Виды аварий, их причины и меры предупреждения

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят обычно в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового инструмента и оборудования и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий считаются прихваты, поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб и падение бурильного инструмента и других предметов в скважину. Очень часто прихват инструмента из-за некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Перепад давлений в скважине в проницаемых пластах и непо­средственный контакт некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. Резкое изменение гидравлического давления в скважине вследствие выброса, водопроявления и поглощения бурового раствора.

3. Нарушение целостности ствола скважины, вызванное обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. Образования сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъеме бурильного инструмента.

5. Заклинивание бурильной и обсадной колонн в желобах, заклини­вание бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6. Оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глини­стого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. Неполная циркуляция бурового раствора через долото из-за про­пусков в соединениях бурильной колонны.

8. Преждевременное схватывание цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. Отключение электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо следующее;

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны про­мывка скважин должна проводиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанным в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;

6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение последней свидетельст­вует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

через каждые 3-5 мин расхаживать бурильную колонну и провора­чивать ее ротором;

при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-гене­ратор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутст­вии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соот­ветствующий той части колонны труб, которая находится в необсажен­ном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возоб­новляя ее при длительной остановке;

при выходе из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бу­рильную колонну или поднимать ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использо­вании утяжеленного глинистого раствора, следует систематически при­менять профилактические добавки: нефть (10-15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например сульфотол в виде 1-3% водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до ^; 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

Поломка долот вызывается спуском дефектных долот при отсутствии надлежащей проверки их, чрезмерными нагрузками на долото и передержкой долот на забое. Заклинивание шарошек возникает вслед­ствие прекращения вращения шарошек, на забое скважины, т.е. проис­ходит прихват их на осях. Основные признаки поломки долота во время бурения - прекращение углубления скважины и сильная вибрация бурильной колонны. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек колонковых и трехшарошечных долот. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении;

бурильная колонна начинает заклиниваться. Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки и ограничивать время их работы. Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо следующее:

1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольце­вым шаблоном, проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и кор­пуса и промывочные отверстия - наружным осмотром, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;

2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку бурового раствора;

3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.

Рекомендуется периодически очищать забой скважины от металла магнитным фрезером или забойным шламоуловителем.

Поломки турбобура происходят из-за разъединения буровым раствором, развинчивания и вырывания верхней резьбы корпуса из нижней резьбы переводника и отвинчивания ниппеля с оставлением в скважине турбины. Признак таких поломок - резкое падение давления на буровых насосах и прекращение проходки.

Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, проводится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.

Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одной из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического про­цесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.

К основным причинам возникновения аварий с бурильными трубами относится также недостаточная квалификация мастеров, бурильщиков и других работников буровых бригад.

Наибольшее число аварий с бурильными трубами в турбинном бурении связано с разъеданием резьб буровым раствором.

Основные меры предупреждения аварий с бурильными Трубами следующие:

1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соот­ветствии с инструкцией;

2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы глад­кими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;

3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;

4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;

5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчи­ваемых на резьбу замков;

6) бесперебойное снабжение Дуровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, считающееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит из-за толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элева­тора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.

Плашки и цепи механических ключей, звенья роторной цепи, болты, гайки и другие детали - таков неполный перечень мелких предметов, падающих на забой скважины. Падение их происходит во время спуско-подъемных операций и объясняется использованием неисправного инструмента.

Иногда после подъема бурильной колонны начинают проводить работы над открытым устьем скважины и это приводит к тому, что на забой скважины падают долота, кувалды и другие предметы.. Надо всегда помнить, что над открытой скважиной категорически запре­щается вести какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.

§ 2. Ликвидация прихватов

В практике бурения применяются методы ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн. Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируют расхаживанием (многократное, чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной ко­лонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и лимити­руется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхажива­нием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие - работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкост­ными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными). В этом случае необходимое количество нефти (воды, кислоты или щелочи) для ванны определяется по формуле

(14.1)

где D₁-диаметр скважины, м; D₃ - наружный диаметр труб, м; H₁ - вы­сота подъема нефти (кислоты или воды) в затрубном пространстве, м; D₂ - внутренний диаметр труб, м; H₂ - высота столба нефти (кислоты или воды) в трубах, м.

