Аварии с обсадными колоннами

4.4 Аварии с обсадными колоннами

Как показывает анализ промыслового материала по Нефтеюганскому УБР Приобской площади за последние годы, из общего числа аварийных ситуаций, 9 приходиться на аварии с обсадными колоннами, поэтому данному виду аварий необходимо уделить повышенное внимание.

 Крепление скважин обсадными колоннами—сложный и дорогостоящий процесс, поэтому любые нарушения нормального процесса крепления, приводят к значительным затратам времени и средств, нанося тем самым большой материальный ущерб.

При креплении скважин встречаются следующие группы аварий:

Прихваты обсадных колонн

Аварии этой группы происходят в интервалах геологического разреза, представленного неустойчивыми породами (глинами, песчаноглинистыми, хемогенными, илистыми породами, аргиллитами или переслаиванием перечисленных пород), бурение в которых сопровождается сужением ствола или обвалом пород.

Следует обратить внимание на частые случаи аварий с колонной — кондуктором. Только за два года известны 3 случая прихватов и разъединения резьбовых соединений малая длина и кажущаяся простота функций ведут к несоблюдению требований безаварийной работы в процессе бурения, спуска и цементирования кондуктора, что нередко приводит к тяжелым последствиям.

Обрывы колонн по резьбовым соединениям труб.

Разъединение труб обсадной колонны по резьбовым соединениям — распространенная группа аварий при креплении скважин. Наибольшее число их происходит в соединении трубы с муфтой, выполняемом буровой бригадой. В соединениях, выполненных на заводе, также случаются вырыв труб из муфты.

В основном обрыву обсадной колонны в резьбовом соединении предшествует расхаживание колонны, так произошел прихват на скважине № 8166. При спуске кондуктора Ш 324, в момент промывки произошел прихват колонны под действием перепада давления либо заклинивание. При этом усилия при расхаживании были в пределах допустимых норм, но достигали значительных величин, в результате произошел обрыв по рабочему соединению. Как позднее установила аварийная комиссия, ствол скважины не был хорошо подготовлен к спуску колонны, а профиль скважины не соответствовал проекту.

 Смятие колонны и разрушения обратного клапана происходит из-за: несвоевременного заполнения колонны жидкостью, занижения прочности против расчетных данных при компоновке колонны, резких ударов об уступы при спуске, обрушения и сдвигов пластов до цементирования колонны. В зависимости от сложившихся обстоятельств трубы сминаются по-разному. Отдельные технологические упущения приводят к возникновению наружного избыточного давления, которое вызывает смятие обсадной колонны. Так на скважине № 7818 Приобской площади, произошло смятие трубы при спуске колонны, с последующим разъединением по рабочему соединению. Спуская колонну Ш 177,8 мм, на глубине 1991 метр, колонна дала посадку, и раздался хлопок. Циркуляцию восстановить не удалось При расхаживании с целью освобождения, на колонну была создана нагрузка превышающая прочностные характеристики материала труб, что привело к разрушению по телу, подняли верхнюю часть колонны. Аварию удалось устранить, путем частичной ликвидации ствола скважины.

Разрушение обсадных труб по телу происходит, как правило, в результате механического воздействия на них в уже зацементированной колонне. Трубы таких колонн разрушаются при разбуривании цементных стаканов без предварительного удаления кусков металла от узлов оснастки вышестоящей секции (стыковочных устройств, обратных клапанов), а также предметов, случайно упавших через устье в скважину.

Падения обсадных колонн происходят в результате неисправностей замков элеватора, из-за их самопроизвольного открытия при неожиданной остановке колонны на уступе в скважине. Типовая схема аварии при этом такова: когда обсадная колонна останавливается на уступе, элеватор по инерции опускается вниз, защелка поднимается и элеватор открывается. При этом колонна срывается с уступа и падает в скважину. Аналогичный вид аварии произошел на скважине № 8823, для ликвидации, успешно провели ловильные работы и продолжили дальнейший спуск[22].

 Беспечность и пассивность исполнения порученной работы, не соблюдению инструкций по эксплуатации механизмов, привело к данному виду аварии.

Неосторожная работа двумя элеваторами при спуске колонн также приводит к аварии. Так, при спуске колонны (скважина №6432) элеватор, на котором подвешена колонна, был установлен на роторе защелкой в сторону порожнего элеватора. После переброски штропов порожний элеватор при подъеме зацепил за защелку элеватора, на котором была подвешена колонна, сломал ее, элеватор раскрылся и колонна упала в скважину.

В соответствии с действующими инструкциями, уложенные на стеллажи трубы, необходимо, помимо других видов проверок, про шаблонировать (протолкнуть через них шаблон). В последующем перед закреплением трубы в элеваторе просмотреть, не находится ли внутри трубы какой-либо предмет. Это правило часто нарушается. Трубы дополнительно не шаблонируются перед их спуском, а известны случаи, скважина № 8166, оставления шаблона в обсадной колонне, что и приводит к авариям.

Недохождение колонны до заданной глубины.

Этот вид аварии может быть вызван неудовлетворительным выполнением профиля ствола и подготовка скважины к спуску, что особенно важно при спуске колонн большого диаметра.

Для обеспечения нормального прохождения колонны по стволу скважины необходимо:

-интервал разных перегибов и сужений ствола проработать с особой тщательностью;

-не допускать ухудшения качества промывочной жидкости по сравнению с тем, какое по окончанию проходки ствола;

-подготовку ствола скважине производить в полном объеме согласно плана.

Этот вид аварии известен мне на личном опыте. На скважине № 8823, при спуске обсадной колонны Ш 177,8 мм в момент промывки на глубине 2109 метров произошел её прихват. После установки нефтяной ванны при расхаживании произошел обрыв обсадной колонны по рабочей резьбе. Оборванная часть колонны не дошла до забоя 199 метров. Авария была ликвидирована, путем соединения с оставшейся частью и скважину зацементировали. Причиной прихвата обсадной колонны явились не качественный профиль скважины к спуску труб Ш 177,8 мм и отсутствие действенных смазочных средств для обработки бурового раствора.

Завершающий этап крепления скважины — цементирование. От качества цементирования зависят состояние эксплуатируемой колонны и дальнейшее углубление скважины. Цементирование колонны — это один из сложнейших этапов проводки скважины, для выполнения, которого заняты различные службы и множество агрегатов и специальных машин, а также большое число специалистов и рабочих. Точное соблюдение плана по подготовке скважины, оборудования, технологии цементирования — залог успеха в выполнении работ по цементированию[66].

Вследствие нарушений возникает необходимость в сложных ремонтных работах, связанных либо с некачественным разобшением пластов, либо с оставлением тампонажного раствора в колонне.

  4.5 Предупреждение аварии с обсадными колоннами

Дефекты труб являются основной причиной аварий с обсадными колоннами.

По происхождению дефекты труб можно подразделить на три группы.

1. Дефекты металлургического производства - заслои, плены, трещины, несоблюдения требований ГОСТ по прочностным показателям, геометрическим размерам и др.

2. Дефекты, явившиеся результатом несоблюдения правил погрузки, разгрузки и хранения обсадных труб.

3. Дефекты, появившиеся при креплении скважин обсадными колоннами и после завершения этого процесса.

Дефекты по первым двум группам выявляют в результате тщательного наружного осмотра, опрессовки и шаблонирования каждой трубы, а в ряде случаев - с помощью дефектоскопии.

В США, например, применяют ряд методов, направленных на выявление дефектов труб, причем наиболее широкое применение нашли:

магнитоскопический метод, заключающийся в использовании намагниченных порошков; наличие дефекта устанавливают по отсутствию линий магнитного поля, которые образует порошок, нанесенный на наружную поверхность трубы;

метод "проникновения", основанный на заполнении микротрещин флюоресцирующей или радиоактивной краской, нанесенной на поверхность трубы; после очистки поверхности трубы трещины отчетливо видны даже невооруженным глазом;

рентгеновские исследования и использование проникающих излучений радиоактивных изотопов, что позволяет получить наиболее полное представление о пригодности труб;

ультразвуковой метод, позволяющий выявлять трещины, заслои, неметаллические включения и другие дефекты.

Дефектоскопия дает наиболее объективные данные о пригодности каждой трубы для спуска в скважину. В связи с этим должны быть ускорены работы по конструированию дефектоскопов, обладающих необходимой разрешающей способностью и быстродействием.

