книги / Предупреждение и ликвидация аварий в бурении

поднять бурильную колонну. При этом запрещается отвинчивать свечи с помощью ротора. Поднимать колонну надо на малой ско­ рости, внимательно наблюдая за показаниями индикатора веса.

19. Для предупреждения желобообразований дополнительно проводят следующие работы:

— при бурении вертикальных скважин в пределах примене­ ния одного размера долота компоновка колонны должна быть постоянной и исключать набор кривизны, а также изменение азимута;

—ствол скважины в интервале образования желобов необ­ ходимо прорабатывать шарошечным центратором через опреде­ ленные промежутки (через два-три спуско-подъема долота);

—поднимать бурильную колонну вплоть до выхода долота из желоба на пониженной скорости и не выше III;

—нельзя освобождать затянутую в желоб бурильную колонну натяжением ее больше собственного веса; для освобождения ко­ лонны необходимо опустить или сбить ее вниз, присоединить ве­ дущую трубу, а затем поднимать ее на малой скорости при вра­

щении с помощью ротора;

—при систематических затяжках в желобах следует периоди­ чески промывать скважину, начиная от подошвы до кровли желоба при максимально возможной производительности насосов в тече­ ние двух-трех циклов;

—применять четырехлопастные спиральные центраторы или УБТ со специальными центрирующими втулками; диаметр центра­

тора должен быть меньше диаметра долота на 1—2 мм;

—при бурении наклонных скважин отношение диаметра УБТ (или замка) к диаметру желоба должно быть не менее 1,35—1,4;

—при наличии в скважине желобов значительных размеров (систематически приводящих к заклиниванию) интервал желобооб-

разования следует		проработать	с применением гидравлических
расширителей	конструкции б. ТатНИИ или			Краснодарнефтегаза;
в отдельных	случаях	в местах	интенсивных	затяжек в желобах

проводят торпедирование шнуровыми торпедами ТДШ;

— интервалы желобообразования, затяжек и прихватов в них необходимо фиксировать в буровом журнале, а также указывать на щите против пульта бурильщика.

20. Для предупреждения прихватов при бурении в породах, склонных к образованию обвалов, осыпей, а также к набуханию и ползучести (аргиллиты, глины, глинистые сланцы, особенно маг­ ниевые соли), помимо изложенного, следует:

— создать условия для бурения этих интервалов с макси­ мально возможными скоростями, в том числе исключать непродол­ жительные остановки из-за отсутствия труб, материалов и т. д.;

—поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,2 м/с;

—поддерживать такое давление столба бурового раствора, ко­ торое бы превышало гидростатическое давление, для чего во время

91

подъема колонны следует доливать раствор в скважину, исполь­ зуя автоматы долива;

—интервалы, сложенные породами, образующими обвалы, осыпи, набухания и ползучесть, тщательно прорабатывать;

—после бурения продолжать промывку скважины до полной очистки ее от выбуренной и осыпавшейся породы.

21. Во	время снятия бурильной колонны		с	элеватора	или
с клиньев, а также		при спуске ее в скважину нельзя допускать
колебаний	стрелки	индикатора веса более	чем	на 8—10	де­
лений.

22.Периодически не менее 2 раз замерять диаметр скважины профилемером при бурении интервала под обсадную колонну, при­ чем последний замер надо делать перед ее спуском.

23.При бурении в продуктивном горизонте для предупрежде­ ния прихватов дополнительно необходимо:

— не оставлять бурильную колонну без движения, даже на

короткое время;

—разбуривать горизонт лучше роторным способом или забой­ ным двигателем, но с обязательным непрерывным вращением бу­ рильной колонны;

—стремиться к созданию минимально возможного перепада

между пластовым и гидростатическим давлениями.

24. При бурении скважин алмазными долотами для предуп­ реждения прихватов, вызванных заклиниванием долота, необхо­ димо особое внимание обратить на следующее:

— в необсаженной части ствола скважины спускать долото с ограничением скорости в 1,2—1,3 раза, не допуская снижения нагрузки колонны более чем на 8—10 тс, обращать внимание на прохождение долота в зонах осложнений, уступов, в искривленных участках и т. д.;

—при вынужденных остановках в процессе бурения долото постоянно поднимается и спускается на длину ведущей трубы и проворачивается с помощью ротора через 5—10 мин; при оста­ новках более чем на 10 мин долото поднимается в промежуточную колонну;

—последние две двухтрубки спускают при промывке и без посадок;

—при смене вахт бурильную колонну следует проверять, под­

нимая ее на 15 м и более;

— перед подъемом алмазного долота проводят тщательную промывку, после этого первую поднимаемую свечу разбирают на двухтрубки;

— при бурении алмазными долотами необходимо применять устройства, исключающие падение посторонних предметов в сква­ жину.