Практика производства нефтяных ванн в скважинах, где бурили с промывкой забоя водой и скважина заполнена водой, показала, что нефть очень быстро всплывает. В этих случаях, чтобы получить эффект от нефтяной ванны, необходимо перед и после закачки нефти прокачать по нескольку кубометров глинистого раствора. Глинистый раствор ограничивает быстроту всплывания нефти, и нефтяная ванна дает результат.

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобуров в карбонатных и глинистых (извест­няки, доломиты) и других породах, поддающихся действию кислоты, применяется кислотная ванна. Водяная ванна эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу; если в зоне прихвата встречены обваливающиеся глины и особенно, когда бурильная колонна прихвачена или заклинена в отложениях магниевых и натриевых солей.

Во время кислотных ванн, некоторое количество нефти (кислоты или воды) необходимо оставлять в трубах с тем, чтобы периодически (через 1-2 ч) подкачивать нефть (кислоту или воду) в затрубное пространство. Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для предупреждения его нужно провести тщательную работу до подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне ствола скважины, в лебедке.

Если нефтяная (кислотная или водяная) ванна не дала положитель­ных результатов, то прибегают к сплошной промывке нефтью или водой. Сплошная промывка водой возможна при бурении в устойчивых породах. При переходе на сплошную промывку нефтью следует избегать резкого перехода от глинистого раствора к нефти, так как для подъема тяжелого глинистого раствора в затрубном пространстве и для движе­ния легкой нефти внутри бурильных труб потребуется высокое давление.

Весьма эффективным средством ликвидации прихватов различных типов - гидроимпульсный способ (ГИС). ГИС не применяют, если плот­ность бурового раствора менее 1,35 г/см³, бурильные трубы не герме­тичны, долото опирается о забой или отсутствует круговая циркуляция бурового раствора.

При производстве ГИС (рис. 14.1) в колонну бурильных труб через нагнетательную головку 1 при открытой задвижке 3 закачивают на глубину Н воду или буровой раствор, плотность ρ₂ которого меньше плотности ρ₁. За счет разности плотностей жидкости в трубах ρ₂ и в затрубном пространстве ρ₁ создается давление, растягивающее колонну труб. При достижении определенного давления в трубах диа­фрагма 2 разрывается, давление мгновенно падает, а в бурильной колонне возникает волна разгрузки, которая, дойдя до прихваченной части колонны, действует на нее как ударная нагрузка.

Переток жидкости содействует освобождению прихвата. Задвижка 3 служит для перекрытия колонны труб, чтобы не допустить большого снижения уровня раствора в затрубном пространстве. Если 25-30 импульсов при заданном давлении (5-10 МПа на 1000 м колонны труб) не дали результаты, то ГИС совмещают с установкой ванны. Прихваты вследствие заклинивания колонны труб с наибольшим эффектом устра­няют путем создания ударной нагрузки вниз или вверх при помощи ясов, вибраторов, забойных гидроударников, взрыва шнурковых торпед ма­лой мощности.

В последнем случае ударная волна, проходя через резьбовое соеди­нение трубы, вызывает резкое ослабление его. Если перед взрывом на трубы был приложен обратный вращающий момент, а резьбовое соеди­нение было разгружено от веса вышележащих труб, то при взрыве происходит открепление резьбового соединения против нахождения торпеды, которое затем легко отвинчивают ротором. Этот метод позволяет в большинстве случаев освободить трубы, находящиеся выше места прихвата.

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, то ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и мало эффективен. Поэтому, если для извлече­ния прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», проводят, используя методы бурения наклонных скважин. Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Прихватоопределитель, показанный на рис. 14.2 состоит из электромагнита 2, помещенного в герметичный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолируется от внешней среды головкой 1 и днищем 4. Последние одновременно считаются соответст­венно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке 1 разме­щаются ввод и узел закрепления каротажного кабеля.

