- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
Все факторы и причины, влияющие на воз никновение аварий при бурении скважин, можно разделить на три основные группы: технические, технологические и организационные.
Технические причины аварий: 1) низкое качество исходно го материала (механическая прочность, твердость, морозо стойкость, коррозиестойкость, упругость и т.д.), из которого изготовлены буровые установки, технологический, вспомога тельный и специальный инструмент, технические средства для гидрогеологических и геофизических исследований в скважинах и другие устройства или их отдельные агрегаты, узлы, детали; 2) применение недопустимо изношенных .тех нических средств со скрытыми конструктивными недостат ками или изготовленных (отремонтированных) с нарушением ГОСТа, ОСТа, ТУ; 3) усталость металла, возникающая в про цессе эксплуатации под действием различных нагрузок, ме няющихся по значению и направлению; 4) использование технических средств, разрешающие способности которых не обеспечивают их индивидуальное или комплексное назначе ние; 5) низкие эргономические показатели технических средств, особенно при оптимальном распределении функций между человеком и машиной, а также соответствии системы управления и контроля психофизическим возможностям че ловека, рациональном конструктивном решении рабочего места и т.п.
Технологические причины аварий: 1) неправильный выбор и нарушение рациональных параметров режима бурения (осевая нагрузка, частота вращения, расход промывочной жидкости) и параметров процесса бурения, включая механи ческую скорость, крутящий момент, усилие на подъем инст румента, давление промывочной жидкости; 2) несоблюдение рациональной последовательности правил крепления скважи ны (цементирование); 3) неправильный выбор типа промы вочного агента, применение которого не обеспечивает вы полнение гидродинамических, гидростатических и других функций, включая функции коркообразования; 4) необосно ванный выбор рецептур промывочных жидкостей, тампо нажных смесей и цементных растворов; 5) использование материалов и реагентов для приготовления промывочной жидкости низкого качества; 6) недоучет геологических и гид
рогеологических условий, степени минерализации подземных вод, характера излива жидкости из скважины; 7) неудовле творительная подготовка скважины к гидрогеологическом и геофизическим исследованиям (некачественная проработка ствола на всем незакрепленном интервале долотом номиналь ного диаметра с целью ликвидации уступов, резких перехо дов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок); 8) необеспечение однородности раствора по всему стволу скважины и др.
Организационные причины аварий: 1) низкая трудовая дисциплина и квалификация бригады буровых установок и буровых мастеров, выражающиеся в невыполнении или не надлежащем выполнении своих обязанностей; 2) нерегуляр ное проведение планово-предупредительного ремонта; 3) не выполнение профилактических мероприятий по предупреж дению аварий, простоев и длительных остановок буровых агрегатов; 4) несовершенство диспетчерской службы, отсутст вие радиотелефонной связи с объектами, расположенными на отдаленных участках; 5) неудовлетворительное материаль но-техническое обеспечение; несоответствие режима сменно сти вахт естественному биологическому ритму жизнедеятель ности человека и др.
Геологические причины аварий: нарушение целостности стенок скважин; обстоятельства, не зависящие от исполните лей трудового процесса.
Каждая из перечисленных причин может обусловливать возникновение одного или нескольких видов аварий. Сочета ние их, встречающееся наиболее часто, вызывает сложные (комбинированные) аварии.
Кроме прямых причин, непосредственно вызывающих воз никновение аварий, существуют косвенные факторы, умень шающие или увеличивающие вероятность их появления. К ним относятся: способ бурения; глубина и конструкция скважин; оснащение буровых установок контрольно-измерительными
ирегистрирующими приборами; степень автоматизации и механизации спускоподъемных операций; скорость бурения скважин; тип породоразрушающего инструмента, бурильных
иобсадных труб и элементов их соединений; компоновка низа бурильной колонны; интенсивность пространственного изменения оси скважины и др. Эти факторы в отдельных случаях превращаются в непосредственные причины аварий и снижают технико-экономические показатели буровых работ.