Дефекты третьей группы связаны с нарушением наружной и внутренней поверхности, а также с коррозией обсадных труб.

Наружная поверхность труб при спуске их в скважину чаще всего повреждается плашками ключей или клиновых захватов, а также в результате попадания в затрубное пространство посторонних металлических предметов.

Исследование поднимаемых из скважины обсадных колонн и отдельных труб, замеры специальными приборами внутреннего диаметра обсадных колонн, спущенных в скважины, указывают на наличие износа труб по внутренней их поверхности. Этот износ возникает в результате воздействия замковых соединений бурильных колонн, долот, ловильного инструмента, каротажного кабеля, гидроабразивного размыва и других причин [16].

Случаи повреждения обсадных труб при спуске их в скважину довольно часты. Они связаны с тем, что прочность труб, изготовленных из стали марок Е, а также N-80, P-I05 и более высокой прочности, при наличии на их поверхности насечек, рисок, надрезов резко снижается. Обусловлено это тем, что в зоне указанных нарушений поверхности труб происходит концентрация напряжений и последующее хрупкое разрушение металла. Исследования случаев нарушения целостности труб по указанной причине показали, что опасные дефекты возникают вследствие применения недопустимо высоких крутящих моментов при докреплении резьбовых соединений, а также использования сухарей, плашек, ключей и клиновых захватов, из-за конструкции насечек которых образуются риски и надрезы[23].

Предупреждение аварий, связанных с дефектами, появляющимися при свинчивании труб, заключается в контроле с помощью приборов за величиной крутящего момента, которая должна находиться в обусловленных пределах, а также в использовании сухарей, плашек ключей и клиновых захватов, конструкция насечек которых обеспечивает точечный контакт с телом трубы.

До сих пор имеют место случаи срыва резьбовых соединений и падения обсадных колонн в скважину в результате свинчивания нецентрируемых между собой труб, навинчивания сильно раскачивающейся трубы или трубы с искривлением, превышающим допустимое, установленное ГОСТ 632-64.

Аварии подобного рода можно предупредить путем организации тщательного контроля за правильностью выполнения всех операций при спуске обсадных колонн.

В процессе спуска тяжелых обсадных колонн при подвеске их на элеваторах сжатая муфта деформируется в поперечном или продольном направлении. Такая деформация муфты вызывает появление овальности, особенно большой в зоне ее верхнего торца. Эксперименты показали, что это может быть причиной негерметичности резьбового соединения. Для предупреждения таких явлений рекомендуется докреплять резьбовые соединения в скважине сразу после проведения операции по цементированию обсадной колонны [17]. Следует также иметь в виду, что при недостаточном докреплении соединений нижняя часть обсадной колонны может отвернуться, в результате чего возникнет аварийная ситуация.

В зарубежной практике нашли широкое применение разъемные и неразъемные предохранительные кольца, либо зафиксированные на трубах, либо способные вращаться и перемещаться в пределах трубы.

Практика показывает, что особенно большой износ труб за счет их истирания наблюдается в устьевой части обсадной колонны.

Для предупреждения аварий, связанных с износом устьевой части колонны, можно, например, устанавливать толстостенные трубы (из трубных заготовок). Для предупреждения аварий, связанных с износом внутренней поверхности обсадных колонн при бурении глубоких скважин, производить смену верхней секции, которую не цементируют и по мере износа извлекают и заменяют. Одновременно в связи с односторонним износом обсадных труб, обусловленным искривлением ствола и рядом других причин, можно применить способ распределения износа колонны по ее периметру за счет поворота верхней, сменной секции обсадной колонны в специальном переводнике. Этот способ позволяет повысить надежность и долговечность работы обсадной колонны.

Смятия обсадных колонн в результате пластического течения горных пород и воздействия на колонны полного горного давления. Предупреждение таких аварий заключается в своевременном выявлении в разрезе зон, характеризующихся развитием пластического течения пород, и креплении их обсадными трубами, прочность которых должна обеспечивать устойчивость при воздействия на обсадную колонну полного горного давления.

Из промысловой практики известно, что в процессе спуска отмечаются случаи недоведения обсадных колонн до намеченной глубины вследствие их прихвата.

Во многих случаях обсадные колонны в процессе их спуска останавливаются на различных глубинах, причем в большинстве случаях обсадные колонны не удается освободить.

Основная причина, по который происходят прихваты, заключающаяся в том, что эффективный диаметр ствола скважины меньше диаметра обсадной колонны. Это является следствием резких перегибов ствола скважины на отдельных участках, образования участков ствола спиральной формы и связано с использованием в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) только УБТ круглого сечения.

Эффективный диаметр ствола скважины (D_эф) при использовании УБТ круглого сечения определяют из соотношения [21].

где D_Д – диаметр долота, мм,

D_УБТ – диаметр УБТ.

В результате неточной оценки фактического состояния скважин, в ряде случаев для проработки (шаблонирования) стволов используют малоэффективные КНБК.

По мере увеличения диаметров обсадных колонн (особенно при диаметре 273 мм и более) трудности доведения их до обусловленных глубин возрастали. Это с одной стороны связано, с значительным ростом жесткости колонн, а с другой - с полной неупорядоченностью в выборе КНБК как при бурении, так и при подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны. Так, было выявлено 13 типов КНБК, используемых при проведении этих работ. Такое разнообразие вариантов КНБК дало возможность сделать обоснованные выводы относительно наиболее эффективных компоновок.

Прохождение обсадных колонн по стволу скважины зависит от их жесткости [7]. Таким образом, для беспрепятственного спуска обсадной колонны на заданную глубину, при прочих равных условиях, необходимо, чтобы жесткость КНБК была не ниже жесткости колонны обсадных труб.

Обычно при расчетах для оценки жесткости КНБК и обсадной колонны используют их отношение:

.

Для решения вопроса о необходимости стабилизации КНБК разработана номограмма (рис.1). Если показатель m, определенный для конкретных условий, будет находится в зоне А номограммы, стабилизировать КНБК не надо, а при нахождении его в зоне Б стабилизация КНБК обязательна.

При принятии за основу математической модели, с защемленным одним концом, в результате расчетов были определены наиболее эффективные КНБК (рис.2).

Рисунок 1. Номограмма для определения необходимости стабилизации низа бурильной колонны.

Рисунок 2. Различные компоновки низа бурильной колонны.

Решение вопроса о выборе конкретного типа КНБК заключается в определении величины m для применяемого диаметра УБТ и диаметра намеченной к спуску обсадной колонны и нахождение по номограмме (см. рис.1) зоны, в которой находится найденная величина m. Если данная m располагается в зоне А номограммы, применяют КНБК I типа, а если Б – II типа (см. рис.2).

Причиной недоведения обсадных колонн до заданной глубины является неудовлетворительное шаблонирование ствола. Так как во многих случаях подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн состоит лишь в спуске долота на бурильных трубах с УБТ.

Для уменьшения случаев недоведения до заданной глубины обсадных колонн, в частности хвостовиков, из-за прихвата их под действием перепада давления. За рубежом успешно используют трубы со спиральными канавками на наружной поверхности[01].

Согласно имеющимся данным, применение колонны труб со спиральными канавками в качестве хвостовика позволяет существенно уменьшить площадь поверхности контакта труб со стенками скважины (примерно на 50%). Благодаря этому, можно значительно сократить число прихватов, под действием перепада давления; существенно повысить качество цементирования за счет лучшего распределения цементного раствора в затрубном пространстве и возможности расхаживания хвостовиков; осуществлять спуск хвостовиков большего наружного диаметра, чем предусматривалось ранее, как в вертикальные, так и в скважины с большим углом наклона [38].

Одной из причин аварий с обсадными колоннами является низкое качество их цементирования, заключающееся в плохой изоляции нефте-газо- и водоносных пластов и в возникновении вследствие этого перетоков флюидов, а иногда и межколонных проявлений. Если при этом в пластовых флюидах содержатся коррозийные примеси, например, сернистые соединения, происходит интенсивная коррозия металла труб на участках перетока. В связи с этим мероприятиям, проводимым с целью повышения качества цементирования, должно быть уделено особое внимание.