Рис. 14.1. Схема обвязки устья скважины при осуществлении ГИС

Рис. 14.2. Прихватоопределитель

Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов, размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спу­скается прибор для получения характеристики намагниченности прихва­ченных труб. Первый контрольный замер проводится в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливают контрольно магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, располо­женные друг от друга на 10м. При этом на каждом участке намагничи­вается отрезок трубы длиной 15-20 см. Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индук­ции выделяются четкими аномалиями. На диаграмме меньшими анома­лиями отбиваются также замки и муфты.

После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжи­тельное время. При этом металл неприхваченных труб испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.

Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.

§ 3. Ловильный инструмент и работа с ним

Под ловильными работами понимают совокупность операций, необ­ходимых для освобождения ствола скважины от посторонних Предметов до возобновления в нем бурения.

Давильный инструмент. Для ловильных работ используют специаль­ные (ловильные) инструменты самых различных типов и назначений. Рассмотрим основные из них.

Метчики предназначены для ловли оставшейся в скважине ко­лонны бурильных труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы, в замке или муфте. Правые метчики применяют для извлечения колонны целиком, а левые (на левых бурильных трубах) - для извлечения колонны по частям.

Ловильный метчик (рис. 14.3) имеет форму усеченного конуса для врезания в детали замка бурильных труб при ловильных работах. На верхнем конце метчика нарезана резьба замка бурильных труб, а на нижнем конце - специальная ловильная резьба (правая или левая).

Колокола (рис. 14.4) служат для ловли бурильных или обсадных труб, когда слом произошел в теле трубы, а также при срыве резьбовых соединений трубы, за исключением случаев, когда срыв резьбы произо­шел со стороны ниппеля замка.

Если слом неровный с наличием лент или имеется трещина вдоль трубы, не перекрываемая колоколом, то для ловли необходимо приме­нять «сквозной» (открытый) колокол с соответствующим патрубком или трубой. Для извлечения долота, оставшегося в скважине вследствие отвинчивания или срыва резьбы, применяют колокол-калибр.

Правые колокола используют при ловле правыми бурильными тру­бами всей оставшейся колонны, а левые - при ловле левыми бурильными трубами для отвинчивания части оставленной колонны. Колокол пред­ставляет собой стальной кованый патрубок, имеющий в верхнем муфто­вом конце резьбу бурильного замка, а внизу на внутреннем конусе - ловильную резьбу специального профиля для захвата бурильных труб при ловильных работах.

Рис. 14.3. Центрирующее направление с универсаль­ным метчиком:

1 - головка; 2 - прокладка; 3 - упорное кольцо; 4 - муфта обсадной трубы; 5 - направление; 6 - метчик; 7 - воронка

Рис. 14.4. Колокол:

А - с направляющей воронкой;

Б - с вырезом на нижнем конце

Ловитель (шлипс) с промывкой (рис. 14.5) применяют для извлечения оставшихся в скважине бурильных и обсадных труб за замок, муфту или сломанный конец в случаях небольшого веса оставшейся в скважине бурильной колонны, когда вследствие ее проворачивания, трудно зацепить метчик или колокол.

Если конец оставшейся в скважине бурильной трубы (в результате слома) оказался неровным и имеются продольные трещины, то приме­няют «сквозной» (открытый) шлипс с соответствующим патрубком или трубой для ловли за первую от сломанного конца муфту или за целую часть трубы. Шлипс позволяет промывать скважину через захваченную бурильную колонну. Если не удается поднять оставшуюся часть ко­лонны, шлипс можно освободить.

Овершот служит для извлечения бурильной колонны с захватом под замок. Его применяют в основном там, где ловитель нельзя применить, а колоколом и метчиком не удается соединиться и где длина колонны не превышает 400 м и она не прихвачена.

Овершот представляет собой корпус на толстостенной, обычно баш­мачной трубы, внутри которого приклепаны четыре стальные пружины. Верхние концы пружин отогнуты согласно размеру бурильных труб, для ловли которых предназначен овершот.

