Аварии с бурильными трубами чаще всего происходят

Аварии с бурильными трубами чаще всего происходят

Проблемы при ГНБ (горизонтальном направленном бурении) возникают при отсутствии или недостатке опыта у мастеров-бурильщиков. Аварии возникают при эксплуатации вышедшего из строя оборудования: установка ГНБ, буровая головка, штанга. Несоблюдение режима работ чревато негативными последствиями.

Трудности и аварии в процессе бурения скважин

Основные типы аварий при горизонтальном бурении:

  1. Поломка инструментов. Такой вид повреждений встречается не часто, но от него напрямую зависит скорость бурения скважин. При поломке долото или его шарошки (узлы) остаются внутри траншеи. Если бурильный инструмент застрял целиком, то на его извлечение тратится много времени.
  2. Авария с бурильными трубами. Осложнения появляются при роторном типе бурения. Нарушения провоцируются перепадами напряжения, появляющимися внутри трубы, или непрофессионализмом мастеров-бурильщиков.
  3. Прихваты обсадных и бурильных колонн. Аварии появляются на фоне перепадов гидравлического давления внутри проницаемых пластов. На стержнях турбобуров могут образовываться сальники, которые заклинивают инструмент. Прихват толстых стальных труб происходит после оседания твердых частиц раствора.

Осложнения при бурении горизонтальных скважин возникают из-за поломки турбобура, вызванной внезапным отключением электроэнергии.

Нарушение целостности стенок скважины

При горизонтальном бурении риск обвала стенок достаточно высок. Их увлажняют раствором, что снижает уровень прочности примесей полевых шпатов, кварца или продуктов дегидратации глины.

Большие объемы раствора содержат много воды, которая проходит в проницаемые пласты. Обвалы может спровоцировать механическое воздействие на стенки.

Механическое движение земной коры приводит к сжатию пород, на фоне чего земля начинает осыпаться.

Осыпи можно распознать по характерным признакам:

  • выделение газа из скважины;
  • прихват стальных труб;
  • желобообразование, спровоцированное растворением солей;
  • вынос породы;
  • большая нагрузка на буровую установку.

Желобообразование характеризуется прихватами, затяжками и посадкой породы. Риск появления осложнений возрастает прямо пропорционально числу рейсов турбобура. Основными причинами аварий считают:

  • большую площадь контакта породы с долотом;
  • немалый вес буровой установки;
  • большие углы перегиба ствола.

Чаще всего образование желобов происходит при прокладке искривленных и наклонных скважин.

Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Под поглощением бурового раствора понимают сложность, характеризующуюся частичным или полным нарушением циркуляции жидкости, применяемой для промывок скважин. Осложнение развивается под воздействием повышенного давления внутри земляных пластов. Многое зависит от характера поглощаемых объектов. К предрасполагающим факторам относят:

  1. Техническую сторону процесса. Большое внимание необходимо уделить способу и скорости бурения, количеству и качеству раствора, который подается в скважину.
  2. Геологические: характеристики пластовых жидкостей, гидравлическое давление и степень сопротивляемости горных пород относительно разрыва, глубина залегания, мощность и тип пласта. Сопутствующие осложнения (обвал, перетоки вод, выделение газа) влияют на скорость поглощения раствора.

В зависимости от интенсивности выделяют несколько типов поглощений:

  • высокоинтенсивное;
  • среднеинтенсивное;
  • малоинтенсивное.

Отбор шлама, геофизические и гидродинамические исследовательские методы помогают выявить направление и величину перетоков, интенсивность водопроявления, месторасположение, мощность и строение пласта.

Бурение нефтяных и газовых скважин

К проблемам бурения скважин относят наличие нефти или газа внутри земляного пласта. Вещества, находящиеся в газообразном состоянии, проникают сквозь трещины и заполняет скважину. Жидкость с силой выбрасывается на поверхность, образуя нефтяной или газовый фонтан. Осложнение влечет за собой поломку инструмента и пожар (редко).

Газонефтеводопроявление можно регулировать с помощью специального оборудования (за исключением открытых фонтанов). К основным причинам появления относят:

  • присутствие в разрезе водных, нефтяных или газовых пластов;
  • простои в процессе бурения;
  • несоблюдение правил эксплуатации буровых установок;
  • снижение плотности раствора;
  • глушение скважин;
  • отсутствие долива;
  • несоблюдение правил изготовления раствора.

ГНВП может перейти в открытый фонтан. Предрасполагающие факторы:

  • отсутствие специальных устройств, с помощью которых перекрывают каналы труб;
  • несоблюдение правил эксплуатации противовыбросовых инструментов;
  • неисправности или неправильный монтаж скважин;
  • несоблюдение правил безопасности газовой и нефтяной промышленности;
  • отсутствие у бурильщиков опыта по устранению осложнений.