Несмотря на многообразие факторов, влияющих на воз никновение аварий, большая часть аварий происходит по
вине исполнителей работ или их недостаточной квалифика ции - оставление шарошек долота вследствие передержки их на забое или наличие дефекта при производстве долот; по ломка обсадных или бурильных труб, связанная с наличием в них брака или неумелым использованием. Однако некоторые обстоятельства все-таки повышают вероятность возникнове ния аварий. К ним могут быть отнесены: недостаточная гео логическая изученность района, увеличение глубины скважин, сейсмические особенности района, необходимость осуществ ления буровых работ при недостаточной материальной ос нащенности и др.
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. Устало стные изломы наступают без всякого видимого изменения размеров и форм элементов бурильной колонны.
Внешне разрушение металла проявляется в возникновении трещин. Изгибающие воздействия - основной фактор, при водящий к образованию остаточных напряжений во время вращения бурильной колонны. Крутильный удар характерен для роторного бурения, особенно при работе с долотами ре- жуще-скалывающего типа. Чем больше времени долото оста ется без движения, тем сильнее крутильные удары. При бу рении шарошечными долотами, например, в зоне с частым чередованием пород различной твердости долото заклинива ется меньше, чем при разбуривании подобного интервала ло пастными долотами.
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 к о лонны 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 техно логии проводки скважин и правил эксплуатации бурильных колонн и их составных частей.
Вокруг замков и муфт, при помощи которых соединяются бурильные трубы, создаются зоны концентрации напряже ний. Соединение замок - труба является более жестким, чем соединение труба - муфта.
При знакопеременных нагрузках, действующих на бу рильную колонну, наибольшие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в пол ном сопряжении с резьбой бурильного замка. Сломы по утолщенному концу трубы происходят и в других сечениях, расположенных на различных участках резьбы, или одно временно в нескольких сечениях. Однако наибольшее число аварий приходится на первый виток полного сопряжения резьбы. Эта часть - наиболее опасное место.
Резьба в свою очередь способствует образованию трещин в теле трубы, особенно при малых радиусах закругления: там, где резьба имеет острые углы, в металле образуются ультрамикроскопические трещины. Увеличение толщины стен ки трубы путем высадки не предохраняет от распростране ния начавшегося трещинообразования в теле трубы.
Во всех элементах бурильной колонны возникают устало стные напряжения, которые зависят от условий работы к о лонны на отдельных ее участках и соблюдения буровой бри гадой правил эксплуатации бурильных колонн.
Нередко для бурения скважин используют трубы, не соот ветствующие данной глубине и имеющие дефекты. В некото рых 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 жест кости и плотности свинчивания труб. Если свинчивание про водилось автоматически, то резьбовые соединения могут пе ремещаться незначительно. Недокрепление соединения спо собствует интенсивному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы.
Одновременно на износ резьбы влияют число свинчива ний, качество бурового раствора, наличие в нем кварцевого песка и т.д., а также его давление в момент прокачки. Боль шие давления при турбинном бурении и бурении гидромони торными долотами снижают сроки службы замковых и резь бовых соединений, что менее характерно для роторного бу рения и электробурения обычными долотами, где давление намного меньше.
Не отцентрированный по отношению к скважине фонарь вышки, а также смазка плохого качества для резьб способст вуют 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 ко нусности, применение смазки неудовлетворительного качест ва и т.д.
Размыв трубы происходит из-за дефектов на внутренней поверхности, нарушающих однородность. Такими дефектами являются плены, раковины, включения инородных материа лов и другие повреждения, связанные с технологией изготов ления труб. Возникновение аварии от разрыва труб ускоря ется 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 ко лонны вследствие ее подъема на одном пггропе, поломки и
неисправности спускоподъемного инструмента, |
неисправнос |
|
ти тормозной системы, слома |
или разрушения сопряжений |
|
ее элементов во время спускоподъемных операций и др. |
||
Один из наиболее тяжелых |
видов аварий - |
прихват ко |
лонн труб при бурении скважин. Аварийным прихватом сле дует считать непредвиденный при сооружении скважины процесс, характеризующийся потерей подвижности колонны труб или скважинных приборов, которая не восстанавливает ся даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок (с учетом запаса прочности). Причины их различны.