Следует также иметь в виду, что при большой разности между температурой в скважине и температурой продавочной жидкости вследствие ее нагрева давление в обсадной колонне после цементирования может повыситься сверх допустимого. Для предупреждения нарушения целостности колонны обсадных труб под воздействием этого давления необходимо полностью сбрасывать давление в колонне, если прочность и герметичность обратного клапана допускают это, или систематически сбрасывать давление через один из кранов, установленных на цементировочной головке.

Все работы по креплению скважин следует производить в соответствии с требованиями технологического регламента по креплению нефтяных и газовых скважин и других действующих инструкций.

Особое внимание необходимо обратить на выполнение нижеприведенных требований, несоблюдение которых приводит к частым авариям, осложнениям и некачественному разобщению продуктивных горизонтов.

Подготовку ствола скважины к спуску колонны, спуск колонны и цементирование надо производить по индивидуальным планам, утвержденным главным инженером и главным геологом УБР.

До начала работ по подготовке скважины к спуску обсадной колонны необходимо проверить состояние, вышки и другого оборудования, а также агрегатов буровой установки. При необходимости следует произвести ремонт и замену неисправного инструмента и оборудования.

Буровые насосы, нагнетательные линии с запорной арматурой и система очистки промывочной жидкости должны обеспечивать его бесперебойную подачу и очистку на различных режимах промывки скважины. Приемные емкости следует очистить от шлама и грязи.

В качестве дополнительного средства для герметизации устья на буровой необходимо иметь бурильную трубу под соответствующий диаметр плашек превентора, которая должна быть снабжена шаровым обратным клапаном и переводником для соединения с обсадной колонной

Также надо проверить исправность и точность показаний индикаторов веса, моментомеров и других контрольно-измерительных приборов, при необходимости их следует заменить.

Подготовленные и проверенные калибрами и шаблонами (табл. 4.1), а также гидравлическим испытанием, согласно требованиям Инструкции по испытанию скважин на герметичность, и обмером на трубных базах. Трубы на буровой подвергают наружному осмотру, повторному шаблонированию, проверке соответствия их сертификату и заводской маркировке, после чего их укладывают в порядке очередности спуска на мостки[22].

Таблица 4.1

Размеры шаблонов.

Диаметр обсадных труб, мм	Длина шаблона, мм	Наружный диаметр шаблона, мм
114 … 219	150	111 … 216
245 … 340	300	241 … 336
407	300	402

Примечание, d - номинальный, внутренний диаметр трубы, мм.

Обсадные трубы, доставленные на буровую, должны соответствовать прочностному расчету и иметь заводской сертификат, а также заводскую маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям ГОСТа.

Проверка, опрессовка, сборка и компоновка технологической оснастки должны осуществляться в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации, паспортных характеристик и планов работ на крепление скважин.

В процессе спуска бурильной колонны при последнем рейсе долота производят контрольный замер ее длины. Результаты контрольного замера необходимо отразить в буровом журнале и суточном рапорте бурового мастера.

При проведении последнего рейса долота следует привести параметры промывочной жидкости в скважине и запасных емкостях в соответствие с требованиями ГТН. При этом должна быть замерена температура циркулирующего бурового раствора.

До начала подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны необходимо выполнить комплекс заключительных геофизических исследовании. По результатам, которых надо откорректировать глубину установки башмака обсадной колонны, интервалы сужений ствола, объем скважины, интервалы и места установки элементов технологической оснастки.

Ствол скважины прорабатывается в интервалах сужений и калибруется на глубину спуска обсадной колонны компоновками инструмента, обеспечивающими проходимость обсадной колонны.

После калибровки ствол скважин должен быть промыт до полной очистки от шлама и достижения стабильности технологических параметров буровою раствора. Интенсивность промывки определяется, временным руководством по промывке скважин перед спуском обсадных колонн и перед цементированием. При этом во избежание прихвата обсадной колонны, от перепада давления в период технологически необходимых остановок плотность бурового раствора должна обеспечивать минимально допустимую репрессию на стенки скважины.

Обсадную колонну спускают под руководством ответственного инженерно–технического работника УБР. Отступление от плана спуска обсадной колонны или выполнения работ, не предусмотренных планом, не допускается без согласования с лицами, его утвердившими. Обсадные колонны должны спускаться с помощью клиновых захватов (спайдеров) или клиньев для обсадных труб, позволяющих докреплять резьбовые соединения в процессе спуска.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений обсадных колонн применяют следующие специальные смазки: Р-2МВП (ТУ 38-101-332— 73) для скважин с температурой до 100 °С, Р-402 (ТУ 38-10-1708—78) для скважин с температурой до 200 °С, УС-1 (ТУ-38-101-440—74), лента ФУМ (ТУ 6-05-1388—70).

Для обеспечения качественного крепления скважин и разобщения горизонтов в компоновку спускаемых колонн в обязательном порядке включают технологическую оснастку (башмак с направляющей насадкой, обратный клапан типа ЦКОД, стоп–кольцо, центраторы, скребки, турбулизаторы, заколонные пакеры и другие устройства). Число и глубина установки указанных устройств определяются для каждой скважины в отдельности технологической службой экспедиции и указываются в плане работ на крепление скважины.

Трубы свинчивают круговым ключом, резьбовые соединения закрепляют машинными ключами. Крутящий момент свинчивания контролируют по моментомеру с регистрирующим прибором.

Для толстостенных труб (d=12 мм) из стали группы прочности более Е момент свинчивания увеличивается дополнительно на 25 %.

При использовании обратных клапанов, которые не обеспечивают самозаполнения колонны жидкостью, необходимо регулярно доливать буровой раствор через определенное число спущенных труб, установленное расчетным путем и указанное в плане работ по креплению скважины.

В процессе спуска колонны нужно непрерывно наблюдать за характером вытеснения бурового раствора из скважины. В случае возникновения поглощения и падения уровня жидкости в затрубном пространстве необходимо непрерывно заполнять его буровым раствором.

Для предотвращения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее жидкостью, восстановления циркуляции и промежуточных промывок колонну необходимо держать на весу и периодически расхаживать.

Во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пород и поглощении промывочной жидкости скорость спуска колонны в скважину должна быть равномерной и определена расчетным путем. Расчет прилагается к плану работ на крепление скважины.

Верхние концы потайных и нижних секций колонн должны размещаться над зонами осложнений и интервалами зарезки вторых стволов в устойчивых породах, не имеющих каверн и желобных выработок.

Бурильные трубы, используемые при креплении, должны быть проверены на прочность расчетным путем. в соответствии с существующей методикой, опрессованы на 1,5-кратное давление от максимально ожидаемого при креплении скважины, но не превышающее допустимое для данного типоразмера труб; прошаблонированы по минимальному внутреннему диаметру и проверены наружным осмотром.

Хвостовики и секции обсадных колонн должны подвешиваться в стволе скважины и цементироваться в этом состоянии, чтобы избежать изгиба. Разгрузка секций колонны и хвостовика на забой или на ранее спущенную часть обсадной колонны запрещается до окончания срока ОЗЦ.

Спуск хвостовиков и секций обсадных колонн, как правило, должен осуществляться на разъединителях, обеспечивающих вращение верхней части бурильного инструмента, во избежание его прихвата в открытом - стволе скважины.

Скорость спуска потайных нижних секций колонн на бурильных трубах не должна превышать расчетной скорости спуска обсадных труб, а заполнение их промывочной жидкостью должно производиться в сроки, указанные в плане работ на крепление скважины.

Рецептуру тампонажных растворов для конкретных скважин подбирают в производственных лабораториях. При этом в обязательном порядке особое внимание обращают на совместимость тампонажного раствора с буферной и промывочной жидкостями, применяемыми в процессе бурения.

Время начала схватывания цементного (тампонажного) раствора должно в 1,5 - 2 раза превышать время, необходимое для цементирования.

Чтобы обеспечить наиболее полное замещение бурового раствора в затрубном пространстве цементным раствором, плотность последнего должна быть больше плотности бурового раствора не менее чем на 0,2 г/см³.

Тампонажные материалы, необходимая техника и оборудование должны быть доставлены на буровую с таким расчетом, чтобы произвести цементирование скважины сразу же после допуска колонны, промывки и приведения параметров промывочной жидкости в скважине в соответствие с ГТН и планом работ на крепление. Время, необходимое для промывки скважины, в каждом конкретном случае определяется ответственным руковадителем работ по спуску колонны, но оно должно быть не менее одного цикла.