Обсадные колонны необходимо цементировать, чтобы предотвратить газонефтеводопроявление.

Меры по ликвидации аварий

Меры по ликвидации могут варьироваться в зависимости от типа аварий. Ее своевременное выявление может минимизировать риск появления осложнений. Если в процессе бурения произошла поломка турбобура, то ликвидировать аварию можно достаточно быстро: нужно навинтить на сломанную резьбу калибр или прихватить ее специальными ловителями.

Если в скважине осталось долото, то в буровую трубу (на глубину до 7 м) необходимо опустить фрезер магнитный. Скорость вращения ротора должна быть маленькой. После промывки прибор примагничивает к себе детали и поднимает их на поверхность. Неисправным долотом работать нельзя — это может осложнить процесс ликвидации аварии.

При возникновении ГНВП бурильщики обязаны предпринять следующие меры:

  • оповестить главного инженера об аварии;
  • загерметизировать устье скважины под надзором мастера ТКРС;
  • остановить работу всех приборов (включая буровые установки);
  • отключить осветительные и силовые линии;
  • прекратить подачу электроэнергии на загазованный участок;
  • потушить бытовые и технические топки;
  • предупредить буровиков об опасности курения в загазованной зоне;
  • прекратить подачу электроэнергии на производственные точки (трансформаторы, пункты газораспределения);
  • удалиться за пределы загазованного участка, предварительно расставив по территории предупреждающие об опасности знаки.

При обвале стен застрявшее долото необходимо расходить движением вниз. При поглощении бурового раствора турбобур необходимо отворотить и извлечь частями. Незначительные аварии в этом случае можно ликвидировать путем введения в раствор специальных паст (глинисто-цементных или глинистых), которые выполняют роль заполнителей проницаемых зон.

Очистить забой можно с минимальными потерями: бурение осуществляют на воздухе и в воде. Для перекрытия в скважину помещают обсадную колонну (трубу из стали) и цементируют.

Предупреждение и ликвидация аварий при бурении

Ликвидация аварий, возникающих при бурении, осложняется невозможностью их визуального, то есть непосредственного, исследования. Поэтому главное внимание буровой мастер должен уделять предупреждению аварий, так как предотвратить их значительно легче, чем ликвидировать.

  • Для предупреждения аварий необходимо: — соблюдать технологический режим бурения в точном соответствии с геолого-технологическим нарядом и фактическими геологическими и гидрогеологическими условиями бурения;
    — поддерживать высокую производственную дисциплину персонала; — правильно подбирать и расставлять работников буровой бригады; — оснащать буровую установку требуемыми контрольно-измерительными приборами;
    — поддерживать механизмы буровой установки в исправном и работоспособном состоянии; — своевременно проводить планово-предупредительный и текущий ремонты бурового оборудования, механизмов и инструмента; — полностью обеспечивать буровую инструментами и материалами (долотами, бурильными трубами, цементом, реагентами для глинистого раствора и др.);
  • — механизировать все трудоемкие операции, облегчающие труд буровиков; быстро устранять простои и перерывы в работе; четко и своевременно оформлять документацию о процессе бурения и освоения скважины.

Аварии с бурильными трубами.

Во избежание обрыва бурильных труб необходимо: правильно их отрабатывать, не смешивать трубы разного качества, следить за износом и вовремя заменять; подбирать диаметр бурильных труб ближе к диаметру скважины, а также применять резиновые кольца-протекторы, защищающие трубы от трения по поверхности ствола скважины и снижающие напряжение изгиба бурильной колонны; тщательно следить за состоянием резьбовых соединений, очищать и смазывать резьбу графитовой смазкой, использовать для герметизации подмотку из пеньки; свинчивать трубы машинными ключами при спуске их в скважину до отказа (оставлять зазоры в замковых соединениях категорически запрещается); применять утяжеленные бурильные трубы (УБТ) для улучшения работы нижней части бурильной колонны.

Рекламные предложения на основе ваших интересов:

При обрыве бурильных труб мастер прекращает бурение и поднимает на поверхность верхнюю оборвавшуюся часть бурильной колонны. По длине поднятых бурильных труб устанавливают местонахождение верхнего конца оставленного в скважине снаряда, а по нижнему концу поднятой части — характер обрыва, и подбирают ловильный инструмент.

При выборе ловильного инструмента нужно знать, что при работе овершотом нельзя восстановить циркуляцию промывочной жидкости через долото, а при работе метчиком и колоколом нельзя освободиться от захваченного снаряда. Поэтому лучше всего применять шлипс с промывкой, при помощи которого можно восстановить циркуляцию промывочной жидкости и освободить его от оставшегося в скважине снаряда.

Опускают ловильный инструмент в скважину на бурильных трубах. Не доходя 1… 1,5 м до места обрыва, включают буровой насос и промывают ловильный инструмент от грязи, попавшей в него при спуске.

Окончив промывку, медленно опускают ловильный инструмент (метчик или колокол) и осторожно на 3…4 витка резьбы соединяют его с верхним концом находящегося в скважине снаряда или накрывают оборвавшийся конец шлипсом или овершотом.

Затем, закачивая в скважину промывочную жидкость для удаления осевшего шлама, начинают приподнимать снаряд и, если это удалось, ввертывают до отказа ловильный инструмент и извлекают снаряд из скважины.

Если оборвавшийся конец бурильной колонны сдвинут к стенке скважины и деформирован, то по отпечатку конца оборванной трубы выбирают ловильный инструмент и опускают его с направляющими воронками (а иногда в комбинации с отводными крючками) в скважину для извлечения бурового снаряда.

Читайте также:  Что такое капиллярные фитинги

Прихват бурового снаряда.

Для предупреждения прихватов бурового снаряда в скважине необходимо: обеспечить высокое качество глинистого раствора при бурении в рыхлых, неустойчивых породах и проводить постоянный контроль за его параметрами в процессе бурения; промывку скважины при спуске бурового снаряда начинать, не доходя 3…5 м до забоя; при внезапном прекращении циркуляции промывочной жидкости приподнять снаряд над забоем на длину ведущей трубы; при бурении в пучащихся породах применять глинистый раствор с повышенной плотностью и с малой водоотдачей; перед подъемом бурового снаряда обязательно промыть скважину без углубки для полной очистки ствола скважины от шлама, при роторном бурении промывку провести также перед наращиванием бурового снаряда; при замене изношенного долота новым, не доходя до забоя 15…20 м, проработать ствол скважины на первой скорости при медленном спуске; при дробовом бурении соблюдать режим промывки, подавая в скважину строго определенное количество промывочной жидкости, соответствующее применяемому способу питания забоя дробью и размеру дроби; перед заклиниванием керна и подъемом его скважину тщательно промыть (заклинивают керн как можно быстрее); затирку «всухую» для подъема керна в рыхлых породах осуществлять на глубину не более 3…5 см во избежание прижога коронки; при ударно-канатном способе бурения долото выбирать в зависимости от характера и состояния пород забоя, систематически проверять длину лезвий долота и их боковых перьев (сузившийся ствол скважины обработать округляющим долотом).

При прихвате бурового снаряда расхаживают его с помощью лебедки или гидравлической системы станка и восстанавливают нарушившуюся циркуляцию промывочной жидкости.

При заклинивании снаряда во время продвижения его к забою или бурения скважины быстро увеличивают подачу промывочной жидкости, а снаряд пока не расхаживают. После 2…5 мин промывки пытаются поднять снаряд, если это не удается, продолжают промывку и начинают расхаживать снаряд с одновременным вращением его.

  1. Если эти мероприятия не дают положительных результатов, снаряд выбивают забивным снарядом или поднимают домкратами.
  2. В случае прихвата снаряда осевшим на него сверху шламом или обвалившейся породой сначала восстанавливают циркуляцию, а затем размывают шламовую пробку.
  3. Если циркуляция полностью нарушена и восстановить ее нельзя, размывают завал сверху через дополнительно спущенную бурильную колонну.
  4. При прихвате снаряда шламом в известковых породах эффективно применять ванны из раствора соляной кислоты.

Аварии с породоразрушающим инструментом.

Для предупреждения аварий с породоразрушающим инструментом необходимо: тщательно проверять исправность долот, особенно в сварочных швах (шарошки долот должны легко вращаться от руки); обеспечивать прочное крепление резьбовых соединений породоразрушающего инструмента (долот, коронок); подавать долото на забой скважины плавно, без рывков; не допускать чрезмерной нагрузки на породоразрушающий инструмент.

При обрыве или отвинчивании долота, если оно не прихвачено на забое и расположено вертикально по оси скважины, извлекают его колоколом, метчиком или шлипсом.

При спуске колокола в скважину, не доходя 2…3 м до долота, начинают промывку и, вращая инструмент вручную, пытаются захватить долото за резьбовую часть. При удачном -захвате давление на манометре насоса сразу же увеличивается. Тогда колокол закрепляют вращением ротора и приступают к подъему долота. При ловле корпусного долота вместо колокола используют метчик.

