий проходки скважин в каждом районе буровых работ трудно рекомендовать универсальные спо­ собы ликвидации аварий в отдельной скважине. Однако в прак­ тике широко применяют методы извлечения неприхваченных бу­ рильных колонн при помощи освобождающегося ловильного инст­ румента. Наиболее распространены одноступенчатые и двухсту­ пенчатые ловители (шлипсы) с промывкой, которые имеют ряд преимуществ перед колоколами и метчиками.

При помощи ловителя можно извлечь находящуюся в скважине

в сборе или с одним из его элементов. Применению ловителя ме­ шают сложные контуры излома конца трубы, превышение веса ос­ тавленной в скважине колонны по сравнению с нагрузкой, ука­ занной в характеристике ловителя, а также значительное сужение ствола скважины.

Если ловителем нельзя поднять колонну, его можно легко от­ соединить, так как он является инструментом освобождающегося типа. Ловители почти исключают прохождение их ниже верха оставленной колонны, что часто встречается при работе с метчи­ ком или колоколом. Ловители обеспечивают быстрое и надежное соединение ловильного инструмента с бурильной колонной, чего не всегда можно достигнуть при работе с колоколом или с метчи­ ком. Кроме того, они незаменимы и при извлечении небольшой ча­ сти колонны, когда применение метчика или колокола ведет к ос­ лаблению крепления их при вращении извлекаемой части буриль­ ной колонны.

Конструкции одноступенчатых ловителей позволяют соединять вместе два корпуса и располагать в нижнем плашки для захвата за замок, а в верхнем — плашки для захвата за тело трубы. Преи­ муществом двухступенчатого ловителя является то, что его можно спускать без всяких регулировок и изменений и захватывать бу­ рильную колонну за любую ее часть. При работе с ним затрачива­

231

сломавшейся колонны и началом спуска ловильного инструмента. Собранный двухступенчатый ловитель всегда готов к спуску в сква­ жину. Поэтому ловитель может соединиться с бурильной колонной до того, как она окажется прихваченной.

При использовании ловителя нужно иметь в виду, что ориен­ тировочные расчетные нагрузки (при запасе прочности, равном 2) для материала корпуса (сталь 45) составляют (по паспорту):

Поднимать колонны, вес которых превышает допустимые на­ грузки, нежелательно, так как это может привести к разрыву корпуса ловителя, что еще больше усложнит аварию.

Когда же представляется возможным спустить ловитель из-за малой его грузоподъемности или несоответствия его габаритных размеров диаметром скважины и извлекаемой колонны, спускают одну из описанных выше труболовок. Труболовку рекомендуется применять для подъема труб диаметром 73—127 мм особенно для работы на больших глубинах.

Если верх бурильной колонны, оставленной в скважине, окан­ чивается замком или его элементом (муфтой или ниппелем), применяют метчик. Как исключение метчик можно применять для извлечения бурильных колонн путем соединения с утолщен­ ным концом. Метчики МСЗ-22 и МСЗ-36 применять нежелательно.

Для ловли бурильных труб малых диаметров за резьбу соеди­ нительной муфты используют освобождающиеся метчики-калибры МКО-4. Для ловли оставшейся в скважине колонны бурильных труб с захватом за тело трубы применяют колокол. Если величина суммы наружного диаметра колокола и диаметра находящейся в скважине колонны равна или меньше диаметра скважины, то следует спускать колокол с воронкой.

Если верхняя часть оставленной колонны отклонилась в ка­ верну, в скважину спускают ловушку-захват с колоколом или мет­ чик на кривой трубе или на кривом переводнике в зависимости от того, чем оканчивается верхняя часть колонны в скважине. Эти работы малоэффективны и сопряжены с большой затратой времени и средств. В последнее время при невозможности извлечь из сква­ жины отклоненную трубу путем неоднократных спусков ловиль­ ного инструмента на кривой трубе или с помощью ловушки-зах-

232

вата забуривают новый ствол, так как для этого требуется меньше времени.

Поломка ведущей трубы выше устья скважины усложняет ава­ рию. Для ее ликвидации при весе колонны не более 15—20 тс ее поднимают при помощи петли из талевого каната до первого зам­ кового соединения. При большем весе колонны на грани ведущей трубы наваривают упоры для захвата ее элеватором большого размера.

Чтобы быстро и надежно захватить бурильную колонну в любом месте, желательно применять устройство, представляющее собой

элеватор с клиньями (рис. 87). В случае поломки бурильных труб на большой глубине, а также в осложненных скважинах, где ве­ лика вероятность их прихвата, следует спускать ловильные инст­ рументы (труболовки, ловители, колокола и метчики) с яссом.