Во время промывки и выравнивания раствора обсадная колонна должна находиться в подвешенном состоянии и периодически расхаживаться.

Контроль и управление процессом цементирования обсадных колонн осуществляют с помощью станции контроля цементирования (СКЦ). Параллельно с работой СКЦ в процессе цементирования необходимо:

1) непрерывно замерять плотность тампонажного раствора при его приготовлении и закачивании с помощью ареометра и отбирать пробы из всех бачков, а также из опресненной емкости и блок–манифольда, чтобы исключить отклонения плотности от заданного значения более чем на ±0,08 г/см³ для чистых портландцементов и на ±0,05 г/см³ для утяжеленных и облегченных смесей;

2) контролировать давление нагнетания жидкостей в обсадную колонну по манометрам на цементировочных агрегатах и блок–манифольде;

3) подсчитывать объем закачиваемой в скважину продавочной жидкости по тарировочным емкостям цементировочных агрегатов;

4) визуально контролировать характер циркуляции и корректировать режим работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.

Скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве должна быть не ниже скорости подъема промывочной жидкости во время промывки скважины перед цементированием. Закачивание и продавливание тампонажного раствора должны быть непрерывны. Для предотвращения резкого повышения давления «Стоп» последние 1 м³ объема продавочной жидкости следует закачивать одним агрегатом, работающим на первой скорости. Давление «Стоп» не должно превышать фактического давления в конце цементирования на 294 ГПа и быть выше допустимого внутреннего давления для обсадной колонны

Определять объем продавочной жидкости надо с учетом ее сжимаемости. Коэффициент сжимаемости определяется автоматическим устройством АКГ.

После окончания цементирования потайных и нижних секций обсадных колонн, перекрывающих продуктивные горизонты, следует производить непрерывную промывку скважины с необходимым противодавлением в течение времени ОЗЦ. Транспортировочные переводники поднимают из скважины только при отсутствии признаков нефте-, газо-, водопроявлсний.

После цементирования обсадных колонн в один прием и верхних секций или верхних ступеней колонн можно герметизировать устье скважины и создавать избыточное давление в затрубном пространстве на время ОЗЦ. Избыточное давление определяется расчетным путем технологической службой экспедиции и указывается в плане работ на крепление.

По окончании ОЗЦ колонну закрепляют в растянутом состоянии. Величину натяжки определяют расчетом. Разгрузка не зацементированной части колонны до подвески ее на колонной головке запрещается.

После ОЗЦ, оборудование устья скважины, обсадную колонну испытывают на герметичность в соответствии с инструкцией по испытанию скважин на герметичность.

Разбуривание цементных стаканов и элементов технологической оснастки в колонне без установленного противовыбросового оборудования и при несоответствии параметров бурового раствора ГТН запрещается.

Монтировать противовыбросовое оборудование можно через 12 ч после цементирования скважины. Цементные стаканы, цементировочные пробки, упорные кольца, обратные клапаны и башмаки обсадных колонн следует разбуривать специальными долотами фрезерного типа или трехшарошечными долотами.

 

4.6 Ликвидация аварий с обсадными трубами

Ликвидация аварий ведётся согласно, существующего руководства по ликвидации аварий при бурении нефтяных и газовых скважин на площадях разбуриваемых Нефтеюганским УБР.

4.7 Заключение

Одним из наиболее ответственным этапов строительства скважины является её крепление.

Успешное крепление скважин предопределяется всем предшествующим ходом её бурения и требует тщательного разработанного плана, специальной подготовки ствола скважины, оборудования, обсадной колонны и строгого соблюдения технологии цементирования.

Как показывает анализ промыслового материала, по пробуренным скважинам за последние годы на Приобской площади наиболее частыми аварийными ситуациями при спуске обсадных колонн является:

1.  Падение в скважину колонны обсадных труб.

2.  Оставление шаблона в обсадной колонне.

3.  Не прохождение обсадной колонны до заданной глубины.

4.  Прихват О.К.

Из всех перечисленных аварий наиболее частым является прихват О.К.. Из числа известных видов прихватов по физической однородности вероятных причин их возникновение можно объединить в три категории:

- прихват под действием перепада давления

 - заклинивание колонны труб при движении в стволе

- прихват из-за сужения сечения ствола скважины, оседание шлама, течение пород, сальникообразований.

На примере, как, изменяя управляемые факторы, можно добиться уменьшение вероятности прихватов.

Используя данные о прихвате, происшедшем в скважине № 8331 Приобской площади. Если предположить, что прихват еще не произошел, можно выяснить какие управляемые факторы, которые необходимо было бы изменить, и как создать условия, чтобы прихват не возник.

Отсутствие действенных и эффективных смазочных средств, для обработки бурового раствора при бурении скважин Ш215,9мм, предназначенные креплению Ш177,8мм обсадными трубами, привело к прихвату О.К.

Если изменить некоторые управляемые факторы (СНС и коэффициент прихвата), СНС = 39/72 дПа, К_{опасн.прихв}.= 0,127не соответствует, вероятнее всего аварию можно было бы предотвратить.

Таким образом, используя управляемые факторы, можно свести к минимуму вероятность возникновения прихватов.

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА   5.1 Анализ вредностей и опасностей   5.1.1 Взрывопожаробезопасность

Буровая установка является взрывопожароопасным объектом, особо опасными в этом отношении являются работы с нефтью и нефтепродуктами, в частности работы, связанные с установкой нефтяных ванн при ликвидации прихватов, которые являются наиболее распространенным видом осложнений при бурении горизонтальных скважин

Причины взрывов и пожаров при работе с углеводородами могут быть различны:

1) пропуски дизельного топлива, разливы нефтепродуктов и горючих веществ;

2) нарушение герметичности выхлопных коллекторов двигателей, неисправность искрогасителей;

3) применение открытого огня, курение, проведение сварочных работ вблизи мест хранения нефти, горюче-смазочных материалов, сгораемых конструкций и горючих веществ;

4) неисправности электрооборудования, вызывающие искрение, короткое замыкание, нагрев проводов;

5) прокладка силовой осветительной сети с нарушениями;

6) перегрузка электрических приборов, оборудования.

Во избежание возникновения взрывов и пожаров необходимо выполнять следующие требования [20]:

1) территория вокруг буровой в радиусе 50 м должна быть очищена от травы, валежника, листьев;

2) площадки вокруг наземных сооружений должны быть выровнены и не иметь препятствий для передвижения людей и пожарного транспорта;

3) топливная емкость для двигателей внутреннего сгорания, а также смазочные материалы должны располагаться не ближе 15 м от буровой;

4) запрещается пользоваться на буровой факелами, спичками, свечами, керосиновыми факелами и другими источниками открытого огня. На территории буровой запрещается разведение костров, сжигание мусора, выжигание травы. Курение разрешается только в специально отведенных для этого местах, оборудованных емкостью с водой и надписью “ Место для курения”;

5) электрические машины, оборудование, приборы, применяемые во взрывоопасных местах, должны отвечать требованиям “Правил изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования”;

6) во избежание разрушений, возгораний и взрывов при прямых ударах молнии должна устанавливаться молниезащита в соответствии с СИ 305-77 “ Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений”. Запрещается во время грозы производить работы на буровой вышке, а также находиться на расстоянии ближе 10 м от заземляющих устройств молниезащиты;

 7) для борьбы с проявлениями вторичных воздействий молнии, а также статического электричества технологическая аппаратура и трубопроводы, содержащие горючие пары и газы, должны заземляться. Сопротивление заземляющих устройств допускается до 100 Ом.

Кроме того, для предупреждения возможности возникновения пожара проводят тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне ствола скважины и в лебедке. Под ведущей трубой обязательно должен быть установлен шаровой или обратный клапан, при этом категорически запрещается отвинчивать ведущую трубу с клапаном. Бурильная колонна должна быть разъединена выше клапана. При работе с нефтью и нефтепродуктами должны соблюдаться меры, исключающие возможность их разлива.

Если буровая вышка устанавливается в ночное время, то место проведения работ освещается прожекторами. Трубы, по которым нефть заливается в емкость и перекачивается, надежно заземляются, пролитая нефть засыпается песком. Около подъездных путей к буровой установке и около нее устанавливаются щиты с надписями о необходимости строгого соблюдения правил пожарной безопасности. Дизельное топливо и нефтепродукты для приготовления раствора хранятся не ближе 40 м от буровой.