Если долото лежит на забое боком или отклонилось от оси скважины, его сначала ставят вертикально, используя для этой цели отводной крючок, а затем применяют колокол или метчик.

Захват долота шлипсом проводят так же, как захват замка бурильной трубы. Если долото лежит на забое боком и прихвачено так сильно, что не удается поднять, долото разбуривают сплошным фрезером, но это очень трудоемкая и длительная операция.

Значительно быстрее можно разрушить долото, применяя кумулятивное (направленное) торпедирование, а затем поднять его разрушенные части магнитным фрезером или пауком. Отдельные части долота (шарошки, лапы и др.

) поднимают из скважины также магнитным фрезером или пауком.

При спуске магнитного фрезера, не доходя до забоя 2…3 м, начинают промывку и вращение фрезера с частотой не более 1,3 с-1. При захвате фрезером оставшейся

части долота промывку прекращают и фрезер осторожно поднимают на поверхность.

При обрыве дробовой коронки прежде всего тщательно промывают скважину. Затем разбуривают керн в коронке крестовым долотом и опускают в скважину метчик, с помощью которого извлекают коронку.

Обрыв колонковых и обсадных труб. Оборвавшуюся колонковую, или шламовую трубу, если она не прихвачена породой, поднимают из скважины при помощи труболовки или метчика.

Аварии с обсадными трубами при бурении скважин на воду относительно редки. Наиболее сложной аварией считают отвинчивание и уход нижней части обсадной колонны.

В этом случае извлекают на поверхность верхнюю часть ее, а нижнюю ловят с помощью метчика или труболовки, но иногда бывает целесообразнее скважину перебурить.

Изогнутые и измятые обсадные трубы выпрямляют различными оправками, развертками и специальными оправочными долотами.

Документация аварий. Об аварии, происшедшей на скважине, составляют акт, в котором дают краткое описание аварии, а также заключение комиссии, составившей акт, о причинах аварии и конкретном ее виновнике. Акт должен быть подписан прорабом буровых работ и мастером-бурильщиком.

Рекламные предложения:

Читать далее: Подготовка скважин и труб к креплению

Категория: — Буровое оборудование

Главная → Справочник → Статьи → Форум

Ликвидация аварий в скважине

Авария может быть успешно ликвидирована при правильном выборе способа извлечения аварийного буро­вого  снаряда из скважины.

При обрыве бурильных труб вначале определяют причину, место и характер обрыва. Место обрыва и расположение труб в скважине определяют путем спуска в скважину печати. По характеру обрыва выбирают ловильный инструмент (метчики ловильные, колокола ловильные).

Если бу­ровой снаряд не прихвачен, то его подъем из скважины не вызывает затруднений.

В процессе обрыва могут возникнуть следующие затруднения: уход верхней части оборванных труб в сторону при наличии каверны или интенсивной разра­ботки ствола скважины; прихват оборванного снаряда в сква­жине; расклинивание оборванного снаряда бурильными тру­бами или соединениями при двойном обрыве или падении бурильных труб в скважину.

  • При уходе оборванного снаряда в сторону ловильный инст­румент спускают в скважину совместно с отводными крючка­ми или приспособлениями с целью его центрации в скважине и облегчения операции по соединению с ловильным инстру­ментом.
  • В случае расклинивания аварийного снаряда и его прихвата в скважину спускают ловильный инструмент с левой резьбой и аварийный снаряд развинчивают и извлекают по частям.
  • Если аварийный снаряд значительно расклинен соедине­ниями, особенно муфтово-замковыми, что вначале их разбу­ривают твердосплавной коронкой, а потом развинчивают сна­рядом с левой резьбой.

Наиболее распространенными и сложными авариями по их ликвидации являются прихваты. При обнаружении прихва­та вначале пытаются восстановить циркуляцию промывочной жидкости и выяснить возможность вращения бурового снаря­да.

Если это возможно, то следует попытаться поднять буро­вой снаряд с вращением при максимальной промывке.

При невозможности поднять бурильные трубы этим способом, сле­дует пытаться поднять их с помощью натяжки лебедки или гидравлической системой станка.

Если эти меры не дают положительного результата, то ко­лонну бурильных труб нужно отвинтить в противоаварийном переходнике и поднять ее из скважины.

В случае отсутствия противоаварийного переходника колонну развинчивают бу­рильными трубами с левой резьбой, оснащенными левым мет­чиком или колоколом и поднимают ее по частям. После этого пытаются поднять колонковый набор из скважины.

Если ко­лонковая труба прихвачена, то можно попытаться ее освобо­дить с помощью погружного гидравлического вибратора.

При невозможности освободить трубу этим способом (в случае прижога твердосплавной коронки) выбуривают переходник у колонковой тру­бы и керн внутри нее колонковым набором меньшего диамет­ра и продолжают бурение скважины.

Если по геологическим причинам перейти на меньший диаметр невозможно, то при­хваченную трубу разбуривают фрезой типа ФН. В зависимо­сти от конструкции скважины можно осуществить обурива-ние колонковой трубы снарядом большего диаметра. При не­возможности обуривания или разбуривания колонковой тру­бы следует разрезать ее труборезом и поднять по частям. В случае невозможности ликвидации аварии из-за ее осложне­ния устанавливают отклоняющий клин над аварийным снаря­дом и забуривают новый ствол скважины.

При ликвидации аварий с обсадными трубами пользуются следующими методами. В случае развинчивания нижних труб обсадной колонны и отклонения их в сторону, вначале пыта­ются их отцентрировать с помощью деревянного корпуса, спущенного на бурильных трубах. Затем путем вращения верхней части колонны обсадных труб пытаются соединить ее с нижними трубами.

Читайте также:  Лучшие фитинги для сантехники

Если трубы не удается соединить этим способом, то необ­ходимо поднять верхнюю часть обсадной колонны из скважи­ны, а затем захватить и поднять развинтившиеся трубы с по­мощью трубного метчика или труболовки, спускаемых на бу­рильных трубах. Таким способом ликвидируются и аварии, связанные с протиранием стенок обсадных труб в процессе бурения.

Для ликвидации аварий, связанных с наличием мелких предметов в скважине (падение ключей, куски матриц и др.), применяют фрезерные коронки, механические и магнитные ловушки.

Аварии с бурильной колонной. Причины. Способы предупреждения и ликвидации

Ответ на вопрос: «Аварии с бурильной колонной. Причины. Способы предупреждения и ликвидации».

  • Наибольшее число аварий с элементами буровой колонны происходит вследствие усталостных разрушений металла, возникающих при частом изменении нагрузки и направлении ее действия в более напряженно работающих местах.
  • Усталостные изломы наступают без всякого видимого изменения размеров и форм элементов бурильной колонны.
  • Внешне разрушение металла проявляется в возникновении трещин.
  • Изгибающие воздействия — основной фактор, приводящий к образованию остаточных напряжений во время вращения бурильной колонны.

Крутильный удар характерен для роторного бурения, особенно при работе с долотами режуще-скалывающего типа. Чем больше времени долото остается без движения, тем сильнее крутильные удары.

Вибрации бурильной колонны, возникающие главным образом при бурении шарошечными долотами, зависят от степени однородности и твердости разбуриваемых пород, пульсации бурового раствора, соответствия типа и диаметра долот разбуриваемым породам, компоновки бурильной колонны и ряда других факторов.

Перекатывание шарошек вызывает вертикальное перемещение центра тяжести долот, которое передается бурильной колонне. Чем тверже порода, тем интенсивнее колебания колонны.

Основные причины аварии с элементами бурильных колонн — нарушения технологии проводки скважин и правил эксплуатации бурильных колонн и их составных частей.

Вокруг замков и муфт, при помощи которых соединяются бурильные трубы, создаются зоны концентрации напряжений. Соединение замок-труба является более жестким, чем соединение труба-муфта.

При знакопеременных нагрузках, действующих на бурильную колонну, наибольшие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в полном сопряжении с резьбой бурильного замка.

Сломы по утолщенному концу трубы происходят и в других сечениях, расположенных на различных участках резьбы, или одновременно в нескольких сечениях. Однако наибольшее число аварий приходится на первый виток полного сопряжения резьбы. Эта часть — наиболее опасное место.

  1. Резьба в свою очередь способствует образованию трещин в теле трубы, особенно при малых радиусах закругления: там, где резьба имеет острые утлы, в металле образуются ультрамикроскопические трещины.
  2. Увеличение толщины стенки трубы путем высадки не предохраняет от распространения начавшегося трещинообразования в теле трубы.
  3. Во всех элементах бурильной колонны возникают усталостные напряжения, которые зависят от условий работы колонны на отдельных ее участках и соблюдения буровой бригадой правил эксплуатации бурильных колонн.

Нередко для бурения скважин используют трубы, не соответствующие данной глубине и имеющие дефекты. В некоторых скважинах глубиной более 1500 м применяют трубы класса III вместо I и II.

Основной причиной большого числа аварий, связанных со сломом бурильных труб, является использование их не по назначению.

Передаваемые на резьбу усилия зависят от степени жесткости и плотности свинчивания труб. Если свинчивание проводилось автоматически, то резьбовые соединения могут перемещаться незначительно.