Извлечение прихваченной бурильной колонны

Прихват, как правило, сложный вид аварии, при котором тре­ буется анализ обстоятельств аварии, показателей и особенностей работы бурильной колонны в период, предшествующий аварии, изучение состояния ствола, особенно подробно зон осыпей, обва­ лов, нефтегазводопроявлений, сужений ствола, расположения не­ устойчивых пластов, уступов. Кроме того, следует знать состояние циркуляции, изменение производительности насосов и давления прокачиваемого раствора.

При возникновении прихвата основной задачей старшего по смене является принятие первоочередных мер по предотвращению

233

раствора при одновременном расхаживании колонны и отбивке ротором в пределах допустимых нагрузок и оборотов. При этом необходимо помнить, что расхаживание колонны дает положи­ тельный эффект в начальный период прихвата и когда причиной прихвата был сальник, а также в сочетании с другими мероприя­ тиями: установкой ванн, работой яссом. Расхаживание колонны в основном предотвращает распространение зоны прихвата на дру­ гие участки колонны. Затем создают гидровибрирование, для чего вынимают два клапана насоса и продолжают интенсивную цир­ куляцию раствора с расхаживанием и отбивкой ротором буриль­ ной колонны. Все это в общей сложности не должно продолжаться более 3—5 ч, при этом не следует применять нагрузки, превышаю­ щие собственный вес колонны более чем на 20 тс.

Учитывая, что описанные выше методы освобождения буриль­ ных колонн редко дают положительные результаты, необходимо сразу же после возникновения аварии начать подготовку к про­ ведению более эффективных методов ликвидации прихвата. Сле­ дует иметь в виду, что запоздание с эффективными работами по ликвидации прихвата приведет к усложнению состояния скважины и бурильной колонны.

Если интенсивная циркуляция раствора при одновременном расхаживании и гидровибрировании не дает результатов в тече­ ние 2—3 ч, то применяют один из приведенных ниже методов. Выбор метода зависит от вида прихвата и наличия средств для его ликвидации. Целесообразным является применение торпед из детонирующего шнура для полного освобождения прихваченной колонны методом «встряхивания», который следует осуществить до установки ванны, в период подготовки к ней и желательно не позже чем через 10—15 ч после возникновения прихвата. Исполнение этого метода зависит от оперативности работы геофизической пар­ тии в данном районе.

При заклинивании долота, приподнятого над забоем, и для извлечения небольшой части колонны, оставленной в результате обрыва при расхаживании, целесообразно сразу же приступить к работе с помощью ясса.

Пока в бурении еще достаточно эффективным методом лик­ видации прихвата является установка ванны. Однако осуществле­ ние ее, особенно в разведочных предприятиях, затягивается на не­ сколько дней. Поэтому в период подготовительных работ к уста­ новке ванны, желательно применить гидроимпульсный метод или гидравлический подпор с предварительным натяжением буриль­ ной колонны с помощью талевой системы.

Во многих случаях очень эффективным методом ликвидации прихвата — явилось использование испытателей пластов. Этот метод целесообразно применять после безрезультатных работ по ликвидации прихвата с помощью ванны, так как он требует от-

234

винчивания бурильной колонны над верхней границей прихвата, что иногда затрудняет соединение с извлекаемой частью буриль­ ной колонны.

Верхнюю границу прихвата, кроме прихватов, вызванных за­ клиниванием долота при бурении забойными двигателями, опреде­ ляют с помощью прихватоопределителя соответствующего размера. При отсутствии его верхнюю границу прихвата определяют рас­ четным путем.

Удлинение Al и растягивающие усилия Р\ я Р% определяют сле­ дующим образом:

1)к колонне прикладывают усилие Р\, которое должно пре­ вышать пять делений показания индикатора веса, соответствующих полному весу колонны бурильных труб до прихвата, и делают на ведущей трубе отметку против неподвижной плоскости стола ро­ тора;

2)повторно натягивают колонну на пять делений больше пер­ воначального натяжения и сейчас же спускают ее до первона­

3) разделив расстояние между первыми двумя отметками по­

рое по индикатору веса будет на 10—20 делений превышать уси­ лие Р\, и делают на ведущей трубе новую отметку; при этом вели­ чина />2 должна быть такой, чтобы деформации, вызванные этой силой, находились в зоне упругости материала с учетом сечения труб;

5)повторно натягивают колонну с усилием, не более чем на

пять делений превышающим усилие Р2, затем быстро снижают на­ грузку до Р% и делают вторую отметку на ведущей трубе;

6)делят расстояние между двумя последними отметками по­ полам и полученную черту считают нижней отметкой отсчета;

7)расстояние между верхней и нижней отметками является ис­ комым удлинением Al.

Часто попытки определить место прихвата с помощью на­ тяжения колонны с усилием, меньшим ее собственного веса,

235

и с помощью напряжения, превышающего предел текучести, при­ водят к большим ошибкам. Приближенно считают, что каждые 1000 м труб, свободных от прихвата, при натяжении с усилием, на 20 тс превышающим их собственный вес, удлиняются следующим образом:

168-мм трубы — на 0,2 м 146 и 140-мм трубы — на 0,25 м

114-мм трубы — на 0,35 м

Практика показывает, что этот способ определения длины свободной от прихвата части бурильной колонны дает ориентиро­ вочные величины, так как здесь не учитываются различные фак­ торы, в том числе особенности конструкции и состояние скважины.