Буровая установка должна быть оборудована следующими средствами пожаротушения [20]:

1) двумя пожарными стояками диаметром 50-60 мм, установленными в 15-20 м от помещений насосной и со стороны мостков буровой в 75-100 м от водопровода;

2) тремя пожарными рукавами со стволами и двумя переводниками диаметром 50-60 мм (длина одного рукава не менее 20 м );

3) огнетушителями ОХП-10 в количестве 6 шт., ящиками с песком емкостью 0,5 м³ (4 шт.), пожарными щитами, оборудованными лопатами (4 шт.), ломами(2 шт.), топорами (2 шт.), баграми (2 шт.), ведрами (4 шт.).

5.1.2 Электробезопасность

Безопасность обслуживания электроустановок зависит от производственной обстановки. Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) – буровая установка с силовым приводом насосная, узел приготовления раствора, ёмкости, котельная установка, по признаку токопроводящие полы относятся к классу – особо опасный.

Защитные мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию электроустановок недоступность прикосновения к токоведущим частям. Токоведущие части воздушной линии в подстанцию буровой установки при напряжении до 10 кв. должны находится от земли на высоте не менее 4,5м.

Защитное заземление – присоединение металлических частей электрической установки к многократно заземлённому нулевому проводу. При пробое на корпус создаётся такой величины ток, который достаточен для срабатывания защиты и отключения повреждённого оборудования. Согласно ПУЭ сопротивление заземления нейтрали не должно превышать 4-10 Ом, а каждого повторного заземления нулевого провода 10-30 Ом. Повторное заземление – основное мероприятие, ограждающее людей от поражения электрическим током при наличии напряжения прикосновения и шага. Заземляются корпуса трансформаторов, электрических машин, светильников, кабелей, кабельных муфт и других металлических токопроводящих конструкций. В качестве искусственного заземления должны применяться вертикально погружённые в землю стальные трубы, уголки, стержни или горизонтально положенные стальные полосы. Соединения заземляющих проводников между собой, а так же с заземлителями и корпусами аппаратов и машин, должны быть выполнены сваркой, пайкой или болтовыми соединениями, исключающими ослабление контактов от вибрации.

5.1.3  Шум и вибрация

Источниками шума и вибрации на буровой являются насосы, роторный стол, лебедка, компрессоры. Сильный шум, действуя на органы слуха, может привести к полной глухоте или профессиональной тугоухости. При этом нарушается нормальная деятельность сердечно-сосудистой системы и пищеварительной системы, возникают хронические заболевания, повышается утомляемость человека. Под действием вибрации могут произойти изменения в нервной системе, падение мышечной силы и массы, повышение артериального давления, нарушение остроты зрения, ослабление памяти.

Фактический и допустимый уровень шума и вибрации согласно [20] приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2.

Фактический и допустимый уровень шума

Наименование	Допустимый уровень, дБ	Фактический уровень, дБ
Шум	110	115
Вибрация	108	95

По способу передачи вибрация рабочих мест относится к общей вибрации, передающейся через опорные поверхности на тело сидящего или стоящего человека.

Общую вибрацию по источнику её возникновения подразделяют на 3 категории:

1-я категория – транспортная;

2-я категория – транспортно-технологическая;

3-я категория – технологическая.

Буровая установка относится к 3-ей категории. По направлению действия вдоль осей ортогональной системы координат Xо,Yо, Zо, где Zо – вертикальная ось, перпендикулярная опорным поверхностям тела в местах его контакта с сиденьем, рабочей площадкой и т.д., а Xо,Yо – горизонтальные оси, параллельные опорным поверхностям.

По характеру спектра вибрации подразделяются на:

–  узкополосные – контрольные параметры в одной 1/3 октавной полосе частот более, чем на 15 ¶Б превышают значения в соседних 1/3 октавных полосах;

–  широкополосные – которые не отвечают указанному требованию;

По частотному составу вибрации подразделяются на:

–  низкочастотные с преобладанием максимальных уровней в октавных полосах 1 и 4 Гц;

–  среднечастотные – 8 и 16 Гц;

–  высокочастотные – 31,5 и 63 Гц.

По временным характеристикам вибрации:

–  постоянные, для которых величина виброскорости изменяется не более чем в 2 раза (на 6 ¶Б) за время наблюдения не менее 1 минуты;

–  непостоянные, для которых величина виброскорости изменяется не менее, чем в 2 раза (на 6 ¶Б) за время наблюдения не менее 1 минуты.

 Мероприятия по ограничению влияния вибрации включают:

–  уменьшение вибрации в источнике образования конструктивными и технологическими методами при разработке новых и модернизации существующих машин;

–  уменьшение вибрации на пути распространения средствами виброизоляции и вибропоглощения;

–  своевременное проведение планового и предупредительного ремонта машин с обязательным после ремонтным контролем вибрационных характеристик;

–  исключение контакта работающих с вибрирующими поверхностями за пределами рабочего места или рабочей зоны;

5.1.4  Освещение рабочей площадки

Рациональное освещение рабочих мест имеет весьма важное гигиеническое значение. Оно облегчает труд, делает движения работающего более уверенными, снижает опасность травматизма. Недостаточное или неправильное освещение территории, дорог, установок, лестниц может привести к падению работающих и к тяжёлым несчастным случаям.

В нефтяной промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывоопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания. На буровых применяются пылеводонепроницаемые светильники НОБ. На территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах применяется прожекторное освещение. Для освещения рабочей площадки в ночное время устанавливаются 2 прожектора типа ПЗТ-ЗТ с лампой накаливания мощностью 300 Вт, способной давать рассеянный свет. Нормы минимальной освещённости производственных объектов на буровой приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Освещённость объектов на буровой

Наименование объектов	Норма освещённости	Мощность лампы	Число точек
Роторный стол Щит КИП Палатьи верхового Путь талевого блока Кронблок Приемный мост	40 50 25 13 25 13	300 100 300 300 150 150	4 1 2 1 1 1

5.1.5 Метеорологические условия труда

На здоровье человека существенное влияние оказывают метеорологические условия производственной среды, которые складываются из температуры окружающего воздуха, его влажности, скорости движения и излучений от нагретых приборов. Неблагоприятные метеорологические условия приводят к ухудшению условий труда, снижают производительность, увеличивают заболеваемость. При очень низких или высоких температурах внешней среды, особенно при тяжёлой физической работе, человеческий организм не в состоянии преодолеть вредное воздействие этого метеорологического фактора. Чтобы обеспечить нормальные условия в рабочей зоне устанавливают контроль за параметрами окружающей среды. С этой целью применяются различного рода приборы-термометры, термографы, психрометры, актинометры и др.

Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий и ССБТ ГОСТ 12.1.005-76 регламентируются нормы температуры, влажности, скорости движения воздуха в зависимости от сезона года и категории работ.

Для рабочих нефтяной и газовой промышленности, работающих в незащищённых или почти незащищённых от внешней среды объектах, а именно на буровых установках, изготовлена зимняя спец. одежда из нефтеморозостойких материалов, костюм «Нефтяник», летняя спец. одежда, а так же рукавицы со специальным покрытием и защитная нефтеморозостойкая обувь.

5.1.6 Механические опасности

При бурении скважин может возникнуть опасность, связанная с недостаточной прочностью узлов сосудов работающих под давлением, для предотвращения этого должна проводиться их опрессовка на давление, превышающее максимальное рабочее в 1,5 раза.

Также существует опасность травмирования в результате выхода из строя элементов талевой системы вследствие чрезмерных нагрузок или, что вероятнее, из-за износа каната, либо тормозных колодок, во избежание этого необходимо регулярно подвергать проверке эти элементы и вовремя проводить перетяжку каната и замену тормозных колодок.

В зонах работы механизмов, также существует опасность травмирования, чтобы ее избежать все их движущиеся части (маховики, валы, зубчатые передачи),расположенные ниже 2м, должны быть изолированы специальными кожухами.

5.2 Инженерно техническая защита при СПО

При бурении скважины наиболее трудоёмкими и опасными работами являются спускоподъемные операции (СПО). Несчастные случаи в основном происходят из-за применения неправильных приёмов труда, несоблюдение правил безопасности, нахождение рабочих в опасных зонах рабочей площадки, несогласованности в работе между бурильщиком и его помощниками.

