Рубрика: Вопросы и ответы

Ответ на вопрос: «Аварии с долотами. Причины. Способы предупреждения и ликвидации».

Аварии с долотами приводят к оставлению в скважине долот или их узлов (шарошки, лапы с шарошками и др.). На извлечение целых долот из скважины затрачивается в 12-20 раз больше времени, чем на извлечение шарошек или лап с шарошками, хотя оставляют долота на забое редко.

Долота остаются в скважине главным образом из-за нарушения правил их крепления. Плохо закрепленные долота часто отвинчиваются при спуске, не достигая забоя. То же происходит при проработках, особенно в зонах сужения, на искривленных участках и в желобах.

При бурении электробурами долота отвинчиваются вследствие неправильного присоединения токопроводами. Крепление долот только цепными ключами непременно приведет в аварии.

Известно много случаев оставления долот из-за плохого состояний резьб у переводников, к которым их крепят.

Часто встречаются случаи оставления долот в скважине при расхаживании заклиненных долот вследствие чрезмерно частых отбивок их путем вращения с большой частотой вперед и со следующей резкой отдачей назад.

Бурильная колонна за счет инерционных усилий поворачивается в обратную сторону на значительно большее число оборотов, что ведет к отвинчиванию долота.

Нередко происходят сломы долот по резьбе в ниппеле. Авариям этого вида предшествуют удары о выступ.

Бывают случаи оставления трехшарошечных долот в скважинах в результате их раскалывания на три части. Это свидетельствует о том, что лапы долот были плохо сварены.

Долота часто отвинчиваются, когда к муфте переводника с резьбой 3-152 (ЗН-168) присоединяют долота с резьбой 3-Н7 (ЗШ-141). Эти резьбы незначительно отличаются друг от друга.

В практике бурения скважин часты случаи поломки узлов шарошечных долот. В результате аварий с долотами в скважине остаются в основном шарошки. Это связано со значительным износом опор, сломом цапф и режимами работы долот в скважине.

Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и тел качения. Исследования показали, что характер изнашивания и разрушения этих поверхностей различен. Это связано с неравномерным сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а также с конструкцией, технологией изготовления и размерами долот.

Трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно абразивному износу, осповидному, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотемпературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии буровых растворов под высоким давлением.

Одновременное развитие этих процессов, а также несовершенная сборка долот, различие механических свойств металла узлов и шарошек долот и отдельные конструктивные несовершенства приводят к неравномерной сборке опор и вооружения долот и к большому различию в их износостойкости.

Все это создает трудности в определении качества сработки долот, оптимального и предельного времени пребывания долота на забое, особенно при турбинном бурении.

Причинами поломок долот, в частности оставления шарошек на забое, являются:
• передержка долота на забое;
• бурение с нагрузками, превышающими допустимые;
• удар долотом о забой или уступ;
• разбуривание пород долотами, не соответствующими крепости пород;
• малая прочность опор и сварных швов; заклинивание долот;
• дефекты нарезки резьбы;
• неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу переводника;
• работа долотами по металлу, длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота.

Причинами заклинивания алмазных долот являются:
1. резкая посадка в зоне сужения ствола скважины и в призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины;
2. преждевременное прекращение циркуляции бурового раствора перед подъемом колонны с алмазным долотом, чаще во время процесса наращивания;
3. недостаточная промывка скважины через долото утечки раствора через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура, а также из-за малой подачи бурового раствора насосами;
4. бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота, УБТ и забойного двигателя;
5. заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы).

Случаи заклинивания алмазного долота часты при первом спуске его в скважину или после работы трехшарошечными долотами (хотя первое имеет несколько меньший диаметр, чем соответствующее трехшарошечное долото), а также после длительной работы алмазного долота на забое без подъема.

При бурении скважин алмазными долотами из-за недостаточного крепления, а также вследствие изнашивания тела долота могут выпадать алмазы. Выпавшие алмазы ломают и крошат другие алмазы в долоте, что может привести его в негодность.

При работе с турбодолотами основное число аварий происходит из-за поломок валов. Конструкция турбодолот мало отличается от конструкции турбобуров, но эти изменения источник возникновения новых разновидностей аварий. К ним относится слом вала турбодолота, причина которого ослабление прочности вала отверстием под колонковую трубу.

Наибольшее число аварий приходится на те валы, которые имеют разную толщину стенок. Однако и при одинаковой толщине стенок вала бывают случаи слома его по телу, преимущественно в верхней части у конца сбега резьбы под гайку или в местах, близких к резьбе. В результате в скважине остаются вал с нижним переводником и долото.

К основным причинам аварий с турбобурами и турбодолотами относятся:
• нарушение технологии и техники бурения и неправильная эксплуатация;
• недостатки организации ремонта;
• наличие большего числа резьбовых соединений и узлов, не удовлетворяющих требованиям предельной прочности и износоустойчивости;
• заводской брак деталей.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Сбор и хранение технологических отходов бурения».

Непосредственное воздействие отходов на окружающую среду обусловлено главным образом привнесением и накоплением несвойственных химических элементов и соединений в различных компонентах природной среды, а также механическим влиянием на них. Их негативному воздействию подвергаются практически все компоненты природной среды: почвы, недра, поверхностные и подземные воды, растительный и животный мир, атмосферный воздух.

Опосредованное воздействие отходов на естественные экологические системы возможно в случае нарушения требований безопасности при их захоронении и утилизации.

В соответствии с ФЗ «Об охране окружающей среды» запрещается:
• ввод в эксплуатацию сооружений и объектов, не оснащенных техническими средствами и технологиями обезвреживания и безопасного размещения отходов (п. 2 ст. 38);
• сброс (захоронение) отходов в поверхностные и подземные водные объекты, на водосборные площади, в недра и на почву;
• ввоз опасных и других отходов в Российскую Федерацию в целях их захоронения и обезвреживания;
• захоронение опасных и других отходов на водосборных площадях подземных водных объектов;
• размещение опасных отходов на территориях, прилегающих к поселениям (п. 2 ст. 51).

Шламовые амбары

Наибольшую опасность для объектов природной среды представляют производственно-технологические отходы бурения, которые накапливаются и хранятся непосредственно на территории буровой.

Данные отходы образуются при выполнении бурения амбарным и безамбарным способами. Как правило, и в том и в другом случаях они размещаются на территории кустовых площадок в шламовых амбарах.

Шламовые амбары (шламохранилищ) — природоохранное сооружение, предназначенное для централизованного сбора, обезвреживания и захоронения токсичных промышленных отходов бурения нефтяных скважин.

Амбарная технология бурения предполагает временное накопление в шламовых амбарах буровых сточных вод, бурового раствора, бурового шлама (выбуренной породы) и других технологических жидкостей, а безамбарная — исключительно выбуренную породу (в соответствие с технологическими особенностями).

Используемые при строительстве нефтяных скважин технологические жидкости, а также поднятые на поверхность буровые растворы содержат токсические вещества, химические реагенты, проникновение которых в грунт ведёт к загрязнению почвы, подземных вод и негативно влияют на экологию окружающей среды.

Загрязнение природных объектов происходит при разрушении стенок шламовых амбаров или при их переполнении. В случае плохой гидроизоляции стенок шламовых амбаров при их сооружении в грунт проникает жидкой фазы шлама, загрязняющая подземные воды. Для исключения проникновения загрязняющих веществ в грунт необходимо обеспечить надёжную гидроизоляция стенок и дна шламовых амбаров.

Материалы для создания противофильтрационного экрана в шламовых амбарах должны характеризоваться высокими механическими и гидроизоляционными свойствами в сочетании с химической стойкостью к кислотам и щелочам. Геомембраны изготавливают в основном из полтэтилена высокого давления (ПВД) с добавлением различных стабилизаторов.

Основными достоинствами геомембран являются:
1. устойчивость к воздействию химически активных веществ различной концентрации и ультрафиолетовому излучению, а так же высоким и низким температурам (порядка 70°С);
2. защищает от заражения почвы и грунтовых вод;
3. не токсична;
4. безопасна для здоровья человека и окружающей среды;
5. соответствует требованиям ГОСТ 10354-82 (ТУ 2245-001-97107808-2007) и строительного норматива СН 551-82 (Инструкция по проектированию и строительству противофильтрационных устройств из полиэтиленовой пленки)
6. геомембрана может использоваться также для гидроизоляции территорий под буровой вышкой.

Достоинства гидроизоляции шламовых амбаров с использованием геомембраны состоят в том, что сокращаются сроки строительства, имеется возможность гидроизоляции цельным экраном, а так же сохраняются гидроизоляционные свойства на долгие годы службы шламовых амбаров.