Наружная труборезка применяется в тех случаях, когда осво­бодить прихваченную бурильную колонну при помощи нефтяных, водя­ных, кислотных ванн или торпедированием не удастся и оставшиеся в скважине трубы не искривлены.

Наружная труборезка (рис. 14.6) состоит из стального корпуса 5 с тремя вертикальными окнами в его нижней части. В этих окнах на пальцах 11 крепятся резцы 10. Выше резцов в корпус труборезки вставлено кольцо 9. Своей нижней частью кольцо не дает резцам выйти через окно наружу, причем в этом положении кольцо удерживается четырьмя медными штифтами 1. На кольце, как на упоре, крепится мощная спиральная пружина 8, а под ней еще два кольца 6 и 7. Выше расположены кольцо 3 овершота с плашками и кольцо 4, которое не дает возможности овершотному кольцу передвигаться вверх. В верхней части корпуса труборезки ввинчен переводник 2 под обсадные трубы, в нижней части - воронка с козырьком 12 для облегчения завода в корпус обрезае­мых бурильных труб.

Рис. 14.5., Ловитель (шлипс) с промывкой:

1 - переводит;; 2 - резиновое уплотнение; 3- корпус ловителя; 4 - плашки

Рис. 14.6. Наружная труборезка для буриль­ных труб

Рис. 14.7. От­водной крючок

Удочку («ерш») используют для извлечения оставленного в сква­жине стального каната и каротажного кабеля. Удочку изготовляют наваркой крючков на стержень или на метчик в шахматном порядке или же из обсадной трубы, на теле которой делаются вырезы, загибающиеся внутрь. Запрещается спуск в скважину удочки («ерша») без специального хомута, ограничивающего пропуск этого инструмента в зону нахожде­ния оставленного каната или кабеля.

Отводные крючки (рис. 14.7) предназначены для центрирования оставшегося в скважине конца бурильных труб. Диаметр (внешний) зева крючка обычно па 52-50 мм меньше диаметра скважины. На внутрен­ней поверхности зева крючка перед спуском в скважину делают насечки, по сработанности которых судят (после подъема) о том, как рабо­тал крючок, касался он колонны или нет. Использовать отводной крючок разрешается только при свободном дохождении его до «головы» слома.

Рис. 14.8. Типы фрезеров

Фрезы (рис. 14.8) используют для частичного или полного удаления металлических выступающих частей или деталей. Работа фрезой (фре­зерование) состоит в разрушении металлического объекта и превраще­нии его в стружку. Внешняя форма фрезы зависит от ее назначения, а именно:

а) фронтального действия: плоская (рис. 14.8, а), коническая (рис. 14.8, б) и цилиндрическая (рис. 14.8, в);

б) внешнего воздействия: в форме усеченного конуса (рис. 14.8, г), коническая (рис. 14.8, д), цилиндрическая (рис. 14.8, ж) и цилиндрическо-коническая (рис. 14.8, е);

в) внутреннего воздействия: цилиндрическо-коническая (рис. 14.8, з) и комбинированного воздействия (рис. 14.8, и).

Применяют фрезы и других конструкций (рис. 14.8, к, л, м, н). Работы по фрезерованию очень трудоемки и требуют много времени, поэтому к этому способу ликвидации аварии следует прибегать в край­них случаях.

Магнитные фрезеры и ловители используют для извлечения с забоя крупных металлических предметов. Диаметр магнитного фре­зера должен быть на 20-60 мм меньше диаметра скважины. Конструк­ция магнитного фрезера показана на рис. 14.9. Магнитным фрезером работают без перегрузок на забой.

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами. Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью. Поднятый конец сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и осматривают с целью выяснения характера слома. Затем подсчитывают число свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии. Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера бурового предприятия (раз­ведки, участка) в зависимости от сложности работ.

