Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

соединенных вала турбобура с головкой в верхней части для захвата шлипсом грунтоноски.

Валы передают усилия удара на заклиненный турбобур. Если после первого удара турбобур не освободился, валы поднимают и операцию повторяют.

3.4.14. Профилактические мероприятия по предотвращению аварий с забойными двигателями

1.Перевозка ЗД производится на специализированном транспорте. СекционныеЗДперевозятсявразобранномвидеотдельнымисекциями.

2.Резьбовые соединения должны иметь защитные колпачки или пробки.

3.Погрузку и разгрузку ЗД следует производить с помощью кранов, не допуская ударов. Нагрузка на корпус ЗД должна быть равно распределенной, исключающей его искривление.

4.Двигатель перед включением его в КНБК должен пройти следующие виды контроля:

 визуальный осмотр на наличие вмятин и трещин на корпусе, задиров на резьбе;

 выявление соответствия ЗД технологическим параметрам;  уточнение общей наработки на ЗД;  определение величины осевого люфта;

 определение величины давления запуска ЗД без нагрузки (холостого запуска).

5.При сборке ЗД:

необходимо выдерживать рекомендуемые моменты свинчивания резьбовых соединений, обеспечивая их упорное соединение;

при обнаружении пропуска жидкости в резьбовых соединениях, запуска с повышенным давлением, увеличением осевого люфта двигатель отправляется на ремонт.

При спуске ЗД в скважину:

при спуске винтового забойного двигателя без переливного клапана необходимо производить периодический долив жидкости промывки в бурильную колонну через ведущую трубу;

подход КНБК к забою должен производиться с промывкой скважины;

191

предусмотреть установку фильтра над ведущей трубой;

не допускать запуска ЗД ударами о забой;

при остановке ЗД вследствие его перегрузки инструмент следует приподнять, затем постепенно довести долото до забоя и плавным увеличением нагрузки достигнуть максимальной скорости проходки;

не допускать использования ЗД, если его ресурс может закончиться в процессе следующего долбления.

3.4.15.Аварии при проведении геофизических работ

Кавариям такого вида относятся:

прихваты прибора и кабеля;

обрыв кабеля и оставление его части в скважине;

оставление различных приборов и грузов;

оставление торпед и перфораторов, применяемых при исследовании скважины и проведении вспомогательных работ в ней;

самопроизвольноесрабатывание перфоратораи взрывы торпед. Причины аварий [8]:

недостаточная подготовленность ствола скважины к электрометрическим работам (наличие уступов, желобных выработок, высокие реологические параметры бурового раствора);

ненадежное крепление приборов к кабелю или кабеля к подъемнику;

применение изношенного кабеля;

превышение скорости спуска кабеля, которое ведет к его запутыванию и прихвату;

обвал пород и образование пробок;

длительное оставление без движения кабеля и приборов;

обрыв прибора в результате затаскивания его на блок-баланс из-за отсутствия контрольных меток на кабеле;

самопроизвольные взрывы торпед происходят при применении нетермостойких взрывчатых веществ и средств взрыва в высокотемпературных скважинах или от преждевременного поступления тока на взрыватель.

192

3.4.16. Методы ликвидации аварий

При прихвате кабеля его следует попытаться как можно скорее освободить. Для этого при помощи каротажной лебедки производят натяжение кабеля, но не свыше 50 % номинального разрывного усилия, указанного в паспорте. Следующей мерой по освобождению прихваченного кабеля является расхаживание, т.е. многократное натяжение и ослабление.

В этом случае, если принятые меры окажутся безуспешными, рекомендуется произвести спуск бурильного инструмента, пропуская кабель внутрь колонны (рис. 28).

Для ведения работ по этому

или специальным патрубком с развальцованной нижней кромкой. Кабель обрезается несколько выше стола ротора, и концы его оснащаются приспособлениями, позволяющими производить в процессе

193

спуска инструмента соединение или разъединение разрезанных частей, а также удерживать конец каната, находящегося в скважине на торце замковой муфты очередной свечи. Часть кабеля, находящаяся на поверхности и соединенная с подъемником каротажной станции пропускается через основной или вспомогательный ролик кронблока. Перед навинчиванием каждой свечи кабель разъединяется, нижняя часть его фиксируется на торце верхней муфты спущенного инструмента, а верхний конец пропускается внутрь очередной свечи, поданной для свинчивания. После этого концы кабеля соединяются вновь, и производится навинчивание свечи и спуск ее в скважину. В процессе спуска инструмента кабель должен иметь натяжение 50 % от номинального разрывного усилия. При чрезмерном натяжении следует дать слабину путем сматывания кабеля с барабана каротажной лебедки. Не доходя 5–10 м до скважинного прибора, включают циркуляцию и замедляют спуск инструмента. Об освобождении кабеля узнают по снижению его натяжения.

Рис. 29. Последовательность операций при спуске труб «поверх» кабеля (обозначения см. рис. 28)

194

Освобожденный кабель поднимают вместе с инструментом, следя, чтобы количество выбираемого из скважины кабеля соответствовало длине поднятых бурильных труб. Кабель при подъеме должен быть под натяжкой. Бурильные трубы при спуске и подъеме вращать не разрешается.

Если прихваченный кабель освободить не удается, то его обрывают натяжением каротажной или буровой лебедки. В последнем случае кабель закрепляют на подъемном крюке, намотав на него достаточное количество витков.

Извлечение из скважины каротажных приборов может быть произведено также и с помощью ловильного паука, изготовленного из обсадной трубы соответствующего размера.

При заклинивании перфоратора в скважине попытки поднять его обычно заканчиваются обрывом кабеля.

Для ликвидации произошедшей аварии необходимо сначала поднять оставшийся в скважине кабель целиком или по частям. Ловля кабеля производится удочкой, спускаемой на тартальном канате или крючками на бурильных трубах. Для этой цели можно также применить ерш.

При работе крючком или ершом необходимо захватить кабель ближе к месту обрыва во избежание образования клубка из запутавшегося кабеля, что может привести к заклиниванию инструмента. Для предупреждения чрезмерного опускания ловильного инструмента ниже места обрыва кабеля над ним устанавливается специальный отбойный диск, который не допускает образования клубка. После извлечения каната на бурильных трубах спускают специальный шлипс для захвата головки перфоратора. Освобождение перфоратора производится расхаживанием инструмента с натяжением его до 5–10 т свыше собственного веса.

Если перфоратор заклинен на небольшом расстоянии от забоя, то хорошие результаты приносит сбивание его на забой посредством нанесения ударов инструментом.

Аварии с каротажными снарядами ликвидируются по плану, согласованному буровым и геофизическим предприятиями.

195

Отрыв прихваченного инструмента торпедированием производится по специальному плану, согласованному с геофизической службой.

Извлечение каротажных приборов из скважины. При остав-

лении прибора в скважине сначала определяют его местонахождение. При неуверенности в его нахождении на забое работы по определению его местоположения в стволе скважины ведутся прихватоопределителем или другой геофизической аппаратурой.

Для извлечения прибора буровая бригада опускает в скважину соответствующие ловильные инструменты.

Наиболее результативный ловильный инструмент для извлечения скважинных приборов — паук гидромеханический. Приборы длиной более трех диаметров скважины можно извлекать ловушками. Стальные предметы можно извлекать магнитными фрезерами. В тех случаях, когда приборы не представляют ценности, их разбуривают фрезерами иди долотами с установленными над ними шламометаллоулавливателями.

Работы в скважине при оставлении в ней стреляющей аппаратуры (торпед, перфораторов и т.д.) со взрывчатыми материалами и аппаратуры с радиоактивными веществами прекращают, продолжение их разрешается по соответствующим планам, разработанным ответственными представителями геофизического и бурового предприятий.

Освобождение скважины от посторонних предметов. Прак-

тика буровых работ показывает, что в скважину падают элементы оборудования, работающего на устье скважины. Это сухари ключей УМК, АКБ, ПКР, челюсти и упоры АКБ, а также различные посторонние предметы: кувалды, молотки, ключи гаечные, элементы крепежа (болты, гайки). С забоя в ствол скважины попадают элементы разрушенных долот (лапы, шарошки, тела качения).

Упавший в скважину предмет в лучшем случае достигнет забоя скважины, но может застрять в ее стенке (каверне, желобной выработке) и стать причиной заклинки бурильной колонны при СПО [6]. Таким образом, при наличии в скважине названных условий не сле-

196

дует спешить со спуском инструмента для разрушения предмета на забое. Сначала надо спустить прихватоопределитель для выяснения местонахождения металла. Если предмет находится в стенке скважины над забоем, то скважину прорабатывают эксцентричным долотом в зоне нахождения предмета, чтобы сбить его на забой. Затем снова спускают прихватоопределитель и, если предмет не был сбит, торпедируют его и прорабатывают скважину до забоя.

Упавший в скважину посторонний предмет извлекают ловильным иструментом, выбор которого определяется размером и формой предмета. Если размеры предмета позволяют ему разместиться в гидромеханическом пауке, то надо постараться извлечь предмет с его помощью.

Использование магнитного фрезера зависит от размера и веса извлекаемого предмета.

Крупные предметы (роторные клинья, челюсти ключей АКБ-3 и т.д.) разрушают на забое забойными или башмачными фрезерами, а также коронками башмачных фрезеров, присоединяемыми к магнитным фрезерам. Колонковые трубы, подъемные грунтоноски и другие предметы разрушают забойными фрезерами или извлекают трубными ловушками, представляющими собой трубу с воронкой. На трубе сделаны загнутые вверх вырезы, в которых зажимается извлекаемый предмет. В отдельных случаях крупные детали разрушают торпедами типа ТКО.

Скважину необходимо периодически очищать от мелких металлических предметов, чтобы исключить последующее заклинивание ими колонны труб. Очищать забой рекомендуется магнитным фрезером, присоединенным к шламометаллоулавливателю, или эжекторным металлоулавливателем.

Аварии при опробовании бурящихся скважин испытателя-

ми пластов. В последние годы все чаще стали практиковать испытание разведочных скважин испытателями пластов сразу же после вскрытия продуктивного пласта, не дожидаясь окончания бурения скважин или вскрытия последующих продуктивных пластов. Однако при этом возникают аварии с испытателями пластов, прихва-

197

ты колонн бурильных труб, спускаемых с испытателями пластов, особенно нижней их части, расположенной под пакером (хвостовиком); поломки и разъединение узлов испытателей пластов, газопроявления.

Причинами аварий при работе с испытателями пластов являются: длительное стояние в ожидании притока, неправильно выбранный интервал установки пакера, большая депрессия, приводящая к разрушению пласта, низкое качество резинового элемента, неудовлетворительная подготовка ствола скважины к работе с испытателями пластов и отсутствие устьевой противовыбросовой арматуры.

При опробовании газовых и газоконденсатных горизонтов испытателями пластов возможен прихват его узлов образующимся гидратом.

Аварии при испытании скважин. Завершающий этап строи-

тельства скважины – испытание первого продуктивного горизонта – связан со спуском в скважину НКТ и проведением прострелочноперфорационных работ, которые нередко сопровождаются авариями: поломкой и срывом резьбы в элементах НКТ, прихватами, нарушением целостности обсадных колонн и падением посторонних предметов в скважину.

Основные причины этих аварий – неудовлетворительная технология постановки цементных мостов; работа с дефектными трубами; слабая технологическая дисциплина и неудовлетворительная техническая оснащенность бригад, проводящих эти работы, вследствие чего в скважину спускаются трубы с недостаточно закрепленными резьбовыми соединениями, имеющие дефекты, допускаются случаи посадки труб в шлам и неудовлетворительное проведение изоляционных работ; на трубах, спускаемых в скважину, не устанавливаются обтираторы, предупреждающие попадание посторонних предметов, и т.д.

Предупреждение аварий при испытании скважин испыта-

телями пластов. Работы по вызову притока надо производить только под руководством ответственного лица из числа ИТР, со-

198

гласно утвержденному плану и в присутствии представителя военизированной части.

До начала испытания устье скважины должно быть оборудовано по соответствующей схеме.

Применяемые НКТ с высаженными наружу концами должны быть опрессованы и проверены дефектоскопией.

При установке цементных мостов при вскрытом пласте следует оборудовать устье скважины головкой цессона или превентором с плашками под применяемые трубы, а также двумя выкидами, один из которых должен быть соединен с желобом. Проведение работ без них категорически запрещается.

Интервал ствола скважины, в котором в процессе бурения испытывали горизонты, необходимо проработать перед спуском долота на забой. Первое долото после испытания необходимо спускать в открытый ствол на пониженной скорости и с возможными предосторожностями, не допуская разгрузок более 50 кН.

3.4.17. Разрушение и падение буровых вышек

Данный вид аварий является одним из самых опасных, так как при этом разрушается не только вышка и ее элементы, но и привышечные сооружения. Возможно разрушение противовыбросового и устьевого оборудования, которое приводит к разгерметизации скважины и потере ее управляемости. Возможно травмирование членов буровой бригады.

Причинами аварий с буровыми вышками являются:

превышение допустимых нагрузок;

ослабление прочности элементов вышки вследствие долгой эксплуатации или коррозионного износа;

несовпадение оси вышки и центра ротора;

негоризонтальность фундамента вышки;

использование индикатора веса, дающего заниженные нагрузки;

износ резьбовых соединений элементов вышки.

199

3.4.18.Аварии с долотами

Взависимости от типа долота выделяют основные виды аварий

(рис. 30).

Аварии с шарошечными долотами – отвинчивание долота и

разрушение долота. Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления:

несоответствие момента свинчивания;

наворот долота левым вращением ротора;

применение доски отворота долот, не соответствующей типоразмеру долота;

несоответствие присоединительных резьб наддолотного переводника и долота, износ резьбы наддолотного переводника.

200