Ликвидация шламовых амбаров

Процесс ликвидации шламовых амбаров с последующей утилизацией бурового шлама можно условно разделить на следующие технологические стадии:
1. сбор нефтяной пленки с поверхности амбара;
2. очистка жидкой фазы от эмульгированной нефти;
3. доочистка жидкой фазы (степень очистки зависит от дальнейшего использования очищенной воды);
4. обезвоживание и обезвреживание бурового шлама;
5. утилизация бурового шлама;
6. очистка нефтезагрязненного грунта.

Таким образом, весь технологический процесс ликвидации шламового амбара проводиться в два этапа: технический и биологический.

Технический этап заключается в сборе нефти с поверхности амбара с помощью нефтесборного оборудования.

Биологический заключается в подъеме донных отложений нефти и продуктов ее деструкции (разрушения под действием тепла, кислорода, света, механических напряжений и др) из амбара. Поднятая со дна и собранная нефть вывозится на полигон (шламонакопитель). Вода с амбара сливается через дренажный коллектор, фильтруется и сбрасывается на рельеф или используется в технологическом процессе. При достижении нормативных значений содержания нефти и нефтепродуктов, амбар ликвидируется, на площади ликвидации производится высев многолетних трав и овса.

Для утилизации, обезвреживания или переработки нефтешламов, применяет различные способы:
1. Если нефтешлам находится в смешанном виде и есть возможность получения из него товарной продукции, то его переработка происходит с помощью мобильной модульной установки с получением товарной нефти и искусственного почвогрунта.
2. Утилизация термическим способам нефтешлама производится на различных установках, предназначена для утилизации нефтезагрязненного мусора, древесных отходов и небольшого количества нефтешлама.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Требования безопасности по предупреждению газонефтеводопроявлений».

Газонефтеводопроявление — поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при строительстве и ремонте, создающее опасность выброса промывочной жидкости и открытого фонтанирования.

Накопление в стволе скважины объема флюида в пределах до допустимого количества является областью предупреждения ГНВП, а его поступление в количествах больше допустимого и до некоторого предельного объема — областью принятия мер по ликвидации ГНВП.

Основным условием возникновения газонефтеводопроявления является поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластового давления над забойным давлением.

Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба жидкости в стволе скважины может явиться следствием:
• ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;
• тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;
• разбуривания несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение — снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);
• ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;
• недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;
• использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;
• снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
• снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
• снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;
• снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
• уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
• снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;
• разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
• разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;
• нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
• некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.

Признаками возникновения и развития газонефтеводопроявлений являются:
• несоответствие количества закачиваемой в скважину и выходящей из нее промывочной жидкости, изменение ее уровня в приемных емкостях в процессе бурения;
• увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций;
• повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока промывочной жидкости;
• несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости;
• повышение газосодержания в промывочной жидкости;
• снижение плотности промывочной жидкости;
• поступление жидкости из скважины при неработающих насосах;
• резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения;
• изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы;
• увеличение вращающего момента на роторе;
• снижение уровня столба жидкости в скважине при технологических остановках или простоях.

Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии) защиты:
• первая — предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
• вторая — предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
• третья (защита от открытого выброса) — ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

Прочность обсадной колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:
• герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;
• противостояние воздействию давления гидростатического столба промывочной жидкости максимальной плотности;
• противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня столба промывочной жидкости, а также в интервале пород, склонных к текучести.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также над устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:
• подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
• контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
• возможность аварийного глушения скважины;
• герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
• испытание на герметичность обсадных колонн.

Плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания ею гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:
• 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа (15 кгс/см²);
• 5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа (25 кгс/см²);
• 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа (35 кгс/см²).

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения промывочной жидкости на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно-факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горногеологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:
• герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;
• вымыва флюида из скважины по принятой технологии;
• подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;
• срезания бурильной колонны;
• контроля за состоянием скважины во время глушения;
• расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;
• спуска или подъема части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье.

Обвязка буровых насосов должна обеспечивать возможность приготовления, обработки и утяжеления промывочной жидкости с одновременной промывкой скважины. Если горизонты с возможным газонефтеводопроявлением вскрываются при работе двух насосов, то необходимо предусмотреть возможность их одновременной работы из одной емкости. В обвязке между емкостями циркуляционной системы должны быть запорные устройства.

На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером.

При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив промывочной жидкости, увеличение ее объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемой (вытесняемой) жидкости при СПО) подается сигнал «Выброс».

При этом буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.

После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины.

Ликвидация газонефтеводопроявлений производится с использованием стандартных методов (с учетом фактических условий) под руководством ответственного лица, имеющего необходимую квалификацию.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»