Рис.-14.9. Магнитный фрезер:

1 - переводник; 2 - корпус; 3 - верхний полюс; 4 - шпилька; 5-постоянные магниты; 6 - нижний полюс; 7 - втулка; 8 - фрезерная колонна

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол. Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб проводить расхаживание и промывку скважины. Длина спускаемого в скважину инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы крепле­ние ловильного инструмента велось ротором с пропущенной через стол ротора ведущей бурильной трубой.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли за замок, так и за трубу. Для извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диа­метра, оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока не упрется в кромку трубы. Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить давление на оборвав­шийся конец трубы, поворачивают ее по часовой стрелке на 90°, затем обратно на 45° и опять на 1/4 оборота по часовой стрелке. При постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и закрепляется в них. Запрещается окончательно закреплять ловильный инструмент на сломе до восстановления циркуляции буро­вого раствора через долото. После этого пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают. При расхаживании необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв - ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, то метчик под натяжкой срывают. Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся колонны при помощи коло­кола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру посредством отводного ключа и лишь после этого спускают метчик или колокол. Когда даже после восстановления цирку­ляции не удается расхаживанием освободить колонну прибегают к неф­тяной ванне или принимают другие меры. Если все попытки освободить инструмент безрезультатны, то приступают к развинчиванию его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах. Иногда вместо отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инстру­мента вырезают при помощи наружной труборезки. При этом отрезан­ная часть извлекается из скважины вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот - магнитный фрезер, спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до забоя 6-7 м, начинают промывку, вращая ротор на малой скорости. Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями и удерживает их. Затем промывка прекращается и начи­нается подъем бурильной колонны. Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на оставшихся металлических деталях - это в большинстве случаев приводит к осложнению аварии. Маг­нитный фрезер используют также для ловли всевозможных мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Ликвидация аварий с турбобурами. Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в ка­честве калибра обычно используют переводник турбобура), навинчивае­мым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным мет­чиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруд­нения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соеди­няются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только корпуса турбобура.

Поэтому прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этою необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывание этих предметов следует произ­водить с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопатки, которые Попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов.

В случае заклинивания вала в корпусе турбобура, долото отбивают так же, как и в роторном бурении, путем вращения колонны бурильных труб, так как при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.

Аварии при бурении одной и той же скважины могут возникнуть при замене турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диамет­ров. Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.

Уход в сторону от оставшегося в скважине инструмента. Когда оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда извлечение ее требует слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места, где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол.

Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка, откуда удобнее всего забуриваться, то над оставшейся колонной ставят цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом.

Торпедирование скважин. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь, разрушает оставшуюся в скважине колонну.

Для успешного дробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственной' близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд, опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.

Для взрывов внутри прихваченных бурильных труб следует приме­нять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстия бурильных труб. Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удается поднять верхнюю часть бурильной колонны.

Аварии с обсадными трубами. Наиболее распространенный вид аварии с обсадными трубами - отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, незацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается.

Для того чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака. По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую аварию ликвидируют пикообразными до­лотами, которые стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий - упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца. Протирание обсадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.

Когда против протертого места обсадной колонны имеется цемент­ный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений. Если цементный стакан отсутствует, то при бурении об­садные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же за трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться смятием. Во всех этих случаях единственной мерой ликви­дации аварии - спуск и цементировка промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра.

§ 4. Организация работ при аварии /

Ловильные работы и ликвидация прихватов - ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам бурового оборудования и вышки, гибели скважины и несчастным случаям с людьми. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия-ру­ководителя участка или разведки, не приостанавливая проведения пер­воочередных мер по ликвидации аварии. Если ликвидация аварии затянулась, но не позднее чем через пять дней с момента ее возникнове­ния, то составляется план ликвидации аварии, который утверждается руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии (прихвата) необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах допускаются повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участ­вующим в ликвидации аварии, необходимо строго руководствоваться Правилами техники безопасности в нефтяной промышленности и Еди­ными техническими правилами ведения работ при строительстве сква­жин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

Выводы

Бурение скважины является сложным процессом при реализации которого из-за несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправ­ности бурового инструмента и оборудования и недостаточной квалифи­кации или халатности членов буровой бригады могут возникать аварии. Наиболее распространенные виды аварий поломка и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, прихваты колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважи