Ответы на вопросы по осложнениям и авариям в бурении

«Осложнения и аварии в бурении » 1. Что называется осложнением и аварией при строительстве скважин. Виды осложнений и аварий при строительстве скважин. Осложнения – это нарушение непрерывности технологического процесса строительства (бурения и заканчивания) скважины при соблюдении технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванное горно-геологическими условиями проходимых пород. К осложнениям относят: поглощения бурового или тампонажного растворов; нефтегазо-водопроявления; обвалы (осыпи); набухание; ползучесть; желобообразование; растворение; искривления ствола; затяжки и посадки бурового инструмента при спускоподъемных операциях; Поглощение в скважинах буровых растворов и других жидкостей является одним из основных видов осложнений. Поглощение бурового раствора в скважинах обусловливается проницаемостью, пористостью, прочностью коллектора, пластовым давлением, объемом закачиваемого бурового раствора и его качеством Обвалы (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения промывочной жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к обрушению (осыпям) стенок скважины и часто к прихватам бурильного инструмента или обсадной колонны. Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов. В результате действия промывочной жидкости и ее фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины . Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и возможно к прихватам бурильного инструмента или обсадной колонны. Ползучесть — этот вид осложнения происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т.е. полз-ти и выпучиваться в ствол скважины . В результате недостаточного противодавления на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины , что может привести к прихватам бурильного инструмента или обсадной колон-ны. Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования — большие углы перегиба ствола скважины , большая масса единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно направленных скважин .. Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стен-ки скважины , растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, что в особо тяжелых случаях приводит к потере ствола скважины . Аварией считают нарушение непрерывности технологического процесса сооружения скважины , требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных техническим проектом. К авариям относят: открытое фонтанирование, аварии при промыслово-геофизических работах, аварии с породоразрушаемым инструментом, негерметичность обсадных колонн, аварии с колонной бурильных труб, падение в скважину посторонних предметов, прихваты. Аварии при промыслово-геофизических (прострелочно-взрывных работах) — это прихва-ты и оставление в скважине каротажного кабеля, различных приборов, грузов, шаблонов, тор-пед и других устройств, применяемых при исследовании скважины и вспомогательных работах в ней. Аварии с породоразрушающим инструментом — это оставление в скважине долота, бурильной головки или их элементов и частей. Негерметичность обсадной колонны – это нарушение целостности спущенной в скважину и зацементированной колонны труб, вызванное смятием или разрывом по телу/резьбе трубы. Аварии с колонной бурильных труб — это слом и оставление в скважине колонны бурильных труб или элементов компоновки низа (переводника, центратора, амортизатора, утяжеленных бурильных труб, расширителя, ясов и т. д.). Под аварией , связанной с падением в скважину посторонних предметов, понимается падение в ствол скважины вкладышей ротора, роторных клиньев или других сменных частей спускоподъемного оборудования буровой установки, ключей, кувалд и других ручных инструментов и приспособлений, с помощью которых проводились работы на устье скважины . Под прихватом колонны труб понимается непредвиденное при сооруже-нии скважины событие, характеризующееся потерей подвижности колонны труб или скважин-ных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок 2. Классификация аварий по характеру и причинам возникновений. В зависимости от характера возникновений аварий выделяют следующие группы: аварии с элементами бурильной колонны; обрыв бурильных труб; аварии с долотами; прихваты бурильных и обсадных колонн; аварии с обсадной колонной и элементами ее оснастки; аварии из-за неудачного цементирования; аварии с забойными двигателями; падение в скважину посторонних предметов; прочие аварии . К авариям с элементами бурильной колонны относится оставление в скважине колонны бурильных труб или элементов компоновки низа (переводника, центратора, амортизатора, утяжеленных бурильных труб, расширителя и т.д.) из-за: поломки или срыва по резьбовой части; по-ломки по сварному шву; поломки по сварному телу; поломки ведущей трубы и элементов компоновки. Обрывом называется авария , характеризующаяся нарушением целостности элементов бурильной колонны, находящейся в скважине. Обрывы бурильных труб классифицируются по качественно однородным признакам. По положению слома относительно нулевой линии (деформации от осевых усилий): в сжатой части бурильной колонны; в растянутой части бурильной колонны. По форме обрыва: клиновидный; прямой; фигурный; спиралевидный. По месту обрыва: в теле бурильных труб; в резьбовых соединениях бурильных труб; в соедини-тельных переходниках бурильных труб. Различают подвиды: обрыв тела труб в месте нарезки; срыв витков трубных резьб, деталей замка, муфт и самой трубы; поломка корпуса ниппеля замка; срыв ниток резьбы конуса ниппеля; выкрашивание отдельных витков конуса ниппеля. По числу разрушений, возникающих одновременно при поломке бурильных труб: одинарный; двойной. По характеру проводимых операций, во время которых произошла авария , при: спуске бурового инструмента; постановке на забой; углублении скважины; подъеме бурового инструмента; натяжении или расхаживании бурильной колонны; заклинивании колонны. По размещению оборванного конца в скважине: с отклонением от оси в желоба, кавер-ны и пустоты; с расположением параллельно оси скважины. По времени обнаружения обрыва: выявленный непосредственно после возникновения ; не за-меченный своевременно буровой бригадой. Обрыв бурильных труб ограничен тремя основными разновидностями: слом тела труб в месте нарезки; срыв витков трубных резьб; обрыв по телу трубы. С породоразрушающим инструментом происходят следующие аварии : алмазные коронки — отрыв матриц; поломка секторов и выкрашивание из них алмазов; срыв резьб; слом тела в резьбовой части; алмазные расширители — выпадение алмазосодержащих штабиков; срыв резьбы; слом тела в резьбовой части; твердосплавные долота истирающего типа — выпадение твердосплавных резцов (пластин); срыв резьбы; слом тела в резьбовой части; шарошечные долота и расширители — отрыв шарошки; скол и выпадение вооружения шарошки (зубьев); срыв резьбы; слом тела в резьбовой части. Прихватом называется авария в скважине, которая характеризуется частичным или полным прекращением движения бурового инструмента, обсадных труб или геофизиче-ских(гидрогеологических) приборов (устройств). Прихваты — одна из самых распространенных, сложных и трудоемких групп аварий в бурении. Выделяются три основных типа прихватов: породоразрушающие инструменты и колонковые наборы; бурильные колонны; обсадные трубы. Прихваты разделяются на следующие, наиболее распространенные виды. Прихват шламом. Прихваты шламом происходят во время всех операций, когда буровой инструмент находится в скважине, т.е. при спускоподъемных операциях; постановке на забой; наращивании колонны и других остановках инструмента; бурении; заклинивании керна; ликвидации обрыва и т.д. Прихват горными породами. Этот вид прихвата возможен при: нарушении целостности и устойчивости стенок скважин (раскрытии естественных и образовании новых трещин; образовании каверн и желобов; набухании пород; вытекании и осыпании пород; обваливании и обрушении); прижоге породоразрушающего инструмента; расклинивании керном, растерянным по стволу скважины или оставленным на забое; пересечении старых горных выработок и пустот, заполненных обломочным, сыпучим материалом и др. Прихват глинистой коркой. Этот вид аварии происходит вследствие прилипания бурового снаряда к глинистой корке, образуемой на стенке скважины из-за перепада давления жидкости. Прихват осколками металла породоразрушающих инструментов или отколовшимися кусками муфтовозамковых соединений. Прихват предметами (ключи, гайки, зажимные плашки и пр.), упавшими в скважину. Сложный (комбинированный) прихват, представляющий собой сочетание нескольких разновидностей. К авариям с обсадными колоннами и элементами их оснастки относятся аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными обсадными колоннами или их частями, вызванные: разъединением по резьбовым соединениям; обрывом по сварному шву; смятием или разрывом по телу трубы; повреждением обсадной колонны при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана и направляющей пробки. 3. Поглощение технологических жидкостей при строительстве скважин, виды по интенсивности, причины возникновения и меры профилактики и борьбы с поглощениями. Поглощение технологических жидкостей при строительстве скважин, виды по интенсивности, причины возникновения и меры профилактики и борьбы с поглощениями. Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Различают поглощения малой интенсивности (до 15 м3/ч), средней (до 60 м3/ч) и высокой интенсивности. Kп.с. 1-3 3-5 5-15 15-25 >25 Классификация зон поглощения I II III IV V VI Поглощение Частичное Полное Интенсивное Интенсивное Катастрофическое Катастрофическое Причиной возникновения поглощений могут быть как геологические факторы (трещины, пустоты, каверны), так и технологические факторы (гидравлический разрыв пород). Среди существующих методов предупреждения и ликвидации поглощений используются следующие: снижение гидростатического и гидродинамического давления на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта специальными тампонажными растворами. В случаях катастрофических поглощений используется бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском буровой колонны. В этом случае разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Для борьбы с поглощениями широко применяют пакеры, которые герметизируют или разобщают затрубное пространство при задавливании тампонирующих смесей в поглощающий интервал. Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в нее бурильную колонну или через отвод превентора. Одним из наиболее эффективных способов ликвидации поглощений является применение наполнителей, которые или добавляют в циркулирующий буровой раствор, или проводят развую закачку в зону поглощения порции специальной жидкости с наполнителем. Применяют наполнители волокнистые (обрезки нитей и др.) и зернистые (керамзит и др.). Физико-химическая кольматация наряду с предупреждением поглощений при бурении снижает вероятность прихвата бурильной и обсадной колонны и обеспечивает нормальные условия цементирования обсадной колонны. Если ни один из способов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения нормального процесса бурения скважину закрепляют обсадными трубами с цементированием затрубного пространства. 4. Причины и признаки (прямые и косвенные) возникновения ГНВП при строительстве скважин, меры профилактики и способы ликвидации. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений являются: • ошибки в определении плотности бурового раствора при проектировании скважин; • недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других факторов; • недолив скважины при спуско-подъемных операциях; • поглощение жидкости, находящейся в скважине; • снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах; • длительные простои скважины без промывки; • некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщен-ные напорные горизонты; • снижение забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завышенных скоростях подъема бурильных труб; • уменьшение плотности бурового раствора в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта. Признаки ГНВП: прямые и косвенные. Прямые признаки ГНВП: • увеличение уровня бурового раствора в приемной емкости; • увеличение скорости потока бурового раствора на выходе из скважины; • уменьшение по сравнению с расчетным объема доливаемого бурового раствора при подъ-еме инструмента при СПО; • увеличение по сравнению с расчетным объема вытесняемого бурового раствора при спуске инструмента во время СПО; • движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции. Косвенные признаки ГНВП: • увеличение механической скорости бурения; • падение давления на стояке (насосах); • увеличение крутящего момента СВП; • увеличение веса бурильной колонны. Меры профилактики: • оперативный контроль за объемами бурового раствора в активных емкостях; • оперативный контроль за доливаемым (вытесняемым) объемом бурового раствора во время СПО; • ограничение скорости спуска (подъема) инструмента во время СПО для предотвращения поршневания (свабирования); • промывка до полного выравнивания параметров бурового раствора (не менее одного цик-ла); • соблюдение регламента промежуточных промывок. 5. Общий порядок действий при ликвидации ГНВП при бурении, СПО, ГИС. Ответственным за выполнение первоочередных мероприятий является бурильщик. 1. При ГНВП в процессе бурения или промывки скважины. Бурильщик подаёт сигнал «выброс» (три коротких гудка), не прекращая промывки приподни-мает инструмент до выхода ведущей трубы из ротора, чтобы муфта верхней трубы была на уровне АКБ и разгружает его на ротор. Даёт команду остановить бур. насосы. 2-й пом, бур останавливает насосы. Бурильщик с помощниками отворачивают ведущую трубу и наворачивают на инструмент шаровой кран(обратный клапан) в открытом состоянии, затем закрывают кран и соединяют квад-рат с бур. колонной и подвешивают её на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонти-руют клинья. -1-й и 3-й пом, бурильщики проверяют задвижки на манифольде и блоках ПВО. 1-й помощник со стороны блока дросселирования, 3-й со стороны блока глушения. Па блоке дросселирования должны быть открыты три задвижки и дроссель со стороны сепаратора, все остальные задвижки должны быть закрыты. 1-й и 3-й помощники докладывают о результатах про-верки бурильщику. Бурильщик со вспомогательного пульта открывает задвижку крестовины со стороны линии дросселирования и закрывает верхний плашечный превентор или универсальный (ППГ или ПУГ). -1-й и 3-й помощники по команде бурильщика фиксируют схождение плашек превентора руч-ным приводом, затем они закрывают задвижку на сепаратор, открывают шаровой кран под веду-щей трубой. Бурильщик через 5-10 минут, после стабилизации давления на устье, записывает дав-ление в трубах по манометру на стояке и в затрубье по манометру на блоке дросселирова-ния.(также должен записать время начала осложнения и вес-инструмента). 1-й помощник сообща-ет диспетчеру УБР об осложнении. 1-й и 3-й помощники закрывают дроссель, открывают задвиж-ку на сепаратор и стравливают дросселем давление по 3- 4атмосферы в минуту не допуская его роста выше давления опрессовки обсадной колонны на которой смонтировано ПВО. (Дальнейшие действия проводятся по специальному плану глуше-ния) Машинист(дизелист) буровой установки следит за работой двигателей, и только по команде бурильщика останавливает двигатели, перекрывает подачу топлива; Электрик обесточивает буровую также по команде бурильщика. Лаборант-коллектор (а в его отсутствии -1-й помощник) через каждые 5 мин. замеряет плот-ность бур. р-ра на выходе из сепаратора(дегазатора). Следит за содержанием газа в растворе. Слесарь следит за работой насосов, оборудования, ПВО. 2. ГНВП при СПО. Бурильщик подаёт сигнал «выброс», (это сигнал верховому немедленно спускаться с полатей и идти в насосную) прекращает СПО и вместе с помощниками наворачивает шаровой кран и веду-щую трубу на инструмент. Дальнейшие действия по герметизации устья скважины как и при бу-рении и промывке скважины по пп 1. 3. ГНВП при спуске ОК. Бурильщик сажает колонну обсадных труб на ротор, вместе с помощниками наворачивает ша-ровой кран с переводником на ОК, наворачивают ведущую трубу, подвешивают колонну труб на талевой системе, фиксируют тормоз лебёдки, демонтируют клинья. При несоответствии плашек превентора диаметру ОК, берут с мостков аварийную бур. трубу с шаровым краном и переводни-ком на ОК и наворачивают на ОК, спускают аварийную трубу в ротор и проводят дальней-шие действия как и при бурении и промывке.(см. пп 1) 4. ГНВП в процессе геофизических работ. По команде начальника геофизической партии машинист подъёмника поднимает приборы из скважины. При невозможности поднять приборы, обрубают кабель и бурильщик с помощниками герметизируют устье скважины ПВО. (см. пп 1)При возможности бурильщик с помощниками производят спуск в скважину максимального количества бурильного инструмента и герметизиру-ют устье скважины. 6. Понятие о прихвате и затяжке бурового инструмента, какие виды прихватов существу-ют и их основные причины. Прихватом называется авария в скважине, которая характеризуется частичным или полным прекращением движения бурового инструмента , обсадных труб или геофизиче-ских(гидрогеологических) приборов (устройств). Прихваты — одна из самых распространен-ных, сложных и трудоемких групп аварий в бурении. Выделяются три основных типа прихватов : породоразрушаю-щие инструменты и колонковые наборы; бурильные колонны; обсадные тру-бы. Прихваты разделяются на следующие, наиболее распространенные виды . Прихват шламом. Прихваты шламом происходят во время всех операций, ко-гда буровой инструмент находится в скважине, т.е. при спускоподъемных операциях; поста-новке на забой; наращивании колонны и других остановках инструмента ; бурении; заклини-вании керна; ликвидации обрыва и т.д. Прихват горными породами. Этот вид прихвата возможен при: нарушении целостно-сти и устойчивости стенок скважин (раскрытии естественных и образовании новых трещин; образовании каверн и желобов; набухании пород; вытекании и осыпании пород; обвалива-нии и обрушении); прижоге породоразрушающего инструмента ; расклинивании керном, рас-терянным по стволу скважины или оставленным на забое; пересечении старых горных вырабо-ток и пустот, заполненных обломочным, сыпучим материалом и др. 1 Прихват глинистой коркой. Этот вид аварии происходит вследствие прилипа-ния бурового снаряда к глинистой корке, образуемой на стенке скважины из-за перепада дав-ления жидкости. Прихват осколками металла породоразрушающих инструментов или отколовшимися кус-ками муфтовозамковых соединений. Прихват предметами (ключи, гайки, зажимные плашки и пр.), упавшими в скважину. Сложный (комбинированный) прихват , представляющий собой сочетание нескольких раз-новидностей. К авариям из-за неудачного цементирования относятся прихваты затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на которой спускалась секция обсадных труб или хвостовик; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважины; оголение башмака или недоподъем цемента, если требуются дополнительные работы по устранению нарушений. 7. Меры профилактики и способы ликвидации прихватов первой, второй и третьей груп-пы. В практике бурения применяется ряд методов ликвидации при¬хватов бурильных и обсадных колонн. Затяжки и небольшие при¬хваты обычно ликвидируются путем расхаживания (многократное, чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачи-вания ротором бурильной колонны. Величина усилия, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственную массу колонны и лимитируется прочнос¬тью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием долж¬но быть тщательно проверено состояние вышки, талевой систе¬мы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора массы (веса). Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихва¬ты, происшедшие под действием перепада давления, как прави¬ло, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными). Практика производства нефтяных ванн в скважинах, где бури¬ли с промывкой забоя, и сква-жина заполнена водой, показала, что нефть очень быстро всплывает. В этих случаях, чтобы по-лучить эффект от нефтяной ванны, необходимо перед и после закачки нефти прокачать по не-сколько кубометров глинистого раствора. Глинистый раствор ограничивает быстроту всплывания нефти, и нефтяная ванна дает результат. Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устра¬нения заклинивания долота, турбобуров в карбонатных глинистых (известняках, доломитах) и других породах, поддающих-ся действию кислоты, применяется кислотная ванна. Водяная ванна эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу; если в зоне прихвата встречены обваливающиеся глины и особенно, когда бурильная колонна прихваче¬на или заклинена в отложе-ниях магниевых и натриевых солей. Во время производства ванн некоторое количество нефти (кис¬лоты или воды) необходимо оставлять в трубах с тем, чтобы пе¬риодически (через 1… 2 ч) подкачивать нефть (кислоту или воду) в затрубное пространство. Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для предупреждения его нужно провести тщательную работу по подготовке всего обору¬дования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой установки, в зоне ствола скважины и лебедке. 8. Потеря устойчивости ствола скважины, основные признаки, причины и меры профи-лактики. Осыпи и обвалы: Осыпи – это медленно текущий процесс нарушения ствола скважины из-за взаимодействия с БР (происходит набухание некоторых пород), перепада давления или механического взаимодействия с БИ. Обвалы – это те же самые осыпи, только при этом больше материала горной породы вываливается, разрушатся. В результате увлажнения циркуляционной жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности породы (глины, аргиллиты, глинистая слюда) и ведет к ее разрушению. Так же этому процессу может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в большом количестве в БР, в пласт, затем набухание (глины, аргиллиты, глинистая слюда) и последует обрушение. Осыпи могут происходить в результате механического воздействия БИ. Так же могут приве-сти тектонические силы, обуславливающих сжатие пород. Осыпи и обвалы во времени приво-дят к образованию на стенке скважины каверн. Т.е. в процессе бурения неустойчивые породы вследствие набухания, трения могут вываливаться и на стенках скважины , образуются кавер-ны, они могут достигать по диаметру 2-3 стволов скважины и по мощности несколько десятков и сотен метров. Наличие каверн увеличивает объем ствола скважины , при циркуляции БР в кавернах образуются застойные зоны, где может скапливаться шлам. В наклонных скважинах каверна может стать причиной поломки инструмента, вследствие вставания в нее долота. При цементировании обсадных колонн в кавернах происходит смешение бурового и тампонажного раствора, что снижает качество цементирования. Признаки осыпей и обвалов: 1)резкое повышение давления на выкиде БН; 2)обильный вы-нос кусков породы; 3)интенсивное кернообразование; 4)недохождение БК до забоя без промывки и проработки; 5)Затяжки и прихват БК. Профилактика осыпей и обвалов: 1)Качественный раствор – минимальная водоотдача, соответствующий удельный вес, т.к. помогает давить на стенки скважины и не дает вываливаться нашей породе; 2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения; 3)спуск БК плавно, без резких торможений; 4)не допущение значительных колебаний плотности БР; Борьба с кавернами: Обнаруживают каверны профилемерами (больше лап и точек, чем у каверномера) или каверномерами. Если каверны не дают бурить или есть опасность снижения качества зацементированных обсадных колонн, то их ликвидируют путем установки напротив них цементных мостов и последующего разбуривания, но со временем эти мосты стареют и разваливаются, т.е. это не всегда помогает. Желобообразование: Происходит преимущественно в мягких, рыхлых, не плотных породах, характерен для наклонно направленных скважин (-это скважина имеющая такой профиль, т.е. забуриваем с одной точки земной поверхности можно попасть в точку забоя, находящуюся на каком-то, от нее расстоянии).желоба, как правило нарабатываются в местах перегиба профи-ля ствола скважины , т.е. где большие углы перегиба, вырабатываются из-за того, что буриль-ный инструмент трется о нижележащую стенку скважины и при движении вверх и вниз нара-батывает желоб, главную роль играет площадь контакта БТ с породой и масса единицы длины буровой колонны. Желоба обнаруживаются посадками и затяжками БИ. В них имеются застой-ные зоны, где не выносится шлам, при цементировании имеются так же участки смешения БР и ТР, а в процессе бурения постоянно провоцируют аварию, т.к. диаметр бурильного инструмента намного меньше замков или муфт и при попадании муфт в желоба, постоянно инструмент имеет посадку или затяжку. 9. Нарушение связанные с проводкой вертикальных и наклонных профилей скважин, ос-новные признаки и причины, меры профилактики и способы нормализации. При бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин вращательным способом часто встречается самопроизвольное искривление скважин , т.е. отклоне-ние профилей ствола от проектного. Искривление скважин влечет за собой ряд про-блем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т.д. Причинами искривления скважин являются геологические, техниче-ские и технологические факторы. К геологическим — относятся наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые прохо-дит скважина , трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими искривле-нию скважин , являются несовпадение оси буровой вышки с центром рото-ра и осью скважины ; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т.д. К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин , относятся создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород. На значительное искривление скважины указывают следующие признаки : — повышенный износ бурового инструмента, работающего в скважине, особенно бурильных труб и замковых соединений; — затруднение проворачивания подвешенного в скважине инструмента; — резкое увеличение нагрузки при подъеме бурильной колонны; — ненормальная работа бурового оборудования — перегрузка двигателя, перегрев узлов стан-ка, повышенное давление на буровом насосе. При появлении этих признаков необходимо измерить искривление и принять меры к его устранению. Предупреждение самопроизвольного искривления скважин — Увеличение жесткости компоновки низа бурильной колонны (КНБК). — Установка 2 – 3 полноразмерных центраторов. — Снижение осевой нагрузки на долото. — Периодическое вращение бурильной колонны. — Использование КНБК, основанных на эффекте маятника или отвеса. — Применение турбинно-роторного способа бурения Необходимо при монтаже вышки и оборудования и при забуривании ствола скважины вы-полнять следующие требования: — обеспечить соосность фонаря вышки, проходного отверстия ротора и оси скважины («направления»); — обеспечить горизонтальность установки стола ротора; — обеспечить прямолинейность ведущей трубы (квадратной штанги), УБТ и обычных труб согласно нормали; — забуривать ствол скважины на длину КНБК следует при малой осевой нагрузке на долото («с навеса»); — направление должно быть установлено вертикально. 