Чтобы создать безопасные условия труда в процессе производства СПО, необходимо соответствие технического состояния бурового оборудования и инструмента правилам и нормам техники безопасности. Для исключения травматизма при эксплуатации машинных ключей, необходимо, чтобы поверхность ручки машинного ключа была гладкой, а место расположения ручки исключало возможность защемления и ушиба рук рабочих. Диаметр ручки должен быть в пределах 20-30 мм., а размер её не менее 120-170 мм. При раскреплении замковых соединений бурильных труб нередко наблюдается самопроизвольное открывание ключа, которое становится причиной возникновения несчастных случаев, для устранения опасности необходимо следить за исправностью запорного устройства. При раскреплении и креплении машинные ключи иногда ломаются, вызывая травмирование рабочих. Поломки ключей в основном происходят, когда для раскрепления замкового соединения требуется приложить к рычагу ключа максимальное усилие, которое оказывается больше допустимого. Для предотвращения этого необходимо применять исправные ключи, в которых отсутствуют трещины, наплывы и другие дефекты, приводящие к слому ключа, а так же не создавать нагрузки выше допустимой.

При работе машинных ключей наблюдаются случаи заедания шарнирных соединений вследствие того, что после работы ключи не промываются и остатки промывочной жидкости образуют корку. Несвоевременная смазка ключа тоже является причиной его заедания. Кроме того, заедание может происходить при погнутом пальце или его чрезмерной посадке. Поэтому при СПО необходимо проверить наличие смазки в шарнирных соединениях пальца, плавность движения отдельных челюстей и наличие пружин в защелке. Большое значение имеет место расположения подвесных ключей, т.е. расстояние их от центра скважины, целесообразно устанавливать так, чтобы правый свободно подвешенный машинный ключ располагался по продольной оси ротора и 30-35см. от поперечной оси в сторону приемного моста. Для облегчения регулирования расположения машинного ключа по высоте на втором конце каната подвески ключа подвязывают контр грузы, которые должны передвигаться под полом буровой.

Для обеспечения безопасной эксплуатации стационарного бурового ключа необходимо соблюдать следующие условия:

1. Запрещается:

а) подходить близко к работающим механизмам ключа;

б) производить какие-либо поправки «на ходу»;

в) вести работы в случае обнаружения неисправности в механических частях и в пневмолинии, следует производить при перекрытии краном пневмолинии, идущей к коллектору пульта управления, с обязательным выпуском оставшегося воздуха из пневматической системы ключа. Каждая рукоятка должна быть застопорена с помощью предохранительного стопорного кольца. На пульте вывесить предупредительный плакат : « Не включать – работают люди »

2. При работе с ключом запрещается:

а) спускать колонну труб в скважину при не полностью отведённомключе;

б) подводить ключ в бурильной колонне до момента окончательной посадки на клинья или элеватор и в момент установки свечи в муфту трубы;

в) включать механизмы, если в зоне действия ключа находятся люди.

3. Вращение трубозажимного устройства и включение зажима нижних челюстей производить только после того, как челюсти полностью обхватят замок.

4. Приподнимать колонну труб разрешается только после полного отвода ключа.

5. После выполнения каждой операции свинчивания – развинчивания, необходимо все рукоятки пульта управления ставить в нейтральное положение, и зафиксировать их в этом положении стопорными кольцами.

6. По окончании работы ключом следует перекрыть центральный ключ пульта; воздух, оставшийся в обвязке ключа, необходимо выпустить.

Существующие конструкции элеваторов не исключают опасность возникновения несчастных случаев при их эксплуатации. Ответственным узлом элеватора является замок, с помощью которого элеватор удерживается в закрытом положении и оно часто выходит из строя, в результате чего возможно открывание замка и падение труб.

В процессе СПО возможны неожиданные кратковременные посадки в местах сужений. В момент остановки колонны труб, подвижная часть талевой системы с элеватором продолжает двигаться. При движении элеватора по трубе от действия силы трения собачка элеватора поднимается и дверца самопроизвольно открывается. После прекращения посадки бурильный инструмент совершает свободный полёт на забой скважины. Поэтому следует применять те элеваторы, которые имеют надёжное устройство, предотвращающее самопроизвольное открытие замка.

Для обеспечения безопасности при работе с любыми типами элеваторов, необходимо перед СПО и наращиванием инструмента тщательно проверить исправность корпуса и замка элеватора. Элеваторы бракуются, если имеются следующие дефекты:

1.  трещина в корпусе;

2.  износ торца элеватора под замок труб более 2 мм.;

3.  прогнутость нижней торцевой поверхности;

4.  люфт в шарнирных соединениях дверцы элеватора;

5.  ручка элеватора деформирована, сварные швы нарушены;

6.  трещина в замке или выступах замка элеватора;

7.  заедание в шарнире замка;

8.  деформация или слом пружины, винта или ушка.

Для предотвращения несчастных случаев необходимо использовать только те элеваторы, которые имеют приспособление, предохраняющее штропа от выпадения из проушин. Подавать элеватор на стол ротора и снимать его с ротора следует при помощи якоря и только в закрытом состоянии. Сбрасывать его с ротора не следует, так как при этом, можно задеть стоящих у ротора людей, а также повредить элеватор. Заводить элеватор под муфту трубы необходимо только после полной остановки бурильной трубы. Во избежание самопроизвольного открытия элеватора, бурильные свечи необходимо спускать плавно, не допуская удара элеватора о стол ротора. Для улучшения условий труда верхового рабочего необходимо при подъёме элеватора, замок его ориентировать в сторону верхового рабочего.

Применение пневматических клиньев, встроенных в ротор (ПКР), устраняет трудоёмкие ручные операции, но не всегда обеспечивает надёжный захват труб, вследствие чего происходит медленное проскальзывание колонны, и рабочий при освобождении элеватора из-под муфты (или при подведении его под муфту) может получить травму.

Для устранения данных недостатков надо применять клинья, обеспечивающие надёжный захват бурильных и обсадных труб без деформирования их поверхности.

При эксплуатации ПКР необходимо:

·  проверять соответствие размера плашек клиньев диаметру труб;

·  комплектно заменять при изношенности плашки;

·  строго следить за центрированностью вышки;

·  перед установкой механизма на буровой проверять прямолинейность плоскостей пазов клиньев под плашки и опорных сопрягаемых поверхностей клиньев и вкладышей;

·  не допускать резкой посадки труб на клинья.

ПКР бракуются, если имеются:

·  трещина или слом в корпусе;

·  слом, трещина, забоины на конусной поверхности клиньев, износ зубчатой насечки плашек;

·  слом, трещина, забоины на трущихся поверхностях вкладышей;

·  слом, трещина, изгиб длинного конца рычага, выход из строя ролика, заедание в шарнирных соединениях рычага;

·  негерметичность системы управления;

·  сработка поршня цилиндра управления;

·  слом педали крана управления от механических повреждений, заедание крана управления.

5.3 Безопасная организация при проведении
сложных работ

Перед выполнением, какого либо вида сложных работ, буровая бригада проходит специальный инструктаж по технике безопасности.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством мастера по сложным работам или под руководством ведущего специалиста предприятия.

Перед установкой нефтяной ванны, при ликвидации прихватов, которые являются самым распространенным видом осложнений, при бурении горизонтальных скважин, обязательно проверяются: противоприхватное оборудование, насосы, циркуляционная система, оборудование и буровая вышка, количество и качество запасного бурового раствора, наличие и исправность предохранительных клапанов и манометров, заливочная головка с трехходовым краном высокого давления и двумя отводами к нагнетательной линии от цементировочных агрегатов. Обратный клапан опрессовывается на полуторократное давление, возникающее к моменту начала выхода жидкости ванны из труб в затрубное пространство. Проверяются площадки под вышечными и дизельными блоками с целью исключения возможности загорания, а также наличие и состояние противопожарных средств.

Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвовавшем в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться “Правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности”, “ Отраслевой инструкцией по безопасности труда при ликвидации прихватов бурильного инструмента и обсадных колонн”.