Недокрепление соединения способствует интенсивному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы.

Одновременно на износ резьбы влияют число свинчиваний, качество бурового раствора, наличие в нем кварцевого песка и т.д., а также его давление в момент прокачки.

Большие давления при турбинном бурении и бурении гидромониторными долотами снижают сроки службы замковых и резьбовых соединений, что менее характерно для роторного бурения и электробурения обычными долотами, где давление намного меньше.

Не отцентрированный по отношению к скважине фонарь вышки, а также смазка плохого качества для резьб способствуют ускорению износа резьбы при ее свинчивании.

Многие аварии возникают вследствие износа резьбовых соединений УБТ в связи с тем, что они работают в самых тяжелых условиях. Кроме того, резьба на соединениях УБТ слабее резьбы на замках, переводниках и долотах.

Аварии из-за нарушения резьбовых соединений вследствие заедания трубной резьбы происходят в результате увеличения нагрузки на резьбу.

Разрушения резьбовых соединений вызывают и другие причины: несоответствие элементов резьбы, особенно по конусности, применение смазки неудовлетворительного качества и т.д.

Размыв трубы происходит из-за дефектов на внутренней поверхности, нарушающих однородность. Такими дефектами являются плены, раковины, включения инородных материалов и другие повреждения, связанные с технологией изготовления труб.

Возникновение аварии от разрыва труб ускоряется совместным воздействием усталостных напряжений в металле и коррозии. Концентрация напряжений и дефекты в трубах приводят к образованию трещин.

Часты случаи аварий, связанные с падением бурильной колонны вследствие ее подъема на одном штропе, поломки и неисправности спускоподъемного инструмента, неисправности тормозной системы, слома или разрушения сопряжений ее элементов во время спускоподъемных операций и др.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

  • Cтраница 1
  • Разрушение бурильных труб РїРѕ замковым резьбам РїРѕРґ действием статических нагрузок — явление чрезвычайно редкое.  [1]
  • Причинами разрушений бурильных труб, являются вмятины, зазубрины Рё РґСЂСѓРіРёРµ повреждения, образующиеся РїСЂРё свинчивании Рё развинчивании РёС… ключами СЃ плашками.  [2]

Это подтверждается частыми случаями разрушения бурильных труб при проводке скважин. Аварии с элементами бурильной колонны составляют 23 % от общего числа аварий в бурении.

Учитывая, что общее аварийное время в балансе времени бурения составляет около 9 %, убытки от поломки бурильных труб довольно значительны.

Необходимо отметить, что Р·Р° последние 7 — 8 лет РІ СЃРІСЏР·Рё СЃ ростом глубин бурения имеет место тенденция Рє росту аварийности СЃ бурильны-ными трубами.  [3]

Причины, приводящие Рє разрушению бурильных труб РІ глубоком бурении, можно разделить РЅР° четыре основные РіСЂСѓРїРїС‹.  [4]

Р�сследования поверхности ниток резьбы после разрушения бурильных труб РІ процессе испытания РЅР° РІРѕР·РґСѓС…Рµ подтверждают наличие РЅР° рабочих поверхностях продуктов фреттинг-РєРѕСЂ-СЂРѕР·РёРё Рё питтингов СЃ выходящими РёР· РЅРёС… микротрещинами.  [5]

Коррозия под действием буровых растворов является одной из основных причин разрушения бурильных труб.

Например, статистикой установлено, что РїСЂРё роторном бурении примерно 60 % — всех аварий РїСЂРѕРёСЃС…РѕРґРёС‚ вследствие нарушения прочности бурильных труб.

Поломки в большинстве случаев происходят в процессе проводки скважин и реже при спуско-подъемных операциях и носят усталостный характер.

В результате воздействия буровых растворов происходит интенсивная коррозия и гидроабразивный износ проточной части рабочих ступеней турбобура.

РљРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРµ разрушение опорных элементов шарошечных долот является РѕРґРЅРѕР№ РёР· причин снижения долговечности также Рё Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ инструмента.  [6]

Некоторые зарубежные авторы считают, что одной из основных причин разрушения бурильных труб является коррозия.

Особенно опасные условия создаются в скважинах с высокими забойными температурами и агрессивными буровыми растворами. В частности, К. Е.

Ватман [16] приводит данные, свидетельствующие о том, что на виды аварий с бурильными трубами, связанными с коррозией, приходится 64 % всех аварий.