10. Способы предупреждения смятия обсадных колонн в криолитозоне, причины и по-следствия растепления ММП. Осложнения в скважинах в криолитозоне возникают как при растеплении ММП в про-цессе бурения и эксплуатации скважин, так и при обратном промерзании ММП в условиях простоя или консервации газовых скважин. Эти осложнения следующие: • образование провалов и приустьевых воронок в летнее время при протаивании и просадке пород; воронки могут достигать глубины в несколько десятков метров при диаметре 8— 10 м; они обычно ликвидируются подсыпкой часто больших объемов песка; • кавернообразование в процессе бурения и эксплуатации; • смятие обсадных колонн и НКТ при замерзании жидкости в межколонном простран-стве; Смятие обсадных колонн происходит при восстановлении отрицательных темп-р в затрубном пространстве. Данное осложнение происходит вслед-ствие растепления и восстановления отрицательных темп-р мерзлых пород в процессе буре-ния и эксплуатации. Восстановление отриц. Темп-р приствольной зоны может сопровождаться возникновением в скважине радиальных сминающих сил, напряжения которых превышают прочностные хар-ки труб. Природа сминающих сил опр-ся увеличением объема промывочной жидкости, оставшейся в затрубном пространстве, при восстановлении отрицательных темп-р в неработающих скв. Смятие обсадных труб в толще мерзлых пород происходит на кавернозном участке. • смятие кондуктора и колонн при промерзании каверн; • смятие колонн приурочено к глубинам расположения наибольших каверн, образованных при бурении. Причиной появления этих искажений является относительно высокая температура отбираемого скважиной газа, который разогревает контактирующие со скважиной породы. Образование зоны положительных температур вокруг скважины вызыва-ет растепление пород и появление воды. Очевидно, что механические свойства растепленных пород значительно отличаются от аналогичных свойств в их замерзшем состоянии, что в ряде случаев является причиной , осложняющей эксплуатацию скважин. Чаще всего эти осложнения приводят к некоторым смещениям устья скважины в пределах растепленной области с последующей стабилизацией ее положения. Когда диаметр и глубина зоны растепления велики, может происходить потеря устойчивости обсадной колонны 11. Причины возникновения и технологию ведения работ по ликвидации аварий с бу-рильными и обсадными трубами. Аварией считается нарушение непрерывности технологического процесса строительства сква-жины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ , не предусмотренных проектом. Основной причиной возникновения аварий является нарушение парамет-ров технологии бурения буровой бригадой, несоблюдение инструкций и требований проектных документов. Характерными видами аварий бывают поломки бурильных или обсадных колонн с оставлением в стволе скважины отдельных элементов, потеря подвижности колонн труб, смятие или нарушение обсадных колонн и др. Аварии возникают при работе в осложненных условиях. Если осложнение не ликвидируется, оно может быть причиной аварии. Аварии с элементами бурильной колонны. Это разрушение труб вследствие воздействия пере-менных нагрузок и оставление в скважине части бурильной колонны, в том числе: — сломы и срывы по резьбе, — поломки по сварному шву, — сломы по телу трубы, — падения части бурильной колонны из-за развинчивания по резьбе, или из-за поломок спуско-подъемного оборудования. Аварии с обсадными колоннами включают следующие разновидности: — разъединение по резьбовым соединениям, — смятие или разрыв по телу трубы, — обрыв по сварному шву, — падение колонны или ее части. — повреждение обсадной колонны при разбуривании цементного стакана, стоп — кольца, обрат-ного клапана, разделительных пробок. Мероприятия по ликвидации аварий Возникновение аварии в буровой скважине является чрезвычайным событием, поэтому при обнаружении первых признаков опасной ситуации бурильщик обязан немедленно принять меры по предотвращению аварии и приступить к первоочередным работам по ее ликвидации, если предотвратить аварию не удалось. Бурильщик должен известить об аварийной ситуации бурового мастера или руководителей МТС, УБР, НГРЭ, не прекращая выполнение срочных работ и не оставляя своего рабочего места. Первоочередные работы по ликвидации аварий, выполняемые бурильщиком и буровой вахтой, состоят из простых операций, выполнение которых не может привести к осложнению аварии. Например, при возникновении прихвата бурильной колонны из-за прилипания последней к стенке скважины под действием перепада давления или из-за ее заклинки при спуске, а также при прихвате колонны обвалившимися породами, бурильщик обязан выполнять расхаживание колонны с нагрузками, не превышающими 80% от предела текучести материала труб, и отбивку инструмента ротором. Число оборотов колонны также регламентируется. При обрыве бурильной колонны необходимо немедленно приступить к ловильным работам, не допуская возникновения прихвата аварийной части колонны, что может значительно осложнить ликвидацию обрыва. 12. Причины возникновения и технологию ведения работ по ликвидации аварий с буро-выми долотами. Аварии с долотами приводят к оставлению в скважине долот или их узлов (шарошки, лапы с шарошками и др.). На извлечение целых долот из скважины затрачивается в 12 -20 раз больше времени, чем на извлечение шарошек или лап с шарошками, хотя оставляют долота на забое ред-ко. Долота остаются в скважине главным образом из-за нарушения правил их крепления. Плохо закрепленные долота часто отвинчиваются при спуске, не достигая забоя. То же происходит при проработках, особенно в зонах сужения, на искривленных участках и в желобах. При бурении электробурами долота отвинчиваются вследствие неправильного присоединения токопроводами. Крепление долот только цепными ключами непременно приведет в аварии . Из-вестно много случаев оставления долот из-за плохого состояний резьб у переводников, к которым их крепят. Часто встречаются случаи оставления долот в скважине при расхаживании заклиненных долот вследствие чрезмерно частых отбивок их путем вращения с большой ча-стотой вперед и со следующей резкой отдачей назад. Бурильная колонна за счет инерционных усилий поворачивается в обратную сторону на значительно большее число оборотов, что ведет к отвинчиванию долота . Нередко происходят сломы долот по резьбе в ниппеле. Авариям этого вида предшествуют удары о выступ. Бывают случаи оставления трехшарошечных долот в скважинах в результате их раскалывания на три части. Это свидетельствует о том, что лапы долот были плохо сварены. Долота часто отвинчиваются, когда к муфте переводника с резьбой 3-152 (ЗН-168) присоеди-няют долота с резьбой 3-147 (ЗШ-141). Эти резьбы незначительно отличаются друг от друга. В практике бурения скважин часты случаи поломки узлов шарошечных долот . В результа-те аварий с долотами в скважине остаются в основном шарошки. Это связано со значительным износом опор, сломом цапф и режимами работы долот в скважине. Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и тел качения. Исследования показали, что характер изнашива-ния и разрушения этих поверхностей различен. Это связано с неравномерным сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а также с конструкци-ей, технологией изготовления и размерами долот . Трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно абразивному износу, осповидному, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотемпературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии буровых растворов под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, а также несовершенная сборка долот , различие механических свойств металла узлов и шарошек долот и отдельные конструктивные несовершенства приводят к неравномер-ной сборке опор и вооружения долот и к большому различию в их износостойкости. Все это создает трудности в определении качества сработки долот , оптимального и предельного време-ни пребывания долота на забое, особенно при турбинном бурении. Причинами поломок долот , в частности оставления шарошек на забое, являются: передерж-ка долота на забое; бурение с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами , не соответствующими крепости пород; малая проч-ность опор и сварных швов; заклинивание долот ; дефекты нарезки резьбы; неплотное прилега-ние заплечиков лап долота к торцу переводника; работа долотами по металлу, длительная про-мывка скважины перед подъемом сработанного долота . Причинами заклинивания алмазных долот являются: 1) резкая посадка в зоне сужения ствола скважины и в призабойной зоне в результате спус-ка долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины; 2) преждевременное прекращение циркуляции бурового раствора 3) перед подъемом колонны, с алмазным долотом чаще во время процесса наращивания. 4) недостаточная промывка скважины через долото — утечки раствора через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура, а также из-за малой пода-чи бурового раствора насосами; 5) бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота , УБТ и забойного двигателя; 6) заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы). Случаи заклинивания алмазного долота часты при первом спуске его в скважину или по-сле работы трехшарошечными долотами (хотя первое имеет несколько меньший диаметр, чем соответствующее трехшарошечное долото ), а также после длитель-ной работы алмазного долота на забое без подъема. При бурении скважин алмазными долотами из-за недостаточного крепления, а также вслед-ствие изнашивания тела долота могут выпадать алмазы. Выпавшие алмазы ломают и крошат другие алмазы в долоте , что может привести его в негодность 13. Причины возникновения и технологию ведения работ по ликвидации аварий из-за не-удачного цементирования. Основные виды аварий из-за неудачного цементирования обусловлены: 1.Разрушение обсадных колонн под действием внутреннего давления. 2.Спуском секций обсадной колонны на неопресованных БТ. 3. Цементированием без продавочных пробок. 4.Ошибками в расчетах объема цементного раствора и продавочной жидкости. 5.Несоответсвием качества цементного раствора требованиям ГОСТ. Нарушение и разрывы обсадных колонн под действием внутреннего давления могут про-изойти в результате: 1.Восстановление циркуляции раствора после спуска обсадной колонны. 2.Продавки цементного раствора, особенно в затрубное пространство. 3.Преждевременного схватывания цементного раствора. 4.Создания внутреннего давления при испытании колонны на герметичность. 5. Ликвидации газонефтеводопроявлений. Создаваемые давления в момент аварии , как правило бывают больше допустимых. В про-тивном случае разрушение связано с заводскими дефектами. Спуск секции обсадной колонны на неопресованных БТ может привести во время продавливания цементного раствора к продольному разрыву БТ и последующему их зацементированию. Цементирование без продавочных пробок может явиться причиной образования цемент-ных стаканов высотой до нескольких сот метром, при разбуривании которых возможно нару-шение обсадной колонны. Ошибки в расчетах объема цементного раствора и продавочной жидкости могут привести к оголению башмака обсадной колонны или к недоподъему цементного раствора в затрубье. Несоответсвие качества цементого раствора требованиям ГОСТ обусловенно: 1.Использованием цементного раствора для других температруных условий в скважине. 2.Использование залежалого, старого цемента, не соответствующего требованиям ГОСТ. 3.Применением для затворения цемента воды, загрязненной примесями, что может ускорить сроки схватывания. Ликвидация аварий при цементировании : 1.Разрушение при цементировании тело труб практически нельзя восстановить, поэтому вначале нарушенные интервал необходимо выправить оправкой и перекрыть его другой обсадной колонной или перекрывателем. Возможно также в зависимости от степени разрушенности обсадной колонны нарушенный участок проработать фрезером со шламометаллоуловителем. Затем для закрепления нарушенного участка ствола рекомендуется либо установить в этом интервале цементный мост, либо использовать профильный перекрыватель (гофрированные трубы). 2.При оставлении цементного раствора или значительного его количества в обсадной колонне необходимо поднять ее, если позволяет грузоподъемность буровой установки, или приступить к вымыванию цементного раствора из колонны пока он не успел схватиться. Иначе либо придется ликвидировать скважину, либо приступить к разбуриванию цементного стакана – работе достаточно длительной и не всегда дающей положительные результаты. 14. Причины возникновения и технологию ведения работ по ликвидации аварий наруше-ния герметичности обсадных колонн. Основные виды аварий из-за нарушения герметичности обусловлены: 1.Разрушение обсадных колонн под действием внутреннего давления. 2.Спуском секций обсадной колонны на неопресованных БТ. 3.Цементированием без продавочных пробок. 4.Ошибками в расчетах объема цементного раствора и продавочной жидкости. 5.Несоответсвием качества цементного раствора требованиям ГОСТ. Нарушение и разрывы обсадных колонн под действием внутреннего давления могут произойти в результате: 1.Восстановление циркуляции раствора после спуска обсадной колонны . 2.Продавки цементного раствора, особенно в затрубное пространство. 3.Преждевременного схватывания цементного раствора. 4.Создания внутреннего давления при испытании колонны на герметичность . 5.Ликвидации газонефтеводопроявлений. Создаваемые давления в момент аварии, как правило бывают больше допустимых. В про-тивном случае разрушение связано с заводскими дефектами. Спуск секции обсадной колонны на неопресованных БТ может привести во время продав-ливания цементного раствора к продольному разрыву БТ и последующему их зацементирова-нию. Цементирование без продавочных пробок может явиться причиной образования цементных стаканов высотой до нескольких сот метром, при разбуривании которых возмож-но нарушение обсадной колонны . Ошибки в расчетах объема цементного раствора и продавочной жидкости могут привести к оголению башмака обсадной колонны или к недоподъему цементного раствора в затрубье. Несоответсвие качества цементого раствора требованиям ГОСТ обусловенно: 1.Использованием цементного раствора для других температруных условий в скважине. 2.Использование залежалого, старого цемента, не соответствующего требованиям ГОСТ. 3.Применением для затворения цемента воды, загрязненной примесями, что может ускорить сроки схватывания. Ликвидация аварий при нарушении герметичности: 1.Разрушенное при цементировании тело труб практически нельзя восстановить, поэтому вначале нарушенные интервал необходимо выправить оправкой и перекрыть его дру-гой обсадной колонной или перекрывателем. Возможно также в зависимости от степени раз-рушенности обсадной колонны нарушенный участок проработать фрезером со шламоме-таллоуловителем. Затем для закрепления нарушенного участка ствола рекомендуется либо установить в этом интервале цементный мост, либо использовать профильный перекрыватель (гофрированные трубы). 2.При оставлении цементного раствора или значительного его количества в обсадной колонне необходимо поднять ее, если позволяет грузоподъемность буровой уста-новки, или приступить к вымыванию цементного раствора из колонны пока он не успел схва-титься. Иначе либо прийдется ликвидировать скважину,либо приступить к разбуриванию це-ментного стакана – работе достаточно длительной и не всегда дающей положительные ре-зультаты. 15. Причины возникновения и технологию ведения работ по ликвидации аварий с геофизическим приборами и кабелем, а также при работе с пластоиспытателем. Процесс углубления скважины нередко приостанавливается из- за падения талевой системы, обрыва талевого каната, различный аварий при промыслово-геофизических работах, открытого фонтанирования и других нарушений. Падение элементов талевой системы и обрывы талевого каната-Аварии этой подгруппы случаются довольно часто. Основные причины падения талевого блока, крюкоблока и кронблока — это неисправность противозатаскивателя, невнимательность бурильщика, плохое состояние талевого каната, а так¬же плохая освещенность верхней части фонаря вышки. Обрывы талевого каната происходят хотя и редко, но повсе¬местно. В большинстве случаев им способствует неисправность противозатаскивателей. Как правило, неисправность противо-затаскивателя при невнимательности исполнителей приводит к уда¬ру талевого блока или крю-коблока о кронблок и обрыву каната. В худшем случае падает и кронблок. Тяжелые послед-ствия от это¬го бывают, когда на талевой системе подвешена бурильная колон¬на. Плохая осве-щенность верхней части фонаря вышки во многих случаях усугубляла возникновение аварии. При проведении промыслово-геофизических работ в скважине происходят прихваты кабеля, оставление в скважине кабеля, гео¬физических приборов, аппаратов, шаблонов, радиоактивных источ¬ников, торпед и других предметов, без извлечения которых невоз¬можно дальнейшее углубление скважины. Известны редкие случаи падения буровых вышек, а также раз¬рушения их фонарей. Эта группа аварий представляет большую опасность и часто сопровождается травмировани-ем членов буровой бригады. При таких авариях извлечение бурильной колонны из скважины начи¬нается через несколько дней, когда колонна прихвачена. 16. Причины возникновения и технологию ведения работ по ликвидации аварий при смя-тии обсадных колонн. Основ-ной причиной возникновения аварий является нарушение параметров технологии бурения буровой бригадой, несоблюдение инструкций и требований проектных документов. Характерными видами аварий бывают поломки бурильных или обсадных колонн с оставлением в стволе скважины отдельных элементов, потеря подвижно-сти колонн труб, смятие или нарушение обсадных колонн и др. Аварии возникают при работе в осложненных условиях. Если осложнение не ликвидируется, оно может быть причиной аварии . Аварии с обсадными колоннами включают следующие разновидности: — разъединение по резьбовым соединениям, — смятие или разрыв по телу трубы, — обрыв по сварному шву, — падение колонны или ее части. — повреждение обсадной колонны при разбуривании цементного стакана, стоп — кольца, обратного клапана, разделительных пробок. Возникновение аварии в буровой скважине является чрезвычайным событием, поэтому при обнаружении первых признаков опасной ситуации бурильщик обязан немедленно принять меры по предотвращению аварии и приступить к первоочередным работам по ее ликвидации, если предотвратить аварию не удалось. Бурильщик должен известить об аварийной ситуации бурового мастера или руководителей МТС, УБР, НГРЭ, не прекращая выполнение срочных работ и не оставляя своего рабочего места. Первоочередные работы по ликвидации аварий, выполняемые бурильщиком и буровой вах-той, состоят из простых операций, выполнение которых не может привести к осложнению ава-рии. Например, при возникновении прихвата бурильной колонны из-за прилипания последней к стенке скважины под действием перепада давления или из-за ее заклинки при спуске, а также при прихвате колонны обвалившимися породами, бурильщик обязан выполнять расхаживание колонны с нагрузками, не превышающими 80% от предела текучести материала труб, и отбивку инструмента ротором. Число оборотов колонны также регламентируется. При обрыве бурильной колонны необходимо немедленно приступить к ловильным работам, не допуская возникновения прихвата аварийной части колонны, что может значительно осложнить ликвидацию обрыва. 17. Меры профилактики аварий связанные с поломкой бурильных колонн и их элементов в скважине, а также обсадных колонн? Основными причинами поломок бурильных колонн являются: — превышение допустимых нагрузок при эксплуатации; — наличие усталостных трещин или дефектов, вызванных действием знакопеременных нагрузок, коррозионной среды или механическими повреждениями; — несвоевременная профилактика бурильной колонны ; — несоответствие прочностных характеристик бурильных труб глубинам бурения; — резкая или большая посадка при спуске бурильной колонны при наличии больших каверн, уступов, резких перегибов ствола скважины ; — отсутствие контроля за моментом вращения бурильной колонны ; — отсутствие контроля за моментом свинчивания (недостаточный или чрезмерный момент свинчивания резьбовых соединений); — создание осевой нагрузки частью бурильных труб; — вибрация бурильной колонны при бурении в крепких породах; — нарушение правил наворота замковых деталей на трубы (в трубном цехе); — несвоевременное выявление размыва (негерметичности) бурильной колонны . Наиболее характерными признаками поломок бурильных колонн являются: — снижение веса по ГИВ-6; — снижение давления в нагнетательной линии буровых насосов; — снижение момента вращения бурильной колонны ; — резкое изменение темпа углубления скважин ; — снижение температуры выходящего из скважины бурового раствора. Важнейшими условиями, направленными на предотвращение сло-ма бурильной колонны (труб, УБТ, элементов КНБК и переводников), являются: — тщательный входной контроль перед вводом их в эксплуатацию; — четкое ведение документации по комплектации, учету рабо-ты и профилактики и своевременная замена при достижении установленной нормы отработки или выявления дефекта, — недопущение превышения растягивающей нагрузки, крутящего момента выше допускаемых величин и учет одновременного действия растягивающих и крутящих нагрузок при роторном бурении, а также при ликвидации прихвата (заклинивания) бурильного инструмента; — учет действия знакопеременных напряжений изгиба и дополнительных сил трения при вра-щении и подъеме бурильной колонны в наклонно-направленной скважине ; — соблюдение требований рабочего проекта и технологических регламентов. Комплектацию, учет работы, ремонт элементов бурильной колонны следует производить согласно РД-39-013-90 г. Куйбышев. Перед отправкой с базы на буровую бурильные , утяжеленные, ведущие тру-бы, элементы КНБК (как новые, так и после ремонта) должны проходить визуальный осмотр, обмер диаметра замков и тела тpvб, контроль резьб калибрами, опрессовку и дефектоскопию. При большом удалении от базы допускается выполнять эти работы на буровых. Все бурильные и утяжеленные трубы должны иметь маркировку. Эксплуатация немаркиро-ванных труб запрещается. На все элементы КНБК (УБТ, калибраторы и др.) заводится журнал учета работы на буро-вых и на базе производственного обслуживания (БПО). Комплектация бурильной колонны должна соответствовать расчетным параметрам, пред-ставленным в рабочем проекте на строительство скважины . Компонов-ка бурильной колонны может быть прочнее расчетной (исходя из наличия труб). Транспортироваться бурильные , утяжеленные и ведущие трубы должны на специальных транспортных средствах, исключающих их прогиб. Не допускается волочение труб по земле. Резьбы труб должны быть защищены предохранительными кольцами (колпачками). Разгрузку труб следует производить краном или по накатам, запрещается сбрасывать трубы, уда-рять их друг о друга или о твердый грунт. Начальник буровой (буровой мастер) несет ответственность за правильную эксплуата-цию бурильной колонны и ведение соответствующей документации. Начальник буровой (буровой мастер) обязан: — иметь точную меру бурильной колонны с указанием длины, размера группы прочности, толщины стенок по каждой трубе и свечам. — заполнять выписки из паспортов; — своевременно и в полном объеме выполнять мероприятия профилактической карты; — для обеспечения точной меры все длинномерные элементы бурильной колонны (трубы, УБТ, турбобур, снаряд для отбора керна и др.) замерять только рулеткой, запрещается произво-дить эти замеры деревянным или складным метром. 18. Меры профилактики аварий связанные с цементированием обсадных колонн в сква-жине? При цементировании обсадных колонн , спускаемых на большие глубины, нередки случаи обрыва колонн из-за резкой разницы температур колонны и закачиваемого раствора. Такие явле-ния характерны для тех случаев, когда низ обсадной колонны опирается на забой или нижнюю секцию колонны (или прихвачен), а верх ее жестко посажен на клинья или элеватор. В подобных случаях необходимо учитывать изменение длины колонны от температуры. Закачка в нагретую колонну холодного бурового или цементного раствора ведет к деформации колонны с последую-щим взрывом трубы из ее муфты. Известны случаи оставления цементного раствора в эксплуатационной колонне из-за быстрого схватывания его — образуется цементный стакан различной высоты. Иногда при разбуривании стакана нарушается целостность обсадной колонны . Причины оставления цементного раствора в колонне — ошибки при расчетах количества продавочной жидкости. Други-ми причинами оставления цементного раствора в обсадных колоннах могут быть: несоответ-ствие качества тампонажного цемента температурным условиям скважин , приводящее к прежде-временному схватыванию цементного раствора; применение для затворения цемента воды, загрязненной солями и другими жидкостями и веществами, сокращающими сроки схватывания цементного раствора; отсутствие контроля за качеством приготовления цементного раствора. С ростом глубины залегания неустойчивых пород увеличивается высота столба бурового рас-твора за колонной над цементным кольцом, в связи с чем повышается опасность смятия колонн. Одно из важнейших мероприятий по предохранению колонн от смятия в интервале нахождения неустойчивых пород — перекрытие цементной оболочкой неустойчивых и газонефте-водопроявляющих горизонтов. Смятие обсадных колонн в пределах зацементированных участ-ков происходит на расстоянии 50-60 м от фильтра и в прифильтровой зоне. Промысловые данные показывают, что подобные аварии бывают также в местах, где продуктивные горизонты сложены неустойчивыми породами и при эксплуатации скважины выносится большое количество песка. 19. Виды аварий при КРС, освоении и ГРП, назовите оборудование для ликвидации ава-рий в скважинах под давлением. К капитальному ремонту относятся и работы по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта. Наиболее часто встречаются следующие аварии: 1. Аварии, связанные с трубами НКТ и бурильными трубами. К ним относятся: а) прихват колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты могут быть механического происхож-дения (прихват при смятии обсадной колонны, при большой деформации колонны по той или иной причине, при применении двух рядов труб и т.д.), в цементном растворе, при потере цир-куляции (связанной с качеством бурового раствора); б) «полет» (обрыв) насосно-компрессорных и бурильных труб. «Полет» НКТ может быть также со скважинным насосом и штангами, при этом верх штанговой колонны может остаться внутри колонны НКТ или же торчать наружу. При «полете» бурильных труб в скважине остает-ся и бурильный инструмент. 2. Аварии, связанные со скважинными насосами, пакерами, якорями, забойными двигателя-ми, приборами и др. К ним относятся: а) прихват пакера, погружного насосного агрегата центробежного, винтового и диафрагмен-ных насосов; б) оставление в скважине погружного насосного агрегата с кабелем или без него; в) оставление в скважине штангового насоса и штанг; г) оставление в скважине насосных штанг вследствие обрыва; д) оставление в скважине винтобуров, турбобуров и других элементов забойной компоновки; е) оставление в скважине приборов, устройств для исследования скважин и пластов, геофи-зических приборов. 3. Аварии, связанные с кабелями, канатами, проволокой, гибкими трубами. К ним относятся: а) оставление каротажного кабеля, в том числе кабеля погружных электронасосов; б) оставление каната при работе желонкой или проведении других работ; в) оставление проволоки; г) оставление гибких труб. 4. Аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних предметов — плашек, сухарей и т.д. Ловильные инструменты разнообразны для каждого вида аварий, пауки. Практика показывает, что причин аварий может быть множество, но преобладающей являет-ся оплошность персонала 20. Способы рассоединения неприхваченной части инструмента в скважине и их сущ-ность. При ликвидации скважин в результате аварии с бурильным инструментом: в необсаженной части ствола и невозможности его извлечения необходимо произвести торпедирование или отворот неприхваченной части инструмента . При нахождении верхней части оставшегося в скважине инструмента ниже башмака технической колонны необходимо произвести установку цементного моста под давлением с перекрытием головы оставшегося инструмента на 50 м. После ожидания затвердения цемента следует определить разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб верхний уровень цементного моста. В башмаке технической колонны необходимо также установить цементный мост высотой 50 м и проверить его наличие разгрузкой бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб и опрессовкой. При аварии с бурильным инструментом, когда его верхняя часть осталась в интервале ство-ла, перекрытого технической колонной, необходимо произвести его торпедирование или отво-рот на уровне башмака колонны и цементирование под давлением с установкой цементного мости на уровне не менее 100 м над башмаком технической колонны. Устье скважины необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным па-трубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне). На устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1х1х1м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважи-ны, месторождение (площадь), предприятие — пользователь недр, дата ее ликвидации. При расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), предприятия-пользователя недр и даты ее ликвидации. Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засы-пается землей. Выкопировка плана местности с указанием местоположением устья ликвидированной сква-жины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважи-ны и акте на рекультивацию земельного участка. 21. Устройство и принцип работы, гидравлических и гидромеханических забойных удар-ных механизмов. Гидравлические ударные механизмы предназначены для ликвидации прихва-тов инструмента при бурении глубоких нефтяных и газовых скважин единичными ударами . Для нанесения ударов требуется деформация (растяжения или сжатия) колонны труб, расположенной выше механизма . Интенсивность ударной нагрузки легко регулируется бурильщиком. Механизм может работать как при наличии, так и при отсутствии циркуляции бурового раство-ра. Механизм ударный гидромеханический двухстороннего действия, предназначенный для постоянного включения в КНБК Гидромеханический бурильный яс одновременно включает в себя как гидравлическую , так и механическую секции, сочетая преимуще-ства гидравлических и механических типов бурильных ясов. Действует путем нанесения по прихваченному инструменту осевых ударов , направленных либо снизу вверх, либо сверху вниз, либо в ту и другую сторону попеременно в зави-симости от характера прихвата Ударные механизмы бывают гидравлическими — гидроу¬дарники и пневмати-ческими — пневмоударники. Определенный интерес представляет магнитострикционный ударный меха¬низм, разработанный в ВИТРе. Наибольшее применение в производстве получили забойные гидравлические ударные машины — гидроударники. 22. Виды ловителей для захватов и транспортировки бурильных труб, крупных и мелких предметов в скважине? Овершоты – основной захватывающий снаружи инструмент и воз-можно самый распростра-ненный из всех ловильных инструментов. Поскольку принцип заклинивания цельного или составного захвата в конической полости, имеющей спиральную (винтовую) проточку, используется почти во всех случаях, то именно такая конструкция и будет описана в данной работе Плашечные освобождающиеся наружные ловители для бурильных труб предназначены для захвата за наружную поверхность бурильных и обсадных труб при ловильных работах с одно-временной промывкой скважины через ловимый объек Ловители изготавливают с правой резь-бой и применяют с центрирующим приспособлением (воронкой).В корпусе ловителя (рис. 4.23) расположены три плашки для захвата труб за муфту или замок. Наружная поверхность каждой плашки – коническая; с внутренней стороны нанесена левая резьба специального профиля.В каждой плашке предусмотрены выступ и вырез, бла-годаря которым они соединяются между собой. Сверху на плашках расположено кольцо с ман-жетой, обеспечивающей герметичность при промывке через ловимый объект. Манжета подни-мается силой упругости пружины, надетой на втулку, которую в свою очередь поджимает переводник, предназначенный для соединения ловителя с колонной бурильных труб. Снизу корпус на резьбе соединен с воронкой. Труболовка наружная освобождающая типа ТНОС изготавливается с резьбами правой и ле-вой. С ее помощью извлекают колонну труб целиком, так и частями после ее отвинчивания. Труболовки внутренние освобождающиеся ТВМ-1, ТВМ 60-1, ТВМ 73-1, ТВМ 89-1, ТВМ 114-1 (1 – исполнение) предназначены для захвата за внутреннюю поверхность НКТ, состоят из механизмов захвата и фиксации плашек в освобожденном положении. В них предусмотрен сквозной продольный канал для промывочной жидкости.Труболовки внутренние механические освобождающиеся типов ТВМ и ТВМ1 предназначены для захвата за внутренние поверхности при подъеме. Труболовки изготавливаются в двух вариантах: 1 – упирающаяся в торец захватываемой колонны; 2 –заводимая внутрь захватываемой колонны на глубину без ограничений. Обурочные внутренние труболовки применяются для предупреж-дения падения на забой обуриваемойколонны, нижний конец которой на-ходится выше забоя. Обурочная труболовка является универсальным инст-рументом. С ее помощью можно поднять всю обуриваемую ко-лонну или часть ее, отвинтив обуренные трубы и сократив таким образом объем СПО Метчик – это патрубок, с присоединительной резьбой в верхней части, и с наружной ловильной резьбой (конусность 1:16) в нижней. Основное назначение метчиков – это захват элементов в скважине, ввинчиванием во врутреннюю поверхность с последующим их извлечением Колокола ловильные. Колокола предназначены для извлечения ос-тавшейся в скважине ко-лонны бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб с захватом их путем навинчивания на наружную по-верхность труб, муфт замков ил высадки. Колокола рекомен-дуется приме-нять, когда требуется вращение и расхаживание извлекаемой колонны труб в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах. Удочка типа “У” – предназначена для захвата с последующим извлечением из скважины ка-ната, электрокабеля и проволки. Удочка состоит из корпуса, переводника с воронкой, трех крюков, и заостренного наконечника Магнитные фрезеры – это или постоянные магниты, встроенные в корпус с промывочными каналами, или электромагниты, спускаемые на кабеле.После промывки непосредственно над забоем с целью обнажения поверхности предметов, подлежащих извлечению, фрезер опускают на забой с небольшой нагрузкой и проворотом ротором. Когда забой нащупан, ротор останав-ливают и интенсивно промывают скважину. Затем останавливают насосы, отрывают фрезер от забоя и приступают к его подъ-ему. Во время подъема нельзя вращать колонну ротором, так как при этом увеличивается вероят-ность потери пойманных предметов. Паук – это обычный самодельный инструмент, предназначенный для выполнения специфи-ческой работы. Пауки делают из труб, прокатанных из малоуглеродистой стали. Наиболее под-ходящей считается сталь с пределом текучести 280 МПа. Паук из стали с пределом текучести выше 390 МПа работать не будет, так как его зубья будут ломаться, а не гнуться Извлечение отдельных предметов из скважины. Для извлечения цилиндрических предметов (желонки, насоса, мундштука и т. п.) пользуются ловильным инструментом: труболовкой наружной или внутренней, колоколом,метчиком-калибром, овершотом. Различные мелкие предметы (кувалды, цепи от ключей, сухари, плашки и т.д) извлекают магнитными фрезерами или фрезером-пауком. 23. Виды фрезеров. Конструкция, принцип работы, область применения? Фрезер забойный типа ФЗ2 — эффективный инструмент для фрезерования металлических предметов, находящихся на забое скважины. Режущая поверхность фрезера , армирована компо-зиционным материалом, состоящим из крошек дробленого твердого сплава и материала связки, что позволяет ему легко работать в тяжелых условиях фрезерования, где требуется высокая стой-кость инструмента. Фрезер забойный вогнутый типа ФЗВ2 — модификация ФЗ2 с вогнутой рабочей поверхно-стью, позволяющей центрировать незакрепленные объекты фрезерования относительно фрезера . По желанию заказчика фрезеры ФЗ2 и ФЗВ2 могут изготавливаться с увеличенным слоем твер-досплавной крошки, при этом в конце обозначения добавляется буква «У». Фрезер забойный специальный типа ФЗ2 Сп — наиболее эффективный и универсальный инструмент, предназначенный для разбуривания цементных мостов, песчаных пробок, технологической оснастки обсадных колонн, фрезерования металлических предметов, находящихся на забое скважины. Благодаря применению пластин из твердого сплава и обеспечения эффекта самозатачивания достигается эффективное резание при высокой скорости проходки. Применение комбинированного вооружения позволило существенно повысить эксплуатационные характеристики фрезеров , а также расширить область их применения : помимо фрезерования при благоприятных условиях легкосплавных, насосно-компрессорных труб, цементного камня фрезеры типа ФЗ2Сп успешно себя зарекомендовали при фрезеровании технологической оснастки и бурильных труб. Фрезер забойный спиральный типа ФЗС2 предназначен для разбуривания цементных мостов, песчаных пробок, технологической оснастки обсадных колонн, фрезерования металлических предметов, находящихся на забое скважины. Характерной особенностью данного инструмента является оснащение режущего торца и калибрующих лопастей спиральной формы армирующей твердосплавной крошкой. Фрезер кольцевой типа ФК2 имеет массивную режущую кромку армированную твердосплав-ной крошкой и предназначен для работы в тяжелых условиях по крупным металлическим пред-метам. Фрезер кольцевой типа ФК2 Сп армирован твердосплавными крошкой и зубками. Предназна-чен для фрезерования (обуривания) прихваченных бурильных и насосно-компрессорных труб, а так же насосных штанг. Все кольцевые фрезеры выпускаются с фаской под приварку. Фрезер забойно-кольцевой типа ФЗК2 представляет собой сочетание кольцевого и забойно-го фрезеров . Предназначен для сплошного фрезерования труб, незакрепленных металлических предметов с опережающим фрезерованием кольцевого пространства в обсаженной скважине. Фрезер забойно-кольцевой типа ФЗК2 Сп представляет собой сочетание фрезеров кольцевого и забойного специального. Благодаря применению в данной конструкции пластин из твердого сплава и обеспечения эффекта самозатачивания достигается эффективное резание при высокой скорости проходки. Фрезер пилотный типа ФП предназначен для фрезерования элементов колонны труб, таких как НКТ, хвостовиков, пакеров, замков, муфт при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважине. Способен работать в тяжелых условиях фрезерования, где требуется высокая стойкость инструмента. Основная отличительная особен-ность конструкции данного инструмента в том, что режущая поверхность армирована компози-ционным материалом, состоящим из крошек дробленого твердого сплава и материала связки. Фрезер магнитный типа ФМ — универсальный инструмент, предназначенный для извлечения из скважины металлических предметов, обладающих ферромагнитными свойствами. Оснащенный режущей коронкой фрезер магнитный позволяет предварительно офрезеровать аварийные металлические предметы. Фрезеры колонные конусные предназначены для проработки труб, имеющих эллипсность (для восстановления внутреннего диаметра), расфрезеровывания смятых труб при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах, снятия неровностей с внутренней поверхности обсадных колонн, очистки «окна» в обсадной колонне.Основная отличительная особенность данного инструмента — конусная форма рабочей поверхности, которая армируется твердосплавной крошкой. Фрезер колонный конусный типа ФКК2 имеет угол конуса 10°, а райбер конусный типа РК2 — 5°. Фрезер-райбер и долото-фрезер с предназначен для разбуривания цементных мостов, песча-ных пробок, технологической оснастки обсадных колонн небольших диаметров, а так же фрезеро-вания металлических предметов, находящихся на забое скважины. Благода-ря применению пластин из твердого сплава и обеспечения эффекта самозатачивания достигается эффективное резание при высокой скорости проходки. Долото-фрезер типа ДТФ предназначено для разбуривания цементных мостов, песчаных про-бок и технологической оснастки при благоприятных условиях с малыми ударными нагрузками. 24. Порядок учёта и расследования аварий и брака, каковы основные обязанности глав-ного инженера предприятия при расследовании и учёту аварии? Порядок расследования и учета аварий регламентируется Инструкцией по классификации. Расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ. Все возникающие аварии должны расследоваться в течение 72 часов с момента их возникно-вения. Аварии расследуются назначенной приказом по УБР постоянно действующей комиссией. Для участия в расследовании аварии могут быть приглашены сотрудники научно-исследовательских организаций, заводов изготовителей и других организаций. Аварии всех видов разделяются на две категории: регистрируемые и учитываемые. Реги-страции подлежат все аварии, независимо от времени, затраченного на их ликвидацию (вклю-чая внутрисменные аварии, затрачено менее 8 ч). Учитываются аварии, на ликвидацию которых затрачено более 8 ч. Началом аварии считается момент её возникновения, хотя обнаружена она может быть позже; концом аварии считается момент восстановления условий для продолжения бурения. Если авария произошла во время ликвидации первоначально возникшей аварии (осложнение аварии), она отдельно не учитывается, а время на её ликвидацию суммируется со временем ликвидации первоначально возникшей аварии. При возникновении аварии и невозможности её ликвидировать в течение данной смены бу-рильщик сообщает об этом буровому мастеру и производит первоочередные работы по недо-пущению её усложнения. Буровой мастер ставит в известность об аварии главного инженера предприятия или лицо, его заменяющее, и производит работы по согласованию с ним. При расследовании аварии устанавливаются причины, приведшие к ней и конкретные ви-новники. Составляется план, в котором предусматриваются конкретные мероприятия по ликвидации данной аварии, сроки проведения работ, мероприятия для предотвращения несчастных случаев и возможных осложнений, назначается работник, ответственный за испол-нение плана работ по ликвидации аварии. Главный инженер УБР обязан: изучить обстоятельства, приведшие к возникновению аварии и наметить меры по ее ликви-дации; рассмотреть и утвердить в течение 3 суток Акт об аварии и дать заключение о рекомендуе-мых комиссией предложениях для предупреждения подобных аварий и мерах наказания к ви-новникам данной аварии. При аварийных работах необходимо систематически контролировать их ход и при необхо-димости своевременно вносить коррективы. Все распоряжения по изменению плана работ по ликвидации аварий передаются в письмен-ном виде; а при невозможности этого (например, при работе в отдалённых районах) – по радио или телефону с обязательной регистрацией и последующим направлением письменного под-тверждения. Следует помнить, что работы по ликвидации аварий являются трудоёмкими, допущенные при этом ошибки ведут к возникновению новых аварий, что в конечном счёте приводит к не-оправданным потерям рабочего времени и непроизводительным затратам. Материалы по авариям и осложнениям должны систематизироваться, обобщаться и анализи-роваться; на этой основе должны разрабатываться мероприятия по предотвращению и ликвида-ции аварий и осложнений в данной организации. Учитывая, что никакие рекомендуемые меро-приятия по предупреждению аварий и осложнений не могут претендовать на исчерпывающую полноту, необходимо регулярно проводить работу по изучению причин аварийности и разрабатывать методы, отражающие условия данного месторождения (участка, площади, района работ). 25. Какими нормативными и законодательными актами руководствуются сотрудники бу-ровых предприятий при профилактике и расследовании аварий и брака. Какой необхо-димый перечень документации должен быть на буровой при строительстве скважин? При профилактике и расследовании аварий и брака: 1. Акт об аварии (3 экземпляра) 2. Рекламация завода изготовителя в соответствии с действующими положениями в установленные сроки ( в случае брака) 3 План работ по ликвидации аварии ( на 10 или 30 суток) 4. Журнал учета аварий 5.Акт о ликвидации аварии 6 Профилактическая карта по безаварийному ведению работ (ежемесячная проверка) 7. Правила безопасности НиГ промышленности Бурение скважины может быть начато при наличии на буровой следующих документов: геолого-технического наряда и профиля наклонно направлен¬ной скважины (при необходи-мости); режимно-технологической карты, а при бурении скважин глу¬биной 3000 м и более — проекта бурения; акта о вводе в эксплуатацию установки с разрешением на нача¬ло бурения органов Федераль-ного горного и промышленного над¬зора России (Госгортехнадзора России). В отдельных слу-чаях пуск буровой проводится на основании акта, составленного приемоч¬ной комиссией буро-вого предприятия без участия представителя Госгортехнадзора России; наряда (нормативной карты) на буровые работы. Геолого-технический наряд (ГТН) состоит из двух частей: гео¬логической и технической. Геологическая часть содержит следующие данные: горизонты и глубины, на которые будет пройдена скважина, характер пород и предполагае-мые углы падения пластов на протя¬жении всей скважины; интервалы, которые должны буриться с отбором керна и шла¬ма из промывочной жидкости; глубины замера кривизны скважины, производства каротажа и других электрометрических работ; интервалы глубин, на которых могут ожидаться нефтегазово-допроявления, осложнения, связанные с нарушениями целостно¬сти ствола; скважины, затяжки и поглощения промывочной жид¬кости; плотность, вязкость, водоотдача и процент содержания песка (поинтервальное качество про-мывочной жидкости); крепость проходимых пород. Кроме того, в геологической части наряда описывается конст¬рукция скважины. Для эксплуатационной колонны указывается способ испытания на герметичность, а также интервал прострела отверстий и их количество. Техническая часть наряда содержит следующие указания: тип долота и его размер; число рейсов долотом каждого типа и размера; число оборотов инструмента (при роторном бурении); осевую нагрузку на долото; режим работы буровых насосов (диаметр цилиндровых втулок, производительность и давле-ние). Далее приводятся указания по спускоподъемным операциям (оснастка талевой системы), число свечей лебедки. Кроме того, указываются интервалы расширения ствола скважины перед спус¬ком колонны обсадных труб. В верхней части ГТН даются общие данные по скважине: на¬звание месторождения; где рас-положена скважина; номер сква¬жины и цель бурения; проектные глубина и горизонт. Затем при¬водится перечень бурового оборудования. В специальной таблице указывается, какими бу-рильными трубами будет буриться сква¬жина. В процессе бурения скважины ГТН может изме-няться толь¬ко с соответствующего разрешения. Кроме ГТН буровой бригаде выдается инструк-тивно-технологическая карта, в которой при¬водятся рекомендации по достижению высоких технико-эконо¬мических показателей при бурении данной скважины. Эти реко¬мендации кроме технологических вопросов охватывают и орга¬низационные.