Основные требования этих документов сводятся к следующему [21] :

1) работы по ликвидации аварии в скважине буровой мастер должен вести под руководством старшего инженера по сложным работам или главного инженера УБР. Присутствие остальных инженерно-технических работников внутри фонаря и в пределах опасной зоны нежелательно;

2) до начала работ необходимо проверить соединение талевого каната, приспособление для крепления неподвижного конца талевого каната, индикатор веса и особенно правильность положения стрелок приборов, четкость записей пишущего прибора, качество и состояние крепления дюритового шланга и трубочек от трансформатора к показывающим и пишущим приборам индикатора веса, вышки и крепление ее соединений, а также прочность фундаментов под ногами вышки, кронблока, талевого блока, трансмиссий и тормозной системы лебедки, вкладышей и стопорных устройств ротора и вертлюга;

3)работы по расхаживанию и провороту колонн выполняются при застопоренных вкладышах и зажимах клиньев ротора, чтобы предупредить выпадение их при резком вращении или внезапном подъеме. Кроме того, зажимы (клинья) должны быть закреплены болтами;

4) площадь внутри вышки должна быть свободной от посторонних предметов;

5) при работах по освобождению прихваченной бурильной или обсадной колонны необходимо удалить всех рабочих, кроме бурильщиков, из опасной зоны на расстояние не ближе 60 м от вышки. Необходимо также дополнительно укрепить штроп вертлюга от выпадения из зева крюка петлями из прядей талевого каната, которые закрепляются в серьгах вертлюга. Во время расхаживания и попыток провернуть бурильную колонну ротором необходимо постоянно наблюдать за состоянием крепления ведущей трубы с вертлюгом в левом соединении, чтобы исключить возможность их развинчивания ;

6)при отбивке бурильной колонны ротором с подъемного крюка должны быть сняты штропы;

7) При установке ванн под заливочной головкой или ведущей трубой устанавливается обратный клапан.

  5.4 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальных проблем современности. Большое значение при проведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производства, технических средств, обеспечивающих при наименьших экономических затратах реализацию необходимых природоохранительных мероприятий.

При проведении буровых работ могут возникнуть следующие основные виды отрицательного воздействия на окружающую среду:

1) отчуждение и вывод из строя плодородных земель;

2) нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности почв на месте ведения буровых работ;

3) поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов;

4) переток подземных вод из одного горизонта в другой;

5) загрязнение поверхностных вод различными маслами, нефтепродуктами и химическими веществами;

6) загрязнение подземных вод при использовании таких технических средств при бурении эксплуатационных скважин на нефть и газ, как торпедирование, солянокислотная обработка призабойной зоны и гидроразрывного пласта.

При строительстве скважин с целью охраны окружающей среды от загрязнений необходимо выполнять следующие мероприятия:

1)кустовая площадка должна иметь обваловку высотой не менее 1 м для исключения попадания сточных вод в водоемы;

2)площадка должна быть очищена от леса, кустарника, травы и тщательно спланирована, а также иметь уклон в сторону шламовых амбаров, обеспечивающий водосток, величина уклона не должна быть больше 0,5 м на всю ширину площадки. Для предотвращения растекания бурового раствора вокруг циркуляционной системы необходимо производить обваловку шламового амбара высотой 1м ;

3)при бурении скважин использовать высококачественный глинистый раствор, обработанный реагентами, позволяющими сократить применение нефти для обработки раствора. Очистку раствора производить с помощью трехступенчатой системы очистки ;

4)при строительстве скважин предупреждать нефтяные и газовые проявления установкой ПВО, применением раствора с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин, не допускать грифонов и обвалов стенок скважины. Производить при необходимости изоляцию проявляющихся пластов друг от друга в соответствии с указаниями руководящих документов;

5)обеспечивать высокое качество крепления скважин, их герметичность;

6) в процессе бурения необходимо следить за герметичностью всасывающей и нагнетательной линиями насосов и фонтанной арматуры. Запрещается слив непосредственно на почву нефти, горюче-смазочных веществ, растворов, химических реагентов. При освоении скважины сброс должен производиться в нефтесборные емкости;

7) для сыпучих материалов и химических реагентов должны строиться закрытые помещения, пол которых должен быть гидроизолирован и возвышаться над уровнем земли;

 8) после окончания бурения промышленные отходы утилизируются, бытовые сжигаются или закапываются. Земельный участок рекультивируется.

6. ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН   6.1 Составление геолого-технического наряда

К технологическому проекту прилагается геолого-технологический наряд и профиль наклонно-направленной скважины. Эти документы выдаются непосредственно буровой бригаде, осуществляющей по ним проводку скважины.

Геолого-технический наряд (ГТН) состоит из двух частей: геологической и технологической. Геологическая часть содержит следующие данные:

1)  горизонты и глубины, на которой будет пройдена скважина, характер пород и предполагаемые углы падения на протяжении всей скважины;

2)  интервалы, которые должны бурится с отбором керна и шлама из бурового раствора;

3)  глубина замера кривизны скважины, проведение каротажа и других электрометрических работ;

4)  интервал глубин, на которых могут ожидаться нефтегазопроявления, осложнения, связанные с нарушением целостности ствола скважины, затяжек и поглощения бурового раствора;

5)  крепость проходимых пород.

Кроме того в геологической части наряда указывается конструкция скважины. Для эксплуатационной колонны указывается способ испытания на герметичность, а также интервалы перфорации скважины, и количество прострелов.

Технологическая часть наряда содержит следующие указания:

1)  тип долота и его размеры, а также количество рейсов долотом каждого типа и размера;

2)  частота вращения инструмента;

3)  осевая нагрузка на долото;

4)  режим работы буровых насосов.

Далее приводится указания по спуско-подъемным операциям: оснастка талевой системы, число свечей бурильных труб, которые можно поднимать на различных скоростях лебедки. Кроме того, указывается интервалы расширения ствола скважины перед спуском колонны обсадных труб, в верхней части ГТН даются общие данные по скважине (см. приложение…..).

Указывается месторождение, где расположена скважина, номер скважины и цель бурения, проектная глубина и проектный горизонт. Затем приводится перечень для определения нормативной продолжительности бурения и крепления скважины. Составляется нормативная карта (приложение 2), значение продолжительности строительства скважины по элементам представлены в табл. 5.1, где Т_смр – время на строительно-монтажные работы; Т_{вышк.монт.} – время на вышкомонтажные работы; Т_{бурения} – время бурения; Т_{крепления}; Т_исп – время испытания.

В особой таблице указывается, какими бурильными трубами будет буриться скважина. В процессе бурения скважины какие либо изменения ГТН могут производиться только с разрешения соответствующих органов.

Таблица 6.1.

Продолжительность строительства скважины.

Элементы цикла	Нормативная продолжительность, час			Коэффициент перевода		Плановая продолжительность, сут
1	2			3		4
1. Тсмр	1497,60			1		62,40
2. Твышк.монт.	230,40			1		9,60
3. Тбурения	168,41			1,068		7,50
в т.ч. кондуктор	47,07					2,70
экспл. колонна		121,34			5,40
4. Ткрепления		364,59	1,068		16,20
в т.ч. кондуктор		150,97			6,70
экспл. колонна		213,62			9,50
5. Тисп		187,20	1		7,80
Итого		2448,20			103,1

6.2 Составление нормативный карты

Основная часть наряда на производство буровых работ является нормативная карта, которая включает следующие объемы работ:

·  бурение скважин;

·  крепление скважины;

·  вспомогательные работы;

·  геофизические работы и т.д.

На основании ранее выбранного режима бурения и показателей работы долот по нормативным пачкам производятся расчеты количества долблений, наращиваний, объема спуско-подъемных работ.

Объем геофизических работ принимаются из технологического проекта и подсчитывается время на проведение этих работ в процентах от этого времени.

При подсчете времени на определенных операциях необходимо пользоваться ЕНВ (единые нормы времени). Нормативная карта включает объем работ, связанных с проводкой ствола скважины и разрабатываются с определенной последовательностью. Составляется перечень работ по проводке скважины.

6.3 Разработка мероприятия по улучшению организации
работ и повышению качества строительства скважин

Технико-экономические показатели строительства скважин в большей мере определяются режимом бурения.

При планировании, проектировании, организации буровых работ необходимо исходить из оптимального режима бурения. В процессе строительства скважины бывают различные осложнения, что вызывает непроизводительные простои и расходы. Требуется такая организация процесса, которая полностью предупреждала бы их.