Однако-данные РїРѕ авариям бурильных труб РЅРµ полностью отражают действительные потери РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё. РџСЂРё работе ЛБТ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРµ поражение труб проявляется довольно СЏРІРЅРѕ. Поэтому РІ целях предупреждения аварий значительная часть РёС… отбраковывается.  [7]

Коррозия под действием буровых растворов является одной из основных причин разрушения бурильных труб.

Например, статистикой установлено, что при роторном бурении примерно 60 % всех аварий происходит вследствие нарушения прочности бурильных труб.

Поломки в большинстве случаев происходят в процессе проводки скважин и реже при спуско-подъемных операциях и носят усталостный характер.

В результате воздействия буровых растворов происходит интенсивная коррозия и гидроабразивный износ проточной части рабочих ступеней турбобура.

РљРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРµ разрушение опорных элементов шарошечных долот является РѕРґРЅРѕР№ РёР· причин снижения долговечности также Рё Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ инструмента.  [8]

Поскольку работоспособность бурильной колонны определяется РЅРµ накопленной РІ процессе эксплуатации пластической деформацией, Р° опасностью разрушения бурильных труб, то РїСЂРё эксплуатации ЛБТ РїСЂРё температурах, превышающих 140 РЎ, РёС… целесообразно рассчитывать РїРѕ пределу длительной прочности. Пользуясь этими данными, можно ориентировочно прогнозировать безопасные температурно-силовые условия эксплуатации.  [9]

�з сказанного следует, что ни одной из известных и наиболее часто имеющих место в практике причин разрушения бурильных труб в ненарезанной части нельзя объяснить поломки описанных выше труб.

Р’ результате повторного тщательного осмотра образцов было установлено, что РІ данном случае поломка труб связана СЃ усталостным разрушением стали, источником которого является РєРѕСЂСЂРѕР·РёСЏ внутренней поверхности труб.  [11]

Аварийные работы РїРѕ ликвидации рассмотренных выше явлений заклинивания или прихвата включают РІ себя различные методы, суть которых сводится Рє снижению СЃРёР» сопротивления перемещению бурильной колонны: интенсивная промывка, установка различного РІРёРґР° ванн ( водяных, нефтяных, кислотных), расхаживание Рё отбивка колонны ротором РїСЂРё небольших осевых перегрузках Рё РґСЂ. Если принятые меры РЅРµ РїСЂРёРІРѕРґСЏС‚ Рє ликвидации аварийной ситуации, прибегают Рє нагружению бурильной колонны дополнительной осевой нагрузкой РІ сочетании СЃ вращающим моментом, передаваемым РЅР° бурильную колонну ротором. Очевидно, что сочетание этих нагрузок должно быть строго регламентировано СЃ тем, чтобы РЅРµ произошло разрушение бурильных труб или РёС… соединений.  [12]

РЎ увеличением Р Рґ возрастают напряжения сжатия РІ нижней части бурильной колонны Рё РёР·РіРёР±Р°, Р° СЃ повышением Рї — напряжения РёР·РіРёР±Р° Рё частота продольных, Р° также крутильных колебаний, что может ускорить разрушение бурильных труб Рё особенно резьбовых соединений.  [13]

Для роторного бурения специфичным является зависимость сочетания осевой нагрузки Рё скорости вращения РЅРµ только РѕС‚ механических свойств РїРѕСЂРѕРґС‹, прочности Рё долговечности самого долота, РЅРѕ Рё РѕС‚ прочности Рё жесткости бурильной колонны. РЎ увеличением осевой нагрузки возрастают напряжения сжатия РІ нижней части бурильной колонны Рё РёР·РіРёР±Р°, Р° СЃ повышением скорости вращения — напряжения РёР·РіРёР±Р° Рё частота продольных, Р° также крутильных колебаний, что может ускорить разрушение бурильных труб Рё особенно резьбовых соединений. Для безопасности работы обычно РїСЂРё увеличении осевой нагрузки снижают скорость вращения долота.  [15]

Страницы:      1    2

Классификация аварий при бурении нефтяных и газовых скважин

  • В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварией считают нарушение технологического процесса, вызываемое прихватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементов бурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуются специальные работы.
  • Аварии делят на следующие виды: аварии с бурильной колонной, прихваты бурильной колонны, аварии с обсадными колоннами, аварии вследствие неудачного цементирования, аварии с забойными двигателями, аварии с долотами, аварии вследствие падения в скважину посторонних предметов и прочие аварии.
  • Аварии с бурильной колонной — оставление в скважине элементов бурильной колонны или ее частей (ведущих, бурильных и утяжеденных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов, калибраторов) в результате поломок по телу на гладком участке, в зоне замковой резьбы или по сварному шву, вследствие срыва по резьбовому соединению и из-за падения в скважину названных элементов.
  • Прихваты бурильной колонны — непредвиденная потеря подвижности колонны вследствие прилипания под действием перепада давления, заклинивания в желобах в местах сужений или посторонними предметами, а также в результате обвалов и сальникообразований.
  • Аварии с обсадными колоннами — аварии со спускаемыми, спущенными или зацементированными обсадными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом по телу трубы, прихватом, падением колонны или ее части, повреждением труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадных колонн.
  • Аварии вследствие неудачного цементирования — прихват 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, недоподъем в затрубном пространстве или оставление в колонне цементного раствора, если требуются дополнительные работы по устранению нарушения.