Ликвидация прихватов с помощью ванн. Наиболее простым и распространенным методом ликвидации прихвата является уста­ новка ванны, благодаря которой извлекается вся бурильная ко­ лонна. Непременное условие осуществления этого метода — сохра­ нение циркуляции бурового раствора. В зависимости от причины прихвата применяют нефтяную, водяную или кислотную ванну. Перед применением любой ванны определяют гидростатическое давление на продуктивные пласты. Если величина этого давления не превышает пластовое более чем на 15%, то до проведения ванны необходимо утяжелить буровой раствор. Эффективность ванн с увеличением плотности раствора уменьшается.

Так, исследованиями А. О. Бабаева выявлено, что при плот­ ности раствора, равной 1,2—1,5 г/см3 в среднем прихваты ликвиди­ ровались в 48 случаях из 100, а при плотности 2,1—2,2 г/см3 лик­ видировалось только 3 прихвата из 100. Для повышения эффектив­ ности действия агента, применяемого для ванны, необходимо, чтобы плотность его была равна плотности бурового раствора или пре­ вышала ее. Для этого в нефть вводят структурообразующие до­ бавки и утяжелители.

В период нахождения в покое закачанной в скважину нефти, кислоты или воды происходит физико-химическое взаимодействие между закачанным агентом и глинистой коркой. При этом, если разность между плотностью раствора и агентом для ванны значи­ тельна, то под действием архимедовой силы, нефть, кислота или вода будут всплывать. Поэтому в подобных случаях необходимо предусмотреть закачку несколько большего объема агента с тем, чтобы через определенное время подкачать его из трубного прост­ ранства в затрубное.

Скорость движения бурового раствора и скорость закачки агента для ликвидации прихвата должны быть возможно макси­ мальными и не ниже 1,5 м/с. В этом случае исключается всплы­ тие нефти в процессе ее закачки в затрубное пространство. На уменьшение степени всплытия влияют статическое напряжение и вязкость бурового раствора. Скорость всплытия нефти в растворе прямо пропорциональна разности их плотности и обратно пропор­ циональна вязкости раствора. При статическом напряжении сдвига

236

бурового раствора более 50 мгс/см2 всплытие происходит очень медленно.

Недостаточное выяснение причин прихвата, приближенное оп­ ределение интервала прихвата, несвоевременное применение ванны или использование небольших объемов нефти, кислоты или воды —

дала бы закачка кислоты, а закачивают нефть, или наоборот. Вы­ бор нефти, кислоты и их концентраций для ванны имеет также немаловажное значение.

шло прилипание бурильной колонны к толстой глинистой корке и др.) и в результате процессов, происходящих в скважине, скопи­ лись частицы пород различных размеров, которые потом соединя­ лись в пачки и пробки на одном участке, а также если прихват произошел против глинистых пород, то в качестве агента для лик­ видации прихвата применяют нефть. Она, обладая отрицатель­ ной смачиваемостью, не образует сольватных пленок на поверх­ ности частиц, а, проникая между сцепленными водой частицами породы, разрывает углеводородные связи воды и освобождает частицы от соединения между собой.

Нефть также уменьшает трение на границе металла с глини­ стыми частицами, а уменьшение плотности жидкого агента в зоне прихвата снижает перепад давления. Эффективность нефтяных ванн резко повышается при добавлении в нефть ПАВ: до 2% сульфонола, до 1% дисульфана или 0,5—1,8% дисолвана к объему закачиваемого количества нефти [1, 34]. Поверхностно-активные вещества способствуют флокуляции частиц малых размером, что ведет к освобождению прихваченной бурильной колонны.

Если бурильная колонна заклинена в желобах, прихвачена обвалившейся породой или посажена в шлам, находящийся в призабойной зоне, то применение нефтяной ванны положительных результатов не дает. При прихвате бурильной колонны в соляных отложениях нефтяные ванны также не эффективны.

В некоторых районах практикуют при приготовлении раствора для ванны смешивать нефть с дизельным топливом. Этого делать нельзя, так как в дизельном топливе почти отсутствуют нафтено­ вые кислоты, масляные и тяжелые фракции. Исследованиями [9] было установлено, что для нефтяных ванн желательно применять легкую нефть с содержанием значительного количества нафтено­ вых кислот, масляных и тяжелых фракций. Меньший эффект дает закачка легкой нефти с небольшим количеством этих кислот и фракций, а также применение для нефтяных ванн тяжелых нефтей. Неодинаковое действие нефтей объясняется различными свойст­ вами их. Легкая нефть как менее вязкая легко проникает между частицами глины и снижает связь между ними.

237