25. Для предупреждения прихватов бурильных колонн, спуска­

емых с испытателем пластов,	и увеличения времени испытания
с 20—30 мин до нескольких	часов рекомендуется вращать бу­

•92

рильную колонну, расположенную над пакером, и ограниченно перемещать ее по оси при раскрытом пакере в открытом стволе скважины по методике, разработанной СевКавНИПНнефть и Став­ ропольским УБР.

§3. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ

СЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

Предупреждение аварий с забойными двигателями начинается с первых этапов их транспортирования и эксплуатации. От того, в каком состоянии доставляется забойный двигатель на буровую, как будут его эксплуатировать и как осуществят его ремонт, за­ висит длительная и безаварийная работа забойного двигателя.

Предупреждение аварий с турбобурами

Выбор типа и размера турбобура. Тип и размер турбобура вы­ бирают в соответствии с инструкцией, учитывая глубину скважины и характер разбуриваемых пород. При эксплуатации турбобуров для создания оптимального режима их работы рекомендуются со­ четания размеров долот и бурильных труб и расход бурового раст­ вора, приведенные в табл. 6.

В зависимости от глубины скважины и в соответствии с табл. 6 целесообразно применять турбобуры со следующим числом сту­ пеней {76].

Глубина, м	Число ступеней
До 1000	100
1000—2000	130
2000—3000	200
3000—4000	250
4000—5000	300

При любом типе и размере турбобура необходимо максимально использовать мощность буровых насосов в соответствии с их ха­ рактеристикой для получения высокой проходки.

Транспортирование и хранение турбобуров. При транспортиро­ вании турбобуров возможно их повреждение в виде вмятин и из­ гибов корпусов. Неправильное хранение турбобуров может спо­ собствовать прогрессивному распространению коррозии в микро­ трещинах, что приводит к преждевременной поломке корпусов. Поэтому для предотвращения повреждений при транспортирова­ нии турбобур должен опираться не менее чем на три точки. Для этого применяют специально приспособленные автомашины с при­ цепом — турбиновозки. Если турбиновозок нет, необходимо другими способами обеспечить опору турбобура не менее чем на три точки. В условиях бездорожья допускается перевозка турбобуров на

93

CD4^

	Г лубина
Ц е л ь б урен и я	бурения»
	м

Вертикальные и

2000

наклонные

скважины

3000

4000

4000

2000

3000

4000

2000

2000

3000

3000

5000

2000

2000—3000

3000—4000

4000

2000

Ш и ф р ту р б о б у р а

	основное
Т12МЗБ-240	Шарошечное
	с обычной схе-
ТС5Б-24Э	мой промывки
	То же
ЗТС5Б-240	Шарошечное гид-
ЗТСШ-240
	ромониторное,
Т12МЗБ-215	алмазное
	Шарошечное
	с обычной схе­
ТС5Б-215	мой промывки
	То же
ЗТС5Б-215
ТГ2МЗБ-195	>>
ТС5Б-195	уу
ЗТС5Б-195	Шарошечное
ЗТСШ-195
	гидромонитор­
ЗТСШ-195ТЛ	ное алмазное
	То же
А7Н4С
Т12МЗЕ-172	Шарошечное
	с обычной схе­
	мой промывки

Т абли ц а 6

Д о л о то	•	У словны й		Р асх о д
		д и ам етр		бу р о во го
	диам етр»	бури льны х		раствора»
доп олн и тельн ое
	мм	труб»	мм	л /с
	269			4 5 -5 0
—	269	140 и	168	35—40
2	269			30—45
Шарошечное	269/267			30—35
с обычной схе­
мой промывки	243	140		40—45
—
—	243			35—40
. —	243	127		30—35
—	214			30—35
	214			25—30
.—
				20—25
—	214
Шарошечное	214-212			20—25
обычное
То же	214/212	127		35—40
	214/212			40—35
				3 5 -3 0
				3 0 -2 5
	190	114		25—20
—				23—25

2000

3000

3000

6000

Геологоразведоч­	2000
ные скважины
малого диамет­
ра
Геологоразведоч­	2000

ные скважины малого диамет­ ра. Разбурива­ ние цементных стаканов при капитальном ре­ монте скважин

