Реферат Предупреждение аварий при бурении
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ
СОДЕРЖАНИЕ
1НАРЯД НА ПРОИЗВОДСТВО БУРАВЫХ РАБОТ 3
1.1Общие сведения 3
1.2Стратиграфический разрез 5
1.3Наряд на производство буровых работ 6
2ПРИДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ 7
2.1Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений 7
2.2Предупреждение аварий с обрывами бурильных труб 14
2.3Предупреждение аварий в результате прихватов бурильных колонн 15
2.4Предупреждение аварий с обсадными трубами 16
2.5Предупреждение аварий с породоразрушающим инструментом 17
2.6Предупреждение аварий при скважинных работах 17
2.7Предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину 18
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 19
1НАРЯД НА ПРОИЗВОДСТВО БУРОВЫХ РАБОТ
1.1Общие сведения
Таблица 1- Сведения о районе буровых работ
| | Наименование | Значение (текст, название, величина) |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 | Площадь (месторождение) | Подпорожная |
| 2 | N нефтерайона | 15Б |
| 3 | Год ввода площади в бурение | 2010 |
| 4 | Административное расположение: - страна | Россия |
| - край (область) | Эвенкийский | |
| - округ | | |
| - район | Байкитский | |
| 5 | Листы: | |
| М 1:1000000 | О-47 | |
| М 1:500000 | О-47-А | |
| М 1:200000 | О-47-VIII | |
| 6 | Метеорологический пояс: | |
| - в условиях Крайнего Севера | Резко-континентальный | |
| 7 | Температура воздуха, °С | |
| - среднегодовая | - 3,7 | |
| - средняя января | - 33 | |
| - средняя июля | + 19 | |
| 8 | Среднегодовое количество осадков, мм | 308 - 475 |
| 9 | Азимут преобладающего направления ветра, град | ЮЗ |
| 10 | Наибольшая скорость ветра, м/с | 20,0 |
| 11 | Среднегодовая скорость ветра, м/сек. | 2,9 |
| 12 | Установление снежного покрова | Середина октября |
| 13 | Сход снега | Середина мая |
| 14 | Первые ледовые образования на реках | Середина октября |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 |
| 16 | Начало половодья на реках | Середина мая |
| 17 | Период навигации (р. Ангара) | Июнь - октябрь |
| 18 | Густота речной сети | 0,15 – 0,2 км на км2 |
| 19 | Мощность многолетнемерзлых пород, м | 2 – 50 м (островная) |
| 20 | Сезонно оттаивающий слой грунта, м | 01.фев |
| 21 | Температурная зона | VI |
| 22 | Срок действия зимников | 4 месяца |
| 23 | Продолжительность отопительного периода, сут. | 246 |
| 24 | Сейсмичность района | Нет |
Таблица 2- Стратиграфический разрез скважины
| Глубина залегания, м | Стратиграфическое подразделение | Элементы залегания пластов | Коэффициент кавернозности в интервале | |||
| от (верх) | до (низ) | название | индекс | угол, град | азимут, град | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 0 | 5 | четвертичные | Q | - | - | 1,25 |
| 5 | 95 | интрузия долеритов | T | - | - | 1,15 |
| 95 | 400 | эвенкийская | Є2-3ev | 2°-5° | 320°-340° | 1,25 |
| 400 | 700 | литвинцевская | Є1-2 lit | 2°-5° | 320°-340° | 1,25 |
| 700 | 925 | ангарская | Є1 an | 2°-5° | 320°-340° | 1,30 |
| 720 | 738 | интрузия долеритов | T | 2°-5° | 320°-340° | 1,15 |
| 925 | 995 | булайская | Є1 bul | 2°-5° | 320°-340° | 1,30 |
| 995 | 1395 | бельская | Є1 bls2 | 2°-5° | 320°-340° | 1,30 |
| 1395 | 2195 | усольская | Є1 us | 2°-5° | 320°-340° | 1,30 |
| 2045 | 2135 | осинский горизонт | Є1 us (os) | 2°-5° | 320°-340° | 1,30 |
| 2195 | 2265 | тэтэрская | V-Є1 tt | 2°-8° | 320°-340° | 1,15 |
| 2265 | 2415 | собинская | V sb | 2°-9° | 320°-340° | 1,15 |
| 2415 | 2545 | катангская | V ktg | 2°-9° | 320°-340° | 1,15 |
| 2440 | 2450 | интрузия долеритов | T | | | 1,15 |
| 2510 | 2530 | Б-VII | | | | |
| 2545 | 2650 | оскобинская | V osk | 2°-9° | 320°-340° | 1,15 |
2ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.
Наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.
2.1Предупреждение газовых, нефтяных и водяных проявлений
Газо-, нефте- и водопро явления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины-возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.
Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции глинистый раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа, при этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникать и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.
Признаки начала газопроявлений следующие: а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.
В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора.
Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15 % выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.
Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.
Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием.
Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.
Превенторы изготовляются нескольких типов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему уплотнению.
В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).
Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.
Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.
1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.
2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.
3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.
4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3 (0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.
5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газонефте-проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.
6. Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками .скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.
7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.
8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.
9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.
При угрозе выбросов буровая бригада должна немедленно принять надлежащие меры:
1. В процессе бурения или промывки скважины:
а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;
б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);
в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;
г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;
д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;
е) если вынужденное снижение давления вызывает необходимость полностью открыть задвижки для фонтанирования скважины через отводы превентора, поток газа следует направить по выкидным линиям в сторону от буровой и принять меры к предупреждению загорания газа или нефти;
ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.
2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.
3. При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны;
а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;
б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;
в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины так, как это было сказано в пункте 1.
Б. Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:
а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;
б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;
в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с п. 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;
г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;
д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).
Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.
Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование - механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.
Иногда, в силу целого ряда обстоятельств, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т. п. Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.
Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг Друга.
По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн могут привести к прорыву пластовой жидкости и газа на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.
Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо: спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья; обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.
Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.
Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения.
Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).
В случае когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.
2.2Предупреждение аварий с обрывами бурильных труб
Для предупреждения аварии с обрывами бурильных труб необходимо:
применять бурильные трубы, соответствующие по своей прочности выбранному режиму бурения (или рассчитывать режим бурения в соответствии с прочностью труб);
применять во всех возможных случаях УБТ для создания осевой нагрузки на инструмент;
проводить систематическое шаблонирование бурильных труб и осмотр их соединений (частоту проверок определяют в зависимости от условий работы, глубины скважины и степени износа бурильной колонны);
обеспечивать условия складирования и транспортировки бурильных труб, не допускающие их порчу (особенно резьбовых соединений);
проводить систематическую проверку состояния спуско-подъемного инструмента, механизмов для свинчивания и развинчивания труб;
не допускать аномального искривления скважины.
2.3Предупреждение аварий в результате прихватов бурильных колонн
Для предупреждения аварий в результате прихватов бурильных колонн необходимо:
не допускать накопления и оседания шлама в скважине, для чего применять промывочные жидкости, соответствующие условиям бурения, в количестве, достаточном для выноса шлама;
устраивать циркуляционную систему, обеспечивающую очистку раствора;
проводить спуск инструмента в нижней части ствола скважины с промывкой и вращением; проводить специальную очистку скважины от шлама (при необходимости - в каждом рейсе);
систематически осматривать бурильную колонну с целью выявления мест утечки промывочной жидкости;
своевременно перекрывать обсадными трубами зоны неустойчивых пород и поглощений;
подбирать промывочные жидкости, способствующие укреплению стенок скважины, и тампонажные смеси для ликвидации поглощений промывочной жидкости;
прорабатывать ствол скважины в зоне затяжек;
спуск и подъем в этих интервалах проводить с вращением и интенсивной промывкой растворами с пониженной водоотдачей;
не оставлять буровой снаряд на длительное время на забое или в призабойной зоне при прекращении вращения и промывки.
2.4Предупреждение аварий с обсадными трубами
Для предупреждения аварий с обсадными трубами необходимо:
проверять перед спуском обсадные трубы по диаметру, на целостность резьб и тела труб;
проверять исправность бурового оборудования и спуско-подъемных приспособлений;
производить кавернометрию скважины;
при возможности облегчать глинистый раствор;
не допускать при спуске колонны обсадных труб их вращения и забивания шламом;
при длинных колоннах (особенно тонкостенных) применять обратные клапаны;
производить перед спуском колонн обсадных труб их наружную смазку (мазутом, нефте-графитовой пастой и т.п.) для облегчения извлечения.
2.5Предупреждение аварий с породоразрушающим инструментом
Для предупреждения аварий с породоразрушающим инструментом необходимо:
не допускать спуск в скважину коронок и долот, имеющих дефекты резьб, трещины корпусов и матриц, люфт в опорах шарошек, с забитыми промывочными отверстиями и другими дефектами;
наворачивать алмазные коронки и расширители специальными ключами;
прекращать бурение и производить подъем инструмента при резком падении механической скорости, возникновении вибрации и посторонних процессов в скважине;
обеспечивать полную герметичность всех соединений бурового снаряда во избежание утечек промывочной жидкости;
при замене породоразрушающего инструмента следить за соответствием его диаметров.
2.6Предупреждение аварий при скважинных работах
Для предупреждения аварий при скважинных работах необходимо:
ознакомить каротажную бригаду перед производством работ с особенностями конструкции и состоянием скважины, с возможными зонами осложнений;
проработать ствол скважины перед спуском геофизических и других скважинных приборов и снарядов;
проверять соответствие кабеля (троса) глубине производимых работ, его целостность, прочность крепления скважинных приборов и устройств;
прекратить спуск скважинных приборов при их затяжках, приборы поднять и повторить проработку скважины.
2.7Предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину
Для предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину необходимо:
закрывать устье скважины при поднятых бурильных трубах;
следить за исправностью ключей, вилок, ручного инструмента, спуско-подъемных приспособлений, систематически проверять состояние деталей вращателя станка.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
За период производственной практики мною выполнялись различные виды работ. По началу, в соответствии с требованиями техники безопасности мною был пройден инструктаж , а так же проведено визуальное ознакомление с основным и вспомогательным оборудованием. в последствии , я принимал участие в следующих видах работ:
- Опресовка обсадных труб 178мм ;
- приготовление кольматационных пачек ;
- чистка желобов;
- приготовление бурового раствора ;
- спо;
-ремонт насоса НБТ-600.
Практикой и предоставленными компанией условиями остался доволен.
По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн могут привести к прорыву пластовой жидкости и газа на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.
Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо: спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья; обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.
Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.
Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения.
Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).
В случае когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.
2.2Предупреждение аварий с обрывами бурильных труб
Для предупреждения аварии с обрывами бурильных труб необходимо:
применять бурильные трубы, соответствующие по своей прочности выбранному режиму бурения (или рассчитывать режим бурения в соответствии с прочностью труб);
применять во всех возможных случаях УБТ для создания осевой нагрузки на инструмент;
проводить систематическое шаблонирование бурильных труб и осмотр их соединений (частоту проверок определяют в зависимости от условий работы, глубины скважины и степени износа бурильной колонны);
обеспечивать условия складирования и транспортировки бурильных труб, не допускающие их порчу (особенно резьбовых соединений);
проводить систематическую проверку состояния спуско-подъемного инструмента, механизмов для свинчивания и развинчивания труб;
не допускать аномального искривления скважины.
2.3Предупреждение аварий в результате прихватов бурильных колонн
Для предупреждения аварий в результате прихватов бурильных колонн необходимо:
не допускать накопления и оседания шлама в скважине, для чего применять промывочные жидкости, соответствующие условиям бурения, в количестве, достаточном для выноса шлама;
устраивать циркуляционную систему, обеспечивающую очистку раствора;
проводить спуск инструмента в нижней части ствола скважины с промывкой и вращением; проводить специальную очистку скважины от шлама (при необходимости - в каждом рейсе);
систематически осматривать бурильную колонну с целью выявления мест утечки промывочной жидкости;
своевременно перекрывать обсадными трубами зоны неустойчивых пород и поглощений;
подбирать промывочные жидкости, способствующие укреплению стенок скважины, и тампонажные смеси для ликвидации поглощений промывочной жидкости;
прорабатывать ствол скважины в зоне затяжек;
спуск и подъем в этих интервалах проводить с вращением и интенсивной промывкой растворами с пониженной водоотдачей;
не оставлять буровой снаряд на длительное время на забое или в призабойной зоне при прекращении вращения и промывки.
2.4Предупреждение аварий с обсадными трубами
Для предупреждения аварий с обсадными трубами необходимо:
проверять перед спуском обсадные трубы по диаметру, на целостность резьб и тела труб;
проверять исправность бурового оборудования и спуско-подъемных приспособлений;
производить кавернометрию скважины;
при возможности облегчать глинистый раствор;
не допускать при спуске колонны обсадных труб их вращения и забивания шламом;
при длинных колоннах (особенно тонкостенных) применять обратные клапаны;
производить перед спуском колонн обсадных труб их наружную смазку (мазутом, нефте-графитовой пастой и т.п.) для облегчения извлечения.
2.5Предупреждение аварий с породоразрушающим инструментом
Для предупреждения аварий с породоразрушающим инструментом необходимо:
не допускать спуск в скважину коронок и долот, имеющих дефекты резьб, трещины корпусов и матриц, люфт в опорах шарошек, с забитыми промывочными отверстиями и другими дефектами;
наворачивать алмазные коронки и расширители специальными ключами;
прекращать бурение и производить подъем инструмента при резком падении механической скорости, возникновении вибрации и посторонних процессов в скважине;
обеспечивать полную герметичность всех соединений бурового снаряда во избежание утечек промывочной жидкости;
при замене породоразрушающего инструмента следить за соответствием его диаметров.
2.6Предупреждение аварий при скважинных работах
Для предупреждения аварий при скважинных работах необходимо:
ознакомить каротажную бригаду перед производством работ с особенностями конструкции и состоянием скважины, с возможными зонами осложнений;
проработать ствол скважины перед спуском геофизических и других скважинных приборов и снарядов;
проверять соответствие кабеля (троса) глубине производимых работ, его целостность, прочность крепления скважинных приборов и устройств;
прекратить спуск скважинных приборов при их затяжках, приборы поднять и повторить проработку скважины.
2.7Предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину
Для предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину необходимо:
закрывать устье скважины при поднятых бурильных трубах;
следить за исправностью ключей, вилок, ручного инструмента, спуско-подъемных приспособлений, систематически проверять состояние деталей вращателя станка.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
За период производственной практики мною выполнялись различные виды работ. По началу, в соответствии с требованиями техники безопасности мною был пройден инструктаж , а так же проведено визуальное ознакомление с основным и вспомогательным оборудованием. в последствии , я принимал участие в следующих видах работ:
- Опресовка обсадных труб 178мм ;
- приготовление кольматационных пачек ;
- чистка желобов;
- приготовление бурового раствора ;
- спо;
-ремонт насоса НБТ-600.
Практикой и предоставленными компанией условиями остался доволен.