1. Прихваты у стенки скважины под действием перепада давления (между гидростатическим и пластовым) возможны при наличии в стволе скважины проницаемых отложений (песчаников, известняков и т.п.), использовании в качестве промывочного агента глинистого раствора, наличии прижи мающей силы, обусловленной нормальной составляющей веса труб, расположенных в зоне проницаемых отложений.
Как правило, этот вид прихватов возникает вследствие ос тавления колонны труб в неподвижном состоянии на опреде ленное время, в течение которого поверхность труб соприка сается с фильтрационной коркой, постепенно уплотняющей ся и принимающей на себя действие перепада давления. Обычно при возникновении этого вида прихватов циркуля ция бурового раствора сохраняется.
2.Прихваты вследствие заклинивания низа колонн труб характерны для зон сужения стволов скважин, вызванных сработкой долот по диаметру в твердых породах; для интер валов кавернообразования и др. Как правило, такие прихва ты происходят при спуске инструмента и характеризуются его полной разгрузкой.
3.Прихват в результате желобообразования сопровожда ется появлением мгновенных больших затяжек при подъеме инструмента. Попытки освободить инструмент дополнитель
ными натяжками приводит к еще большему затягиванию его в желобную выработку. Обычно циркуляция после возникно вения прихвата восстанавливается легко, но она не способст вует освобождению инструмента.
4. Прихваты вследствие сальникообразования возникают в
основном при разбуривании |
глинистых |
отложений или х о |
рошо проницаемых пород, на |
которых |
формируется толстая |
фильтрационная корка. В этих условиях образованию саль ников способствует загрязненность ствола скважины выбу ренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка промывочной жидкости от выбуренной по роды и шлама, слипание частиц породы и фильтрационных корок, спуск инструмента до забоя без промежуточных про мывок и проработок ствола или недостаточное и некачест венное их проведение, длительное бурение в глинистых от ложениях без периодического отрыва долота от забоя, сту пенчатость ствола, расширения, каверны, желоба и т.п., негерметичность бурильной колонны, загрязнение приемных емкостей насосов.
Обычно в случае прихватов вследствие сальникообразований циркуляция теряется частично или полностью.
5. Прихваты в результате нарушения устойчивого состоя ния пород приурочены к интервалам обвалообразования и осыпей, а также пластического течения пород, слагающих стенки скважин.
Обвалы пород характерны для отложений глинистого комплекса и происходят обычно внезапно, особенно при бу рении перемятых, тектонически нарушенных, сильно трещ и новатых и склонных к набуханию пород. В процессе бурения и при промывке обвалы сопровождаются резким повыш ени ем давления, приводящим в ряде случае к гидроразрывам пла стов и поглощениям, интенсивным затяжкам и обильным выносам кусков обвалившейся породы, недохождениям доло та до забоя. В некоторых случаях обвалообразование возни кает в результате поглощения бурового раствора со сниже
нием уровня и, как следствие, противодавления в затрубном пространстве.
6.Прихваты, связанные с заклиниванием колонн посто ронними предметами, возникают мгновенно и ликвидировать их расхаживанием и установкой ванн обычно не удается.
7.Прихваты, происшедшие вследствие нарушения режима промывки, характеризуются постепенным повышением дав ления при промывке, появлением затяжек, постепенным пре кращением циркуляции. Указанное приводит к накоплению осадка из частиц шлама или утяжелителя в затрубном прост
ранстве и трубах, а иногда и к поглощениям бурового рас твора.
8. Прихваты испытателей пластов при опробовании сква жин в процессе бурения в большинстве случаев происходят вследствие "заклинивания" фильтра при интенсивном притоке жидкости из пласта с частицами породы, который может сопровождаться обвалом.
Аварии с долотами приводят к оставлению в скважине до лот или их узлов (шарошки, лапы с шарошками и др.). На извлечение целых долот из скважины затрачивается в 12-20 раз больше времени, чем на извлечение шарошек или лап с шарошками, хотя оставляют долота на забое редко* Долота остаются в скважине главным образом из-за нарушения пра вил их крепления. Плохо закрепленные долота часто отвин чиваются при спуске, не достигая забоя. То же происходит при проработках, особенно в зонах сужения, на покривлен ных участках и в желобах.
При бурении электробурами долота отвинчиваются вслед ствие неправильного присоединения токопроводамИ* Крепле ние долот только цепными ключами непременно ПРиведет в аварии. Известно много случаев оставления долот П3"3^ пло хого состояний резьб у переводников, к которым И* кРепят.
Часто встречаются случаи оставления долот в скважине при расхаживании заклиненных долот вследствие ярез^ерно частых отбивок их путем вращения с большой часТс?т°й впе ред и со следующей резкой отдачей назад. Бурильная коЛонна за счет инерционных усилий поворачивается в обраТ^У^ сто рону на значительно большее число оборотов, что веДет к отвинчиванию долота.
Нередко происходят сломы долот по резьбе в ни^пеле. Авариям этого вида предшествуют удары о выступ.
Бывают случаи оставления трехшарошечных долР'*’ в сква
жинах в результате их раскалывания на три части. |
сви |
детельствует о том, что лапы долот были плохо свар^нь*- |
|
Долота часто |
отвинчиваются, когда к муфте переводника |
с резьбой 3-152 |
(ЗН-168) присоединяют долота с резьбой |
3-147 (ЗШ-141). Эти резьбы незначительно отличаются друг от АРУга.
В практике бурения скважин часты случаи поломки узлов шарошечных долот. В результате аварий с долотами в сква жине остаются в основном шарошки. Это связано со значи тельным износом опор, сломом цапф и режимами работы долот в скважине.
Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и тел качения. Исследования показали, что характер изнаш и вания и разрушения этих поверхностей различен. Это связа но с неравномерным сложным нагружением различных уча стков поверхностей опоры, а также с конструкцией, техно логией изготовления и размерами долот. Трущиеся поверхно сти опоры подвергаются одновременно абразивному износу, осповидному, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смя тию, окислительному и тепловому износу и высокотемпера турным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии буровых растворов под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, а также несовершенная сборка до лот, различие механических свойств металла узлов и ш аро шек долот и отдельные конструктивные несовершенства приводят к неравномерной сборке опор и вооружения долот и к большому различию в их износостойкости. Все это со здает трудности в определении качества сработки долот, оп тимального и предельного времени пребывания долота на за бое, особенно при турбинном бурении.
Причинами поломок долот, в частности оставления ш аро шек на забое, являются: передержка долота на забое; буре ние с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами, не соот ветствующими крепости пород; малая прочность опор и сварных швов; заклинивание долот; дефекты нарезки резь бы; неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу пе реводника; работа долотами по металлу, длительная промыв ка скважины перед подъемом сработанного долота.
Причинами заклинивания алмазных долот являются:
1) резкая посадка в зоне сужения ствола скважины и в призабойной зоне в результате спуска долота без ограниче ния скорости, особенно в необсаженной части ствола сква жины;
2) преждевременное прекращение циркуляции бурового
раствора перед подъемом колонны с алмазным долотом, ча ще во время процесса наращивания;
3) недостаточная промывка скважины через долото - утечки раствора через негерметичные участки бурильной к о лонны и ниппель турбобура, а также из-за малой подачи бу
рового раствора насосами; |
|
4) бурение скважины при несоответствующем |
соотнош е |
нии размеров долота, УБТ и забойного двигателя; |
|
5) заклинивание долот инородными предметами |
(металл и |
куски породы). |
|
Случаи заклинивания алмазного долота часты при первом |
спуске его в скважину или после работы трехшарошечными долотами (хотя первое имеет несколько меньший диаметр, чем соответствующее трехшарошечное долото), а также по сле длительной работы алмазного долота на забое без подъе ма.
При бурении скважин алмазными долотами из-за недоста точного крепления, а также вследствие изнашивания тела до лота могут выпадать алмазы. Выпавшие алмазы ломают и крошат другие алмазы в долоте, что может привести его в негодность.
С турбобурами происходят следующие аварии: поломка корпуса турбобура по телу; срыв резьбы по резьбовому соединению верхнего переводника турбобура с корпусом,
верхнего секционного |
корпуса турбобура |
с переводником |
|||
на |
нижний корпус и |
т.д.; |
отвинчивание |
роторной |
гайки |
и контргайки турбобура; |
слом вала турбобура; отвинчива |
||||
ние |
ниппеля; отсоединение турбобура от |
бурильной |
колон |
||
ны. |
|
|
|
|
|
При работе с турбодолотами основное число аварий про исходит из-за поломок валов. Конструкция турбодолот мало отличается от конструкции турбобуров, но эти изменения - источник возникновения новых разновидностей аварий. К ним относится слом вала турбодолота, причина которого - ослабление прочности вала отверстием под колонковую тру бу. Наибольшее число аварий приходится на те валы, кото рые имеют разную толщину стенок. Однако и при одинако вой толщине стенок вала бывают случаи слома его по телу, преимущественно в верхней части у конца сбега резьбы под гайку или в местах, близких к резьбе. В результате в сква жине остаются вал с нижним переводником и долото.
К основным причинам аварий с турбобурами и турбодо лотами относятся: нарушение технологии и техники бурения и неправильная эксплуатация; недостатки организации ре
монта; наличие большего числа резьбовых соединений и уз лов, не удовлетворяющих требованиям предельной прочности и износоустойчивости; заводской брак деталей.
Специфическими авариями с электробурами являются: от винчивание гайки сальника шпинделя из-за отвинчивания сальника; оставление части шпинделя с долотом вследствие поломки шпинделя по телу; оставление вала шпинделя с амортизатором ввиду поломки последнего; оставление части электробура в результате поломки его корпуса; оставление электробура из-за промыва резьбы проводника.
Аварии с обсадными колоннами составляют 7-8 % всех видов аварий в бурении. На ликвидацию их затрачивается более 10 % времени, затрачиваемого на ликвидацию аварий всех типов. Особенно тяжелы аварии этого вида в районах, где обсадные колонны спускают на большую глубину, и на разведочных площадях.
В процессе разобщения пластов возникают аварии при спуске обсадных колонн, их цементировании, а также углуб лении скважины с зацементированными обсадными колон нами под последующую колонну.
Прихваты обсадных колонн, главным образом кондукто ров и промежуточных колонн, происходят в основном на площадях, где разрез представлен неустойчивыми породами, бурение в которых вызывает сужение стенок скважин или обвалы пород. Причинами прихвата обсадных колонн часто являются неудовлетворительная организация спуска колонн (несвоевременная промывка или отказ от предусмотренных планом промежуточных промывок, плохая проработка сква жины перед спуском колонны, установка деревянных про бок, длительные остановки при спуске и т.д.) и технология бурения ствола скважины под обсадную колонну (бурение без УБТ и центраторов, несоблюдение оптимальных парамет ров режимов бурения в породах с чередующейся твердостью, использование кривых труб и бурового раствора плохого качества и т.д.).
Обсадные трубы разрушаются по телу в связи с образова нием внутренних давлений при восстановлении циркуляции после окончания спуска колонны, закачиваний в затрубное пространство последней порции цементного раствора, испы тании обсадной колонны на герметичность и т.д.
Смятие обсадных колонн происходит как при спуске, так и в процессе бурения скважины. В зависимости от сложив шихся обстоятельств трубы сминаются по-разному. Отдель ные технологические упущения приводят к возникновению
избыточных наружных давлений, которые вызывают смятие обсадных колонн. При действии на трубу избыточных давле ний увеличивается и напряжение, которое достигает больших значений вначале в одной точке, а при дальнейшем росте давления зона повышенных напряжений начинает расш и ряться и труба сминается.
При спуске в скважину опасность смятия больше у тех обсадных колонн, которые имеют обратный клапан, так как не учитываются внешние добавочные усилия, возникающие из-за давления на некотором участке в колонне и за колон ной, а также вследствие большой скорости погружения к о лонны. При спуске колонны с обратным клапаном обычно стараются не допускать снижения уровня в колонне более чем на 200-250 м для труб диаметром 168 мм и более чем на 300-400 м для труб меньшего диаметра. В противном случае внешнее давление может достигнуть и даже превысить кри тическое, и колонна может смяться. Аварии такого вида осо бенно распространены при спуске колонн большого диамет ра на большую глубину. На месторождениях, где бурят с применением утяжеленных буровых растворов, опасность смятия труб в результате несвоевременного долива еще более возрастает.
При спуске обсадной колонны с обратным клапаном про исходят значительные колебания сминающих и растягиваю щих усилий. При совместном действии этих усилий сопро тивление обсадных труб смятию снижается.
Большую опасность для обратного клапана представляет повышение гидродинамического давления при спуске обсад ной колонны. Давление зависит от многих факторов, из к о торых основными являются статическое напряжение сдвига и вязкость бурового раствора, скорость спуска колонны, раз мер кольцевого зазора, диаметр колонны и др. Давление до стигает 10 МПа и более.
В практике встречаются следующие случаи обрыва обсад ных труб по месту их соединения, которые происходят вследствие неправильного свинчивания резьбы труб из-за пе рекоса осей или неправильной установки трубы в муфте (перекос).
При перекосе осей деформируются витки резьбы труб, резьбу "заедает" и трубы полностью не свинчиваются или свинчиваются под большим усилием, приводящим к сильному нагреву места их соединения. При спуске свинченных подоб ным образом труб места их соединения в колонне разруш а ются.
Неполное свинчивание резьбовых соединений обсадных труб наблюдается также из-за несоответствия размеров про филя резьбы и погрешности конусности, что приводит к разрушению резьбы. Наибольшее число аварий происходит с обсадными колоннами диаметром 219 мм и более.
Обрыв труб по резьбовому соединению может произойти и вследствие приложения чрезмерных нагрузок, превышаю щих пределы прочности соединения.
Причиной выхода резьбы из сопряжения с резьбой муфты может быть неравнопрочность их соединения. Односторон няя нарезка резьбы на отдельных трубах ослабляет проч ность одной части трубы и усиливает прочность другой ее части. На участке трубы с ослабленной прочностью концент рируются напряжения, вызывающие деформацию тела трубы (на участке резьбы) с последующим выходом из сопряжения резьбы. Труба при равномерной нарезке резьбы имеет оди наковую толщину стенки. Несмотря на это, прочность резь бового соединения ниже прочности тела трубы в среднем на 30-35 %. Эксцентричная нарезка резьбового соединения об садных колонн снижает прочность и без того ослабленного участка трубы, что и является в ряде случаев причиной ава рий. Вследствие нарушения технологии спуска обсадной к о лонны отдельные трубы или целые секции их могут упасть в скважину. Например, при быстром спуске обсадная колонна становится на уступ, элеватор идет вниз, защелка его подни мается, в результате элеватор открывается и колонна падает в скважину.
Выполнение сварочных работ на буровой (приварка муфт обсадных труб для укрепления резьбового соединения, при варка фонарей и т.д.) несоответствующими электродами и быстрое охлаждение труб при опускании их в буровой рас твор, приваривание труб из легированных сталей марки 36Г2С38ХНМ без соблюдения соответствующего специально го режима и специально подобранных электродов, спуск обсадных колонн без промежуточных промывок, предусмот ренных планом спуска колонны, также приводят к авари ям.