Вертикальные наклонные сква­ жины с отбором керна

ТС5Е-172 ЗТС5Е-172 ЗТСШ-172 ЗТСШ-164ТЛ

ТС4А-127

ТСЧА-104,5

КТДЗ-240

КТДЗ-215 КТДЗ-172 КТД4-196-214/60

КТДЧ-172-190/48

КТД-164-190/40

		190		20—24
____	—	190	114	18—20
—	—	190—188		18—20
Алмазное	Шарошечное	190/188		18—25
	с обычной	схе­
	мой промывки
	Шарошечное,
	гидромонитор­
	ное
Шарошечное	____	145	89	12—14
с обычной
схемой промыв­
ки
—	—	118	73	6 - 9

Бурильная го­	—	269	140	и 168		45—50
ловка 1ВК
—	—	243		141		40—45
—	—	190		114		2 5 -3 0
—	—	214	127	и	141	2 0 -2 5
Бурильная го­
ловка 7ВК	Бурильная голов­	190	114	и	127	2 2 -2 6
—
	ка 7ВК	190	114	и 127		22—26

санях, но не волоком. Нежелательно транспортировать турбобуры в обсадных трубах или в волокушах, изготовленных из обсадных труб, так как при вытаскивании его возможны повреждения.

При погрузке и разгрузке турбобуров следует избегать ударов их о жесткие предметы, поэтому необходимо применять кран или канаты и не допускать сбрасывания турбобуров. На ремонтных ба­ зах погрузка и разгрузка должны быть механизированы или в край­ нем случае должны быть сделаны специальные стеллажи на уровне пола автомашины. На резьбах турбобуров при транспортировании должны быть защитные колпаки, а съемную грунтоноску турбо­ долот необходимо зажимать деревянными распорками для исклю­ чения продольного перемещения ее внутри вала.

Отработанные, а также годные турбобуры запрещается хра­ нить без предохранительных колпаков. Недопустимо оставлять турбобур на земле, особенно, если он заполнен раствором. Для предотвращения засыхания раствора в турбобуре рекомендуется отработанный турбобур заливать водой. При этом пространство между валом и ниппелем закладывается паклей или другим по­ добным материалом. На буровую турбобуры доставляются с пас­ портом, а подлежащие ремонту—передаются буровым мастером в цех с заполненным паспортом.

Эксплуатация турбобуров. Турбобур, доставленный на буровую с базы, из механической мастерской или с другой буровой, перед спуском в скважину необходимо осмотреть и проверить. Должны быть проверены:

а) легкость запуска турбобура — путем пропуска через него бурового раствора при работе одного насоса; турбобур должен запуститься при давлении в насосе, равном 50% давления при холостой работе турбобура с ведущей трубой; после длительного хранения турбобура допускается принудительный запуск его с ве­ дущей трубой при помощи «трещотки», однако в скважину тур­ бобур можно спускать при условии, если он после принудительного запуска вновь запускается самостоятельно;

б) герметичность резьбовых соединений и перепад давления в турбобуре — путем .пропуска через него бурового раствора, при работе насосов;

в) плавность остановки турбобура после отключения насоса; если он останавливается резко, то проводят принудительную об­ катку его в течение 10—15 мин, после чего повторно проверяют на плавность запуска;

г) истечение бурового раствора через ниппель турбобура, при этом потеря жидкости не должна превышать 10% объема жидко­ сти, прокачиваемой через турбобур; расход жидкости определяется визуально; истечение жидкости через ниппель должно быть рав­ номерным по всему периметру ниппеля;

д) допустимая величина осевого и радиального люфтов тур­ бобура не должна превышать соответственно 5—6 и 2 мм; для каждого типа турбобура допустимая величина люфта указывается

96

в паспорте; зазор между ниппелем и корпусом турбобура должен быть также в пределах паспортных данных.

Кроме изложенного, в работающем турбобуре не должно быть посторонних шумов, а корпус его не должен нагреваться.

При проверке турбобура под ведущую трубу устанавливают фильтр.

Для предупреждения забивания турбобура шламом необходимо буровой насос запускать при открытой пусковой задвижке с по­

	следующим медленным закрытием ее, чтобы						частицы		шлама не
	могли двигаться массой. При прекращении
	циркуляции бурового раствора для спуска его
	из нагнетательной линии задвижку надо от­
	крывать медленно, чтобы не допускать всасы­
	вания шлама в турбобур. Для восстановления
	и прекращения		циркуляции		бурильную ко­
	лонну следует приподнимать над забоем на
	10—12 м.		дополнительно			проверяют:
	У турбодолот
	прямолинейность, правильность сборки и по­
	садки грунтоноски; состояние резьбовых сое­
	динений обратного клапана, рвателя и колон­
	ковой трубы; состояние головки грунтоноски.
	Рватель	грунтоноски не		должен		выступать
	из-под переводника более чем на					104± 4 мм
	для турбодолот КТДЗ-240 и КТДЗ-215 и более
	чем на 85±3 мм для турбодолот КТДЗ-172.
	Расстояние между зубьями шарошек долота и
	торцом рвателя должно быть в пределах 4—
	7 мм.
	Запрещается спускать в скважину турбо­
	бур, имеющий негерметичное соединение, бие­						Рис.	11. Приспособле­
	ние вала, неплавный запуск и резкую оста­
							ние	для	удержания
	новку. Если турбобур не запускается, раз­						вала в корпусе турбо-
	решается	расхаживание		его	с помощью ро­			■ бура.

тора в течение 30 мин.

Особое внимание должно быть уделено проверке состояния отремонтированного турбобура, а также турбобуров, собираемых и разбираемых в механических мастерских. Помимо изложенных требований к проверке турбобуров на буровых, в мастерских про­ веряют:

1) все резьбы узлов турбобура, особенно тщательно резьбы РКТ; состояние их отмечается в паспорте; если резьба нарезана резцами, она должна быть дополнительно обкатана роликами;

2)корпус и вал турбобура ультразвуковым дефектоскопом УЗД-1М для выявления усталостных трещин;

3)резьбовые соединения турбобуров необходимо крепить клю­ чами в комплекте с моментомерами; чтобы соблюдать допустимые значения моментов для турбобура каждого типа, рекомендуется

7 Зак . № 545

97

брать крутящий момент крепления роторных гаек в 2 раза, а для переводника и ниппеля в 4 раза больше максимального крутяще­ го момента турбобура;

4) на роторных гайках вала турбобура следует нарезать ло­ вильную резьбу и по возможности увеличивать длину контргайки до 200 мм с целью создания условий для захвата их ловильным инструментом;

5) для предотвращения развинчивания узлов корпуса турбо­ бура рекомендуется устанавливать фиксаторы на всех турбобурах, бывших в ремонте; практикуется также установка насечек на резьбовых соединениях после закрепления последних; перед каж­ дым спуском турбобура в скважину проверяют положение насе­ чек;

6) чтобы исключить оставление поломанных валов в скважине, рекомендуется на всех турбобурах применять приспособление для удержания вала в корпусе турбобура, разработанное и широко применяющееся в Татарии.

Приспособление, показанное на рис. 11, состоит из страховой гайки 3, которая крепится к ниппелю 1 с помощью резьбы или горячей посадки с последующей приваркой к корпусу ниппеля. В последнем случае ниппель наполняется водой. На валу турбо­ бура делается проточка 2. Размеры, приведенные на рисунке, от­ носятся к турбобурам Т12МЗБ-195 и ТС5Б-195 и соответственно равны di — 144 мм, <22=140 мм, <23=132 мм. При увеличении этих диаметров в результате износа более чем на 1—2 мм диаметры восстанавливаются наплавкой с последующей расточкой [49].

Важными мероприятиями, обеспечивающими безаварийную ра­ боту турбобуров, являются надлежащий учет их работы на буровых и систематическая регистрация сведений о их эксплуатации и ре­ монтах. На каждый турбобур должен быть паспорт, в который вно­ сят все сведения о эксплуатации и ремонте. К паспорту должен быть приложен чертеж турбобура со всеми изменениями, внесен­ ными при ремонте, и размерами гаек, колпаков и контргаек, а так­ же направление резьбы на валу.

Предупреждение аварий с электробурами

Общие требования к перевозке, погрузке, разгрузке и опробо­ ванию после ремонта электробуров те же, что и для турбобуров.

Перед спуском электробура в скважину проверяют:

—люфт вала шпинделя, который не должен быть более 2,5 мм;

—сопротивление изоляции обмотки двигателя «а корпусе, которое должно быть не менее 15 м- ом;

—наличие масла в компенсаторах двигателя и шпинделя; при

опускании поршней лубрикатора жидкого масла более чем на 25 делений доливается масло в двигатель через клапан в верхней части, если поршень лубрикатора густого масла опустился ниже 35 делений по щупу, то электробур направляют на ремонт. Если

98

в лубрикаторе шпинделя зазор в смотровом окне между витками пружины более 20 мм, в шпиндель подкачивается масло;

— состояние резьбовых соединений: герметичность соединений переводника под элеватор и корпуса лубрикатора; корпуса двига­ теля и корпуса лубрикатора, а также состояние резьбы перевод­ ника на долото; помимо герметичности, проверяется соответствие зазоров между торцами соединяемых узлов и отсутствие утечки масла;

— сопротивление изоляции на корпус системы токопровод— электробур, для чего электробур соединяют с УБТ погруженным контактором или заземляющим переводником и делают замер;

— направление вращения электробура по направлению реак­ тивного момента; направление вращения электробура также про­ веряется после замены труб, заземляющих переводников УБТ и погружного контактора;

Рис. 12. Шпиндель электробура с усовершенствованным креплением сальника.

— запрещается пуск электробура под нагрузкой; электробур, находящийся в скважине, запускается только после восстановления циркуляции бурового раствора и когда долото не доведено до за­ боя или суженных участков.

При ремонте электробуров необходимо проверять состояние всех резьб калибрами, а корпусов и валов — дефектоскопами.

Для предупреждения оставления шпинделя электробура с до­ лотом необходимо применять специальное устройство, показанное на рис. 12. Сущность конструкции его заключается в том, что корпус сальника соединяется с корпусом шпинделя посредством фиксатора, состоящего из подушки 1, сухаря 2 и винтов 3. Сухари имеют форму сегментов, в результате чего создаются условия для удержания сальника шпинделя выступами фиксатора.

Вывод фиксатора из пазов исключается установкой подушки с отверстиями под винты, ввинчивающиеся в сухари. Конструкция фиксатора позволяет доворачивать корпус сальника и подкреплять узлы шпинделя. Этим устройством полностью исключено самопро­ извольное отвинчивание сальника [57].

7*

99

Для предупреждения развинчивания бурильных колонн в зам­ ковом резьбовом соединении из-за неправильного чередования фаз токопровода необходимо изменить разделение концов кабеля со стороны подключения его к неподвижной траверсе. Концы кабеля следует делать разной длины. Разница в длине между верхним и нижним концами, а также между средним и нижним составляет 80 мм. Такое разделение кабеля исключает подсоединение верх­ него конца к среднему и нижнему контактам, а среднего конца

книжнему контакту [56].

§4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С ДОЛОТАМИ

Трехшарошечные долота

Перед спуском в скважину долото должно быть тщательно ос­ мотрено. Наружным осмотром проверяют чистоту промывочных отверстий, состояние сварных швов и замковой резьбы, вращение шарошек, крепления шарошек на цапфах и люфты шарошек. Мак­ симальный осевой люфт опор шарошек у большинства ’долот не должен превышать 0,7 мм, а радиальный — не более 0,2 мм. Диа­ метр долота проверяют кольцевым шаблоном. Долото, диаметр ко­ торого на 1,5 мм больше диаметра предыдущего долота, спускать

вскважину запрещается.

Угидромониторных долот дополнительно проверяют состояние насадок, соответствие их размера, надежность крепления.

Необходимо особенно тщательно проверять резьбу переводника или другого элемента бурильной колонны, к которому присоеди­ няется долото. Исправное долото присоединяют к бурильной ко­ лонне при помощи специальной доски и машинного ключа. Кате­ горически запрещается применять другие методы крепления долот. У закрепленного долота проверяют схождение торцов долота и переводника. При обнаружении зазора меняют долото или пере­ водник.

Для предупреждения аварий с долотами при спуске в скважину прежде всего надо знать состояние ствола и призабойной зоны скважины. Зная местонахождение уступов и зон сужения ствола, можно уверенно спускать бурильную колонну в нормальных ин­ тервалах и замедлять спуск в местах, представляющих опасность. Необходимо избегать резких ударов долота об уступ и не допу­ скать посадок с нагрузкой более 10 тс. При достижении указанной нагрузки спуск бурильной колонны приостанавливают, а место остановки прорабатывают на длину ведущей трубы.

В скважинах с возможным сужением ствола и искривленных для предупреждения аварий с долотом необходимо снижать ско­ рость спуска колонны, чтобы исключить возникновение реактив­ ного вращения вала турбобура или электробура влево.

Долото с конфигурацией, отличающейся от конфигурации пре­ дыдущих долот, следует спускать осторожно, интервалы работы

100