- •Осложнения и аварии при бурении скважин
- •Прихваты бурильных труб
- •1.2. Потеря устойчивости ствола скважины (осыпи и обвалы)
- •1.3. Нефтегазопроявления
- •1.4. Водопроявления
- •1.5. Поглощения
- •1.6. Зашламление ствола скважины
- •1.7. Сальникообразование
- •2.1. Условия возникновения газонефтеводопроявлений при различных операциях
- •2.2. Признаки проявлений
- •2.3. Способы ликвидаций проявлений
- •2.4. Ликвидация проявлений при нахождении долота на забое
- •2.5. Выбор способа глушения газонефтеводопроявления
- •Контрольные вопросы
- •3. Предупреждение прихвата колонны труб и их ликвидация
- •3.1. Общие технологические мероприятия по предупреждению прихватов
- •3.2. Предупреждение прихватов первой группы
- •3.3. Предупреждение прихватов второй группы
- •3.4. Предупреждение прихватов третьей группы
- •3.5. Ликвидация прихватов
- •3.6. Определение места прихвата
- •3.7. Инструменты для определения кровли зоны прихвата
- •3.8. Способы ликвидации прихватов и их краткая характеристика
- •4. Профилактика возникновения поглощений и их ликвидация
- •4.1. Подготовка скважин к вскрытию поглощающих горизонтов и применение профилактических мер
- •4.2. Технология бурения при вскрытии и проходке проницаемых интервалов
- •4.3. Рекомендации по применению наполнителей для ликвидации поглощений
- •4.4. Классификационное разделение наполнителей по назначению
- •4.5. Ликвидация поглощений способом намыва наполнителей
- •4.5.1. Способ намыва наполнителей в зоны интенсивных поглощений через воронку, установленную на устье скважины
- •4.5.2. Способы намыва наполнителей по закрытой нагнетательной линии
- •4.5.3. Способ одновременного намыва наполнителей, всплывающих и оседающих в трещинах зоны поглощения
- •4.5.4. Способ намыва наполнителей с помощью ца с вводом песка через пескосмесительную машину
- •4.5.5. Способы намыва в зоны поглощения наполнителей в растворах- носителях, обработанных флокулянтами
- •4.5.5.1. Характеристика флокулянтов
- •4.5.6. Способ намыва наполнителей на сфлокулированном цементном растворе малой плотности. Область применения и особенности технологии
- •Предупреждение искривления вертикальных скважин
- •5.1. Причины искривления вертикальных скважин
- •5.2. Способы предупреждения искривления ствола вертикальных скважин
- •5.3. Компоновка низа бурильной колонны и устройства для предупреждения искривления вертикальных скважин
- •5.4. Расчет оптимальных размеров жестких компоновок низа бурильной колонны
- •5.5. Выбор нагрузки и места установки центратора в маятниковой компоновке
- •5.6. Общие принципы выбора способов и технических средств для предупреждения искривления ствола вертикальных скважин
- •5.7. Рекомендации по обеспечению качественной формы ствола скважины
- •6. Заколонные проявления газа при строительстве скважин. Причины их возникновения и способы предотвращения
- •6.1. Возникновение флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн
- •6.2. Движущие силы газопроявлений в тампонажном растворе (камне)
- •6.3. Флюидопроявляющие каналы в зацементированном заколонном пространстве
- •6.4. Способы предотвращения заколонных проявлений
- •7. Аварийность в бурении
- •7.1. Причины возникновения аварий
- •7.1.1. Аварии с бурильной колонной
- •7.1.2. Аварии при креплении скважины
- •Аварии с забойными двигателями и долотами
- •7.2.1. Аварии с забойными двигателями
- •7.2. 3. Аварии с долотами
- •7.3. Прочие виды аварий
- •7.3.1. Аварии при промыслово-геофизических работах в скважинах
- •7.3.2. Открытые фонтаны
- •7.3.3. Падение и разрушение буровых вышек
- •7.3.4. Падение элементов талевой системы
- •7.3.5. Взрывы и пожары на буровых объектах
- •8. Предупреждение аварий при бурении скважин
- •8.1. Предупреждение слома бурильной колонны
- •8.1.1 Предупреждение поломок стальных бурильных труб
- •8.1.2. Предупреждение слома убт и элементов кнбк
- •8.1.3. Предупреждение слома легкосплавных бурильных труб
- •8.1.4. Предупреждение слома переводников
- •8.1.5. Предупреждение слома ведущей трубы
- •8.2. Предупреждение аварий при креплении скважин
- •8.2.1. Работы по креплению скважины
- •8.2.2. Предупреждение аварий при спуске обсадных колонн
- •8.3. Предупреждение аварий с долотами
- •8.4. Предупреждение аварий с забойными двигателями
- •8.5. Предупреждение падения колонны труб в скважину
- •8.5.1. Требования при эксплуатации тормозной системы
- •8.5.2. Требования по эксплуатации талевых канатов
- •Требования по эксплуатации элеваторов
- •8.6. Предупреждение аварий при испытании скважин
- •8.7. Предупреждение аварий при бурении горизонтальных скважин
- •9. Инструменты для выполнения ловильных работ
- •9.1. Отсоединение неприхваченной части колонны труб
- •9.2. Захватывающие инструменты
- •9.3. Отбивание яссами прихваченных труб и инструментов
- •9.4. Операции обуривания
- •9.5. Инструменты для извлечения мелких предметов
- •10. Порядок расследования и учета аварий
8.4. Предупреждение аварий с забойными двигателями
На поверхности корпусов и валов забойных двигателей не должно быть вмятин, трещин, раковин и других дефектов.
Для определения скрытых дефектов в турбинном цехе необходимо проводить следующие профилактические работы:
- дефектоскопию вала и корпуса - при каждом ремонте;
- проверку резьб на валу и на корпусе калибрами - при каждом ремонте;
- замер диаметра корпуса турбобура - при каждом ремонте (допускается износ на 3 мм).
Резьбы валов, корпусов и переводников не должны иметь следов промоин, выкрашиваний и других дефектов.
Натяг сопрягаемых деталей резьб (зазор между торцами) при свинчивании вручную (с моментом 20-30 кгсм) должен соответствовать данным таблицы 10 приложения.
Все турбобуры должны иметь на валу ловильную резьбу, размер которой необходимо указывать в паспорте.
Турбобуры, применяемые при бурении алмазными долотами, должны быть оснащены устройством для стопорения вала с корпусом.
После каждого ремонта забойного двигателя в паспорте отмечается люфт каждой секции, утопание и вылет валов.
Транспортировать забойные двигатели следует на трубовозах. Резьбы должна быть защищены колпаками. Погрузка и разгрузка должны быть механизированы, без ударов о твердые предметы.
Забойные двигатели должны поступать на буровую с паспортом.
Сборку секционного турбобура на буровой необходимо производить с применением исправных элеваторов и хомутов соответствующего размера.
Перед каждым спуском забойного двигателя в скважину необходимо проверить:
- величину осевого люфта (предельная величина указывается в паспорте);
- легкость и плавность запуска;
- герметичность резьбовых соединений корпуса при рабочем расходе бурового раствора;
- соответствие перепада давления технической характеристике;
- величину утечки через уплотнение вала (визуально);
- плавность остановки после отключения насоса.
ЗАПРЕЩАЕТСЯ:
- сбрасывать забойный двигатель с трубовоза или стеллажей;
- собирать турбобур или устанавливать его на роторе с применением клиньев ПКР;
- собирать турбобур без визуальной проверки состояния резьб, или с недостаточным натягом в резьбовых соединениях корпусов секций и шпинделя, или без контроля момента крепления (по давлению в пневмоцилиндре);
- опробовать (спрессовывать) забойный двигатель с навернутым долотом:
- выключать ротор при турбинно-роторном способе бурения (расширки, проработки) до остановки турбобура (по давлению в нагнетательной линии).
При разбуривании цементных стаканов винтовыми забойными двигателями предусмотреть следующее:
- приемные емкости насосных установок должны быть очищены от шлама и посторонних предметов;
- под ведущую трубу устанавливать фильтр;
- над ВЗД обязательна установка обратного клапана;
- спуск бурильного инструмента (НКТ) производить с шаблонировкой;
долив бурового инструмента (НКТ) производить через ведущую трубу до появления циркуляции через каждые 1000 м и над цементным мостом производить промывки не менее одного цикла.