- •1. Загальні поняття про аварії в бурінні
- •1.1. Визначення та класифікація аварій
- •1.2. Причини, які сприяють виникненню аварій
- •1.3. Розслідування та облік аварій
- •1.4. Загальні заходи попередження аварій
- •1.5. Ловильні роботи та торпедування під час ліквідації аварій
- •1.5.1. Основні поняття про проведення ловильних робіт
- •1.5.2. Ловильний інструмент
- •1.5.3. Торпедування під час ліквідації аварій
- •2. Аварії з породоруйнівними інструментами
- •2.1. Види і причини аварій з породоруйнівними інструментами
- •2.2. Ознаки аварій з породоруйнівними інструментами
- •2.3. Попередження аварій з породоруйнівними інструментами
- •2.4. Ліквідація аварій з долотами
- •Дії типу тко:
- •3. Аварії з елементами бурильної колони
- •3.1. Причини аварій з елементами бурильної колони
- •Утому металу прискорюють такі фактори:
- •До таких несприятливих умов належать:
- •Найчастіше трапляються такі порушення і несправності:
- •3.2. Попередження аварій з колонами бурильних труб
- •3.4. Прихвати колон бурильних труб
- •3.4.1. Основні причини прихватів колон бурильних труб
- •Р исунок 3.7- Схеми прихвату бурильних труб (обт) в результаті перепаду тиску
- •В результаті сальникоутворення:
- •3.4.2. Попередження прихватів при бурінні свердловин
- •1) Під час опускання нового долота або опорно-центрувальних елементів (оце) в свердловину
- •2) В інтервалах різкої зміни осі стовбура свердловини
- •3) В результаті падінням сторонніх предметів або кусків породи
- •4) Внаслідок осідання шламу, обважнювача
- •5) Внаслідок сальникоутворення
- •6) Внаслідок порушення стійкості свердловини
- •7) В жолобних виробках
- •8) Внаслідок порушення режиму промивання
- •9) При випробуванні свердловин
- •3.4.3. Ліквідація прихватів та інших аварій з елементами бурильної колони
- •3.4.3.1. Підготовчі роботи до ліквідації прихватів
- •3.4.3.1. Діагностика прихватів
- •Визначення межі прихвату
- •3.4.3.2. Способи ліквідації прихватів
- •Підготовчі роботи та технологія проведення гіс зводяться до такого:
- •Ударні механізми із вільним бойком багаторазової дії
- •Ударні механізми багаторазової дії з приєднаною до бойка масою
- •Ударні яси із замковим пристроєм
- •Бурильний яс Hydra-Jar
- •Прихватів:
- •Мітчика з колоною труб
- •4. Аварії з вибійними двигунами
- •4.1. Причини аварій з вибійними двигунами
- •4.2. Попередження аварій з вибійними двигунами
- •4.3. Ліквідація аварій з турбобурами і турбодолотами
- •5. Аварії при випробуванні та освоєнні свердловин
- •6. Аварії при кріпленні свердловин
- •6.1. Причини аварій при кріпленні свердловин
- •Аварії під час кріплення свердловини виникають через:
- •Попередження аварій під час кріпленні свердловин
- •6.3. Ліквідація аварій при кріпленні свердловин
- •7. Інші види аварій
- •7.1. Аварії, пов’язані з падінням у свердловину сторонніх предметів
- •7.2. Аварії з геофізичними приладами
- •Попередження та ліквідація аварій при промислово-геофізичних роботах у свердловині:
- •7.3. Відкриті фонтани
- •7.3.1. Причини відкритих фонтанів
- •7.3.2. Класифікація відкритих фонтанів
- •7.3.3. Дія бригади при виникненні фонтану
3.4.3.1. Діагностика прихватів
Діагностика прихватів розглядає такий перелік ознак і факторів:
• місце прихвату (розташування меж прихвату);
• глибина свердловини та розташування в ній інструменту;
• властивості породи і пласта (літологія, тектоніка, проникність, пластовий тиск, температура, флюїдонасиченість);
• особливості стовбура свердловини (діаметри, наявність каверн, жолобів, перегинів);
• характер траєкторії свердловини (зенітний та азимутальний кути);
• характеристика інструменту у зоні прихвату;
• технологічні властивості бурового розчину (густина, фільтрація, реологічні параметри, мастильна здатність та ін.), реагенти, якими оброблено буровий розчин;
• технологічна операція, що передувала прихват (нарощування, підйом, спуск, промивання і т.ін.);
• характер циркуляції бурового розчину після прихвату (витрата та перепад тиску під час промивання);
• ускладнення, що передували прихвату, та брак під час виконання допоміжних робіт (осипання, затягування, посадки, падіння сторонніх предметів у свердловину);
• додаткові ускладнення, що мали місце в процесі ліквідації прихвату (поглинання та ін.).
Використовуючи подану систематику ознак і класифікацію прихватів, можна з достатньою достовірністю діагностувати різновиди прихватів.
Визначення межі прихвату
► Найпростішим способом визначення верхньої межі прихвату є наближений розрахунок (виведений з практики), за яким вважають, що при натягу бурильної колони із зусиллям 200 кН на довжині в 1000 м її видовження становить:
• для труб діаметром 114 мм приблизно 0,35 м;
• для труб діаметром 127 мм приблизно 0,30 м ;
• для труб діаметром 140 мм приблизно 0,25 м;
• для труб діаметром 168 мм приблизно 0,2 м.
● Для однорозмірних труб верхню межу прихвату (довжина вільної частини труб), визначають за формулою
, (3.3)
де Е— модуль Юнга (0,21 • 106 МПа);
F — площа поперечного перерізу труби, м2;
G2 та G1 — розтягувальні сили, Н;
∆l — видовження колони, м;
1,05 — коефіцієнт, що враховує наявність жорстких замків.
Видовження і розтягувальні сили G1 та G2 визначають у такій послідовності:
прикладають до колони силу G1, яка на п'ять поділок гідравлічного індикатора ваги (ГІВ) перевищує вагу бурильної колони до прихвату, і роблять відмітку на ведучій трубі навпроти нерухомої площини стола ротора;
повторно натягують колону із силою, що на п'ять поділок перевищує початкову силу G1 і швидко знижують її до значення G1. Різниця між першою і другою відмітками пояснюється тертям;
ділять відстань між першими двома відмітками навпіл і приймають середню поділку верхньої відмітки для відліку;
прикладають до колони бурильних труб силу G2, яка на індикаторі ваги буде на 10—20 поділок перевищувати силу G1 і роблять нову відмітку на ведучій трубі. При цьому величина G2 має бути такою, щоб деформації, спричинені цією силою, знаходились у зоні пружної деформації матеріалу;
повторно натягують колону з силою, не більшою ніж на п'ять поділок щодо сили G2 потім швидко знижують навантаження до G2 і роблять другу відмітку на ведучій трубі;
ділять відстань між двома останніми відмітками навпіл і отриману поділку вважають нижньою відміткою відліку.
Отже, у цьому разі відстань між верхньою і нижньою відмітками є шуканим видовженням ∆l.
● Для багатоступінчастої бурильної колони також знайдені прості формули, за якими можна вираховувати верхню межу прихвату.
► Прихватовизначник — це електромагніт циліндричної форми, який дає змогу ставити мітки на сталевій бурильній колоні після подачі струму, а потім фіксувати їх на стрічці самописного пристрою у каротажній станції.
Робота прихватовизначника грунтується на властивості феромагнетиків розмагнічуватися з деформацією попередньо намагнічених ділянок.
Порядок роботи такий:
спочатку за допомогою приладу фіксують магнітний стан колони (перший замір);
ставлять магнітні мітки (другий замір). Магнітна мітка — це намагнічена ділянка труби завдовжки 0,2 м;
виконують стирання магнітних міток над зоною прихвату, розходжуючи колону бурильних труб та прокручуючи (по можливості) її ротором у межах безпечних навантажень;
потім знаходять зону переходу, де магнітні мітки збереглися (третій замір).
Так визначають верхню межу неприхвачених труб.
► Індикатор місця прихвату (ИМП) конструкції колишньої «АзНИИбурнефть» дає змогу підвищити точність і прискорити виконання замірів.
Принцип вимірювання за допомогою приладу ИМП полягає у реєстрації деформації прихопленої колони після утримання індикатора магнітною силою на внутрішній стінці труби. Отже, нижче верхньої межі прихвату, де відсутня деформація труб, сигнали на поверхню не надходять.
► За допомогою акустичних цементомірів визначають інтервал прихвату алюмінієвих і обважнених бурильних труб, чого не можна зробити прихватовизначником.
Інтервал прихвату визначають за допомогою довільної акустичної апаратури відповідного діаметра. При цьому використовують не пряму хвилю по металевій трубі, а імпульси, відбиті від з'єднувальних замків. За амплітудою відбитих імпульсів можна визначити інтервал прихвату колони, а також оцінити розподіл утримувальної сили в інтервалі прихвату.