Спуско-подъемные работы относятся к одним из наиболее трудоемких процессов. На них приходится до 40% всего времени затрачиваемого на строительство скважин. Автоматизация и механизация этих работ является наиболее эффективными средствами совершенствования их организации. Важное значение имеет для сокращения затрат времени, труда и средств на спуско-подъемные операции имеет также своевременная подготовка каждого члена буровой вахты к выполнению отдельных рабочих приемов, обучение передовым методам работы, содержание в чистоте рабочего места.

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ   7.1 Составление сметы

Для составления сметы используется таблица плановой продолжительности строительства скважин (таблица 5.1).

Сметные расчеты составляются на основании:

1)  данных технического проекта на объем отдельных видов работ и затрат в натуральных измерениях, об использованном оборудовании, инструментах и продолжительности работ;

2)  сметных норм для отдельных районов;

3)  нормативных документов, материалов в СН и П;

4)  плановой скорости бурения проектируемой скважины.

Сметные расчеты на бурение и крепление скважины предоставлены в приложениях I. Сводный сметный расчет на строительство скважины приведен в приложении I.

  7.2 Технико-экономические показатели

1. Время:

·  нормативная продолжительность механического бурения

Т_мех = 62,65 ч;

·  нормативная продолжительность СПО Т_спо = 15,35 ч;

·  производительное время бурения Т_бур = 533;

·  плановое общее время бурения Т^пл_бур = Т_бур * к_пл = 569,2 ч;

·  плановая продолжительность цикла строительства скважины

Т^м_ц = 43,1 ч.

2. Определение механической скорости проходки:

где Н = 1300 м – глубина скважины по стволу;

t_мех - 64,65 ч,

3. Определение рейсовой скорости:

4. Определение технической скорости:

5. Определение плановой коммерческой скорости:

6. Определение цикловой скорости:

7. Определение количества буровых бригад:

принимаем 10 буровую бригаду.

8. Определим число вышкомонтажных бригад:

принимаем 4 вышкомонтажную бригаду.

9. Определение числа буровых установок, находящихся в обороте:

где к_об – коэффициент оборачиваемости,

необходимо 2 буровых установок.

10. Определение себестоимости строительства скважины:

где С_см – сметная стоимость строительства скважины, руб.;

П_н –плановые накопления, руб.;

11. Определение себестоимости одного метра проходки:

12. С учетом коэффициента пересчета 5,65 с цен 1991 года на цены 1998 года

Сводим полученные значения ТЭП в таблицу 6.1.

Таблица 6.1.

Технико-экономические показатели

Показатели	Единица измерения	По предлагаемому проекту
1.Глубина скважины	м	1300
2.Продолжительность строительства скважины	сут	43,1
3.Продолжительность бурения скважины	сут	19
4.Скорость бурения:
·  механическая	м/ч	20,1
·  рейсовая	м/ч	16,25
·  техническая	м/ст.мес	1756
·  коммерческая	м/ст.мес	1644
·  цикловая	м/ст.мес	904,9
5.Себестоимость 1м проходки	руб./м	4741,06

7.3 Экономическая эффективность от применения рекомендуемых компоновок низа бурильной колонны для проработки скважины   7.3.1 Краткая аннотация

Из 10 аварий, по БП «Тюменбургаз» в 1997 году 2 аварии произошли в результате прихвата обсадных колонн. Для ликвидации этих аварий путем установки нефтяных ванн в среднем требуется 4,3 установки. Продолжительность ликвидации составляет в среднем 492 часа.

Предлагается использование наиболее эффективных компоновок низа бурильной колонны для проработки ствола скважины перед спуском обсадных колонн, что позволит сократить число аварий, вызванных прихватом обсадных колонн при спуске. Что значительно позволит сэкономить значительные материальные средства, сократить время бурения скважин, повысить технико-экономические показатели.

  7.3.2 Методика расчета

Эксплуатационные затраты от безаварийного бурения, определяется суммированием экономии от уменьшения затрат времени и материальных средств.

Экономический эффект от безаварийного бурения при строительстве скважин, определяется путем сравнения затрат по базовому и новому вариантам.

Продолжительность операции определяется временем, затраченным на ликвидацию аварий, то есть без учета организационных простоев и работ по ремонту наземного оборудования и сооружения.

Затраты средств на ликвидацию аварий, зависящие от времени, определяются по формуле:

где С_ав – затраты средств на ликвидацию аварий, руб..;

С_ч – себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени;

t_а – время, затраченное на ликвидацию аварии, час;

0,98 – коэффициент, понижающий себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени, на период ликвидации аварии.

Общие затраты на ликвидацию аварий исчисляется по формуле:

где З_а – общая величина затрат, связанных с ликвидацией аварий, руб.;

З_вр – затраты, зависящие от времени ликвидации аварии;

З_м – стоимость материалов, израсходованных при ликвидации аварии, руб..;

З_би – стоимость бурильного инструмента, пришедшего в негодность в результате аварии, руб..;

З_у – стоимость услуг сторонних организаций, руб..;

Корректировка себестоимости часа эксплуатации буровой установки производится по формуле:

где З_ч – себестоимость часа эксплуатации буровой установки для базового варианта;

З_ч¹ – то же по табл. 1 и 1а приложения []

к_ч –коэффициент, учитывающий изменение себестоимости часа эксплуатации буровой установки в зависимости от скорости бурения.

Величина к_ч определяется по формуле:

где  – рост (+), (–) – снижение, скорости бурения по сравнению с приведенными в таб.1 и1а приложения [], м/ст.мес;

– поправка к себестоимости часа в % на 100 /ст.мес. изменения скорости бурения.

  7.3.3 Расчет экономического эффекта

Таблица 7.1

Экономический эффект

Показатели		Данные и расчеты
		При установке нефтяной ванны		При соблюдении технологии
1		2		3
Исходные данные
1.Цель бурения		эксплуатация		эксплуатация
2.Способ бурения		роторно-турбинный		роторно-турбинный
3.Вид привода		электрический		электрический
4.Глубина скважины, м		1300		1300
5.Количество прихватов, шт.		2
6.Средняя удаленность кустов от базы, км		27
7.Среднее количество нефтяных ванн на ликвидацию одного прихвата, шт.		4,3
8.Средне количество нефти на установку ванны, т		5,8
9.Среднее время закачки одной ванны агрегатом ЦА-320, час		0,6
10.Время, затраченное на ликвидацию прихватов в данном году, час		984
Расчетные показатели
11. Цена тонны нефти, руб.	870
12. Транспортировка тонны нефти, руб.	78,4
13. З/ плата буровой бригады при безметражных работах, вахта 4 чел, руб. в час	183,78
14. Работа ЦА-320 за час, руб.	169,0
15. Пробег ЦА-320 за км, руб.	4,95
Расчет установки нефтяной ванны
16. Количество нефти, затраченное на установку ванн, т.	2*4,3*5,8=49,88
17. Цена затраченной нефти, руб.	49,88*870= =43395,6
18. Цена доставки нефти на буровую, руб.	49,88*78,4= =3910,6
19. Стоимость пробега ЦА-320, руб.	4,95*27=133,7
20 .Стоимость работы ЦА-320, руб.	4,3*0,6*2* *169,0=872,04
21. Всего на установку нефтяных ванн, руб.	48311,94
22. На ликвидацию одного прихвата, руб.	48311,94:2= =24155,97
23. Время на ликвидацию одного прихвата, час	984:2=492
Расчет экономического эффекта
24.Себестоимость часа эксплуатации буровой установки по затратам, зависящим от времени	1232,9
25. Себестоимость 1 м по затратам, зависящим от времени, руб.	1213173,6: :1300=933,2		74,5*0,989=933,2
26. Коммерческая скорость,м/ст. мес.	1300:0,791=1646		1664
27. Время бурения, ст. мес.	569,2:720=0,79		1300:1664=0,78
28. Календарное время бурения, час	569,2		533
29 Себестоимость скважины по затратам, зависящим от времени, руб.	1300*933,2= =1232,9		1300*933,2= =1232,9
30.Всего затрат, связанных с установкой нефтяных ванн и зависящих от времени, руб.	230384,36		1232,9
Итого экономический эффект от соблюдения технологии ведения буровых работ не допустившими прихвата в скважине, руб.	229151,46