книги из ГПНТБ / Куличихин Н.И. Разведочное бурение учебник

Кроме того, возникают дополнительные затраты на средства

искусственного искривления.

Пусть D — стоимость всех затрат на одно направленное искрив­ ление (руб), включая стоимость средств отклонения и другие за­ траты; К — число искривлений.

Примем, что стоимость станко-смены остается неизменной, тогда

Многозабойное бурение следует производить, если М > Мыз. Экономический эффект от внедрения многозабойного бурения будет

9 = М - М т. (108) Представление об экономической эффективности внедрения много­ забойного бурения дает также следующая формула Е. Л. Лимонова

средние стоимости 1 м однозабойных и многозабойных скважин соответственно. Обычно СМ3^>Со. Многозабойное бурение следует применять только тогда, когда К > 1 ,1 5 -т- 1,2. Чем глубже сква­ жина, тем больше должен быть коэффициент К, ибо в глубоких скважинах не всегда удается правильно ориентировать отклоня­ ющее устройство и приходится затрачивать много времени и труда на «лечение» скважины.

Анализ экономической эффективности многозабойного разведоч­ ного бурения показывает, что при бурении неглубоких скважин (до 250 м) многозабойное бурение обычно невыгодно. Наоборот, при глубоком бурении, когда длинный основной ствол обслуживает несколько ответвлений на значительной глубине, многозабойное бурение дает большую экономию.

Дальнейшим направлением работ по направленному бурению и инклинометрии должно быть разработка основ теории искривления скважин, а также создание и внедрение:

а) технических средств для направленного и многозабойного бурения скважин малого диаметра и в том числе: отклоняющего снаряда для искусственного искривления указанных скважин пол­ ным диаметром, универсального шарнира, инструмента для забури­ вания дополнительных стволов многозабойных скважин;

б) аппаратуры для ориентации искусственных отклонителей в вер­ тикальных скважинах, а также приборов для контроля кривизны глубоких скважин, проходящихся в аномальной магнитной среде; в) технологии бурения направленных и многозабойных скважин

в различных геологических условиях; г) методики разведки месторождений, основанной на много­

забойном бурении.

Г Л А В А XIX

БОРЬБА С АВАРИЯМИ В СКВАЖИНАХ

§ 1. П Р Е Д У П Р Е Ж Д Е Н И Е А ВА РИЙ П Р И КОЛОНКОВОМ Б У Р Е Н И И

На ликвидацию аварий затрачивается много времени и средств (до 10%). Значительно легче предупредить аварию в скважине, чем ее ликвидировать. Поэтому необходимо принимать все меры по предупреждению аварий, а именно:

1.Повышать квалификацию буровых мастеров и рабочих.

2.Оснащать буровые установки контрольно-измерительными при­ борами.

3.Применять равнопрочную по всей длине бурильную колонну.

4. Передавать нагрузку на породоразрушающий инструмент

спомощью УБТ.

5.Применять промывочную жидкость в соответствии с геологи­ ческим разрезом скважины.

6.Проходить скважину с максимальной технической скоростью.

7.Устранять простои.

8.Механизировать все трудоемкие операции.

9.Повышать ответственность бурового персонала.

Авария в скважине может быть вызвана даже мелкими неполад­ ками с оборудованием. Поэтому необходимо постоянно поддержи­ вать в исправном и работоспособном состоянии все механизмы буровой установки и не допускать перебоев в их работе. Это может быть обеспечено при условии своевременного проведения планово­ предупредительного ремонта всего оборудования (станка, насоса и двигателя и др.).

Большое значение имеет также своевременная очистка и смазка рабочих частей оборудования и каната лебедки.

Для предохранения от попадания в скважину мелких предметов ее устье должно быть закрыто пробкой или крышкой.

Бурение глубоких скважин при неисправной контрольно-из­ мерительной аппаратуре или ее отсутствие может быть причиной возникновения аварий.

§ 2. ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ

Набор ловильного инструмента для бурового снаряда и буриль­ ных труб должен быть на буровой даже при безаварийной работе.

ловимой трубы. Метчики бывают глухие и промывочные со сквозным центральным каналом. Для ловли бурильных труб в скважинах

Рис. 174. Колокол с направляющей воронкой.

1 Левая резьба нарезается для левого ловильного инструмента, предназна­ ченного для развинчивания прихваченного бурового инструмента.

большого диаметра метчики оснащаются направляющими воронками (см. рис. 173).

Метчики изготовляются из легированной стали. Конусная резь­ бовая часть метчика подвергается термической обработке — цемен­ тации на глубину 0,8—1,0 мм или закалке.

Колокол ловильный (рис. 174). На вну­ тренней конусной поверхности колокола нарезана правая или левая треугольная резьба и профрезерованы продольные ка­ навки. При вращении колокол навинчивается на наружную поверхность трубы. Диаметр внутреннего отверстия колокола должен

•2 соответствовать наружному размеру лови­ мого инструмента.

В скважину большого диаметра коло­ кол спускается с направляющей воронкой,

■ 6

ГТ ' 1

сварка.

предназначенной для отклонения от стенки скважины ловимой трубы и направления ее в колокол. Нарезная внутренняя поверхность коло­ кола подвергается термической обработке.

Овершот. Если оборванный инструмент не прихвачен, применяют овершот, который захватывает ловимую трубу за муфту или замок.

Овершот спускают в скважину следующим образом (рис. 175). К бурильным трубам присоединяют переходник 1, который соеди-

нен с трубой 2, на которую навинчивают овершот 3, несущий внизу направляющую воронку 4.

Надевать овершот на ловимый инструмент следует осторожно без сильного нажима, медленно вращая его. При этом пружины 5 заскакивают за нижний торец муфты или замка, а при подъеме овер­ шота, упираясь в этот торец, подхватывают инструмент.

иограничителя 5. Канал 6 предназначен для промывки. Труболовку спускают на колонне бурильных труб. После того

как труболовка введена внутрь извлекаемой трубы, натягивают колонну. Конус труболовки разводит клинья, которые и захваты­ вают трубу. Если труба не поддается извлечению, труболовку можно освободить, вращая колонну вправо; при этом конус, опус­ каясь вниз, ослабит клинья, которые будут удерживаться на торце ограничителя, и труболовка свободно может быть извлечена.

Применяются также гидравлические труболовки, клинья кото­ рых расходятся и захватывают ловимую трубу под давлением нагне­ таемой жидкости.

Труболовки гидравлические типа ТГ предназначены для извлече­ ния из скважины колонковых и обсадных труб или предварительно отрезанных их частей (рис. 178).

Они состоят из стального корпуса, внутри которого находится поршень с возвратной пружиной. К корпусу тягами подсоединены захватывающие плашки. При создании насосом давления промы­ вочной жидкости поршень движется вниз, сжимает пружину и пере­ мещает плашки, которые расклиниваются между нижней частью корпуса труболовки и внутренней поверхностью извлекаемой трубы.

При снятии давления и опуска­ нии снаряда вниз на 200—300 мм плашки освобождаются и возвраща­ ются пружиной в исходное положе­ ние, а труболовка свободно извле­ кается.

Рис. 179. Гидравлический труборез ТРГ. Рис. 180. Схема выбивания при­ хваченного снаряда бабой:

1 — баба; 2 — верхняя пробка; 3 — нижняя пробка; 4 — прихваченный снаряд; 5 — канат.

Труборезы гидравлические типа ТРГ предназначены для резания колонковых и обсадных труб в случае невозможности извлечения

их из скважины (рис. 179).

Труборезы состоят из стального корпуса с прорезанными в его нижней части двумя «окнами», через которые выдвигаются резцы, закрепленные в шток-поршне.

При вращении трубореза под давлением жидкости шток-поршень движется вниз, сжимает пружину и выдвигает резцы в рабочее положение.

После отрезания трубы и снятия давления жидкости пружина возвращает резцы в исходное положение.

Время резания трубы в скважине составляет 5—10 мин. Резцы надежно убираются в корпус и не препятствуют движению

трубореза в скважине. За один спуск трубореза в скважину можно осуществить несколько резов.

Выбивная баба служит для выбивания прихваченного инстру­ мента. Применяют бабы весом 50 и 100 кг. Бабу надевают на верх­ нюю трубу прихваченного инструмента, ввинчивают в нее сверху

Если инструмент прихвачен в приподнятом над забоем положе­ нии, то следует поочередно наносить удары бабой снизу вверх по верхней пробке и сверху вниз по нижней пробке, устанавлива­ емой на 1,5—2 м ниже верхней пробки (рис. 180).

При поочередном осаживании и выбивании инструмента его легче освободить от прихвата. Перед выбиванием бабой захваченную колонну следует натягивать. Выбивание бабой дает эффект только в неглубоких скважинах.

Фреза для фрезерования колонковых труб. Когда захваченная колонковая труба не поддается извлечению, рекомендуется ее раз­ бурить с помощью торцевой фрезы (рис. 181, а). Фрезу навинчивают на колонну штанг и осторожно опускают на торец прихваченной

Прихват иногда бывает настолько сильный, что вырвать снаряд не удается. В этом случае приходится отвинчивать и поднимать бурильную колонну для вскрытия прихваченной колонковой трубы. Для этого применяется левая ловильная колонна с левым ловиль­ ным инструментом. При таком способе бурильная колонна подни­ мается по частям, так как при левом вращении она отвертывается в любом, наиболее разработанном соединении. Для избежания этого над колонковым снарядом устанавливают отсоединитель. Он пред­ назначается для отвинчивания сразу всей бурильной колонны.

Отсоединители бывают следующих типов.

1.Отсоединители с правой незатягивающейся резьбой.

2.Отсоединители с левой резьбой.

3.Отсоединители, освобождающиеся при определенной осевой нагрузке, направленной вверх.

На рис. 185, а изображен отсоединитель первого типа. Он со­

стоит из двух деталей: ниппеля 1 и муфты 2, которые соединяются между собой с помощью крупной ленточной резьбы. Торцы нип­ пеля и муфты несут кулачки 3, которые воспринимают крутящий момент и не дают затягиваться резьбе. В случае сильного прихвата колонкового снаряда бурильную колонну сперва с усилием вращают вправо, а затем дают ей натяжку силой, равной весу колонны, после чего вращают влево.

Переводник-отсоединитель Н. В. Фролова показан на рис. 185, б. Корпус отсоединителя 1 в своей нижней части имеет наружную резьбу для соединения с колонковой трубой. Внутри корпуса на­