Аварии с долотами — оставление в скважине долота, бурильной головки или его элементов и частей. Аварии с забойными двигателям и оставление в скважине турбобуров или электробуров, винтовых двигателей или их узлов в результате развинчивания по резьбе или поломок.

Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов — падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, ключей, кувалд, узлов пневматических клиньев, пневматических буровых ключей и других ручных инструментов, приспособлений или их частей, с помощью которых велись работы на устье скважины или над ним.

Прочие аварии — аварии с оставлением в скважине геофизических и других приборов, а также устройств, применяемых при исследовании скважин и проведении в них вспомогательных работ, а также аварии с испытателями пластов при опробовании скважин в процессе бурения и аварии I и II категорий, расследуемые в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора СССР.

Началом аварии считается момент ее возникновения, хотя он может быть обнаружен и позже, а окончанием аварии — момент восстановления условий для продолжения бурения.

Авария в скважине, происшедшая в период ликвидации ранее возникшей аварии, регистрируется, но не учитывается. Время на ее ликвидацию суммируется, но также не учитывается, поскольку оно суммируется со временем, необходимым для ликвидации первоначально возникшей аварии.

Такой же порядок учета распространяется и на случаи возникновения всех последующих аварий, возникших при ликвидации первой.

Аварии происходят в основном вследствие брака в работе или исполнителей технологического процесса, или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов. Основное число аварий в бурении возникает в результате нарушения требований технических и технологических проектов и только незначительная часть  в результате брака заводов-изготовителей.

Следует отметить, что несовершенство технических и технологических проектов, а также конструкций инструментов, оборудования и механизмов, несмотря на их качественное выполнение, способствовало возникновению значительного числа аварий. На раннем этапе строительства скважин не было организованной системы профилактики и предупреждения аварий.

С развитием опыта и технологий буровые компании стали создавать структуры, занимающейся предотвращением и ликвидацией аварий и брака. Наибольшая эффективность работы достигается при системном подходе к проблеме противодействия авариям.

Классификация аварий по степени сходства различных параметров позволяет при противодействии похожих аварий использовать однотипные методы и средства организованной типовой системы, что существенно повышает эффективность противодействия.

Кроме того, системный подход при анализе проблемы аварий в целом позволяет выявить такие варианты возможных аварий, которые в любой момент могут оказаться актуальными, но на данный момент кажутся несущественными, и противодействие не организовано должным образом.

Таким образом, для предупреждения и ликвидации осложнений и аварий необходима единая система классификации, расследования и учета аварий, возникающих при бурении скважин.

В практике бурения Российской Федерации используются: «Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ» и «Инструкция по расследованию аварий, не повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгортехнадзору предприятиях и объектах».

Нарушения непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) скважины при соблюдении технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванные явлениями горно-геологического характера, такие как поглощение, нефтегазопроявление, выбросы, осыпи, обвалы, желобные выработки, искривление ствола и др.

, а также последствия стихийных бедствий, в отличие от аварий, называют осложнениями. Технологическая сложность процесса бурения обусловлена большим количеством технологических переменных, значения которых в той или иной степени определяют эффективность этого процесса, и множеством взаимодействий между ними, что требует приложения не всегда очевидных управляющих воздействий.

Это особенно проявляется в различных технологических ситуациях, от правильности распознавания которых зависят управляющие воздействия бурильщиков. Эксплуатационная сложность обусловлена технологической сложностью и характеризуется требованием ведения процесса бурения на оптимальном уровне, в пределах установленной системы ограничений. Это усугубляется и тем, что бурильщику для выбора правильного решения необходимо помнить и предысторию процесса бурения за сравнительно длительный период времени. Применительно к проблеме аварий, в соответствии со значениями заданного набора характеристик, классификация — это распределение аварий по различным группам. Классификацию используют для повышения эффективности, а также наиболее приемлемых способов и технических средств ликвидации аварий. Выделим основные характеристики аварий в бурении:

Источник аварий.

Объект аварии.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector