Аварии при бурении нефтяных и газовых скважин.Классификация, причины и предупреждение. Презентация_Аварии_Рябуха А.В.. Аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Классификация, причины и предупреждение

• Название: Аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Классификация, причины и предупреждение
• Анкор: Аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Классификация, причины и предупреждение
• Дата: 04.02.2023
• Размер: 1.4 Mb.
• Имя файла: Презентация_Аварии_Рябуха А.В..pptx
• Тип: Доклад; #920275

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

ДОКЛАД ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«Предупреждение и ликвидация аварий и осложнений в сложных горно-технологических условиях»

НА ТЕМУ:

«Аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Классификация, причины и предупреждение»

РАЗРАБОТАЛ

Обучающийся группы ТССм-20-1

Рябуха А. В.

ПРОВЕРИЛ

профессор кафедры НБ,

доктор техн. наук, профессор

Салтыков В.В.

Тюмень, 2021 г.

Основные определения

Авария – нарушение технологического процесса бурения скважины, вызванное потерей подвижности колонны бурильных труб, или её поломкой с оставлением в скважине элементов колонны, а так же различных предметов, для извлечения которых требуется проведение специальных работ, не предусмотренных проектом.
Осложнение – нарушение технологического процесса бурения скважин, происшедшее при соблюдении требований технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванное явлениями горно - геологического характера.

При осложнениях бурение скважины возможно, но необходимо проведение специальных мероприятий.

Классификация аварий

Классификацию используют для повышения эффективности, а также наиболее приемлемых способов и технических средств ликвидации аварий.

Выделим основные характеристики аварий в бурении:

1. Источник аварий.

2. Объект аварии.

3. Масштабы и последствия аварии.

4. Факторы, влияющие на аварии

Классификация аварий

Классификация аварий

Масштабы последствий:

По порядку отражения в документах

Регистрируемые (все)
Учитываемые (те аварии, на устранение которых затрачено более 8 часов)

По степени тяжести последствий:
Простые
Сложные (ликвидация которых длится более 3–5 суток)

По категории
Аварии категории I
Аварии категории II

Классификация аварий по категории

Аварии категории I: открытые нефтяные и газовые фонтаны; взрывы и пожары резервуарных парков, компрессорных и насосных станций, подземных хранилищ газа, приведшие к разрушению или уничтожению объекта; взрывы и пожары на нефтегазоперерабатывающих заводах, вызвавшие остановку предприятия, цеха, или восстановительные работы.
Аварии категории II: падение или разрушение вышек, морских оснований в процессе эксплуатации, строительства или перетаскивания; падение элементов талевой системы (кронблок, талевый блок, крюк); взрывы и пожары на буровых объектах, групповых нефтегазосборных пунктах, компрессорных и насосных станциях, приведшие к выходу из строя оборудования, необходимости капитального ремонта его и остановки объекта; взрывы, пожары и загорания на нефтеперерабатывающих заводах, вызвавшие прекращение работы установки (участка) и требующие замены или капитального ремонта отдельных сооружений, машин, агрегатов, аппаратов, сосудов, трубопроводов и товарных резервуаров.

Факторы, вызывающие аварии

Технические причины аварий: низкое качество исходного материала, усталость металла, применение недопустимо изношенных технических средств использование технических средств, разрешающие способности которых не обеспечивают их индивидуальное или комплексное назначение.

Геологические причины аварий: нарушение целостности стенок скважин; обстоятельства, не зависящие от исполнителей трудового процесса.

Организационные причины аварий: низкая трудовая дисциплина и квалификация бригады буровых установок и буровых мастеров, выражающиеся в невыполнении или ненадлежащем выполнении своих обязанностей; нерегулярное проведение планово-предупредительного ремонта; невыполнение профилактических мероприятий по предупреждению аварий, простоев и длительных остановок буровых агрегатов;

несовершенство диспетчерской службы, отсутствие радиотелефонной связи; неудовлетворительное материально-техническое обеспечение; несоответствие режима сменности вахт естественному биологическому ритму жизнедеятельности человека и др.

Технологические причины аварий

1) неправильный выбор и нарушение рациональных параметров режима бурения (осевая нагрузка, частота вращения, расход промывочной жидкости) и параметров процесса бурения, включая механическую скорость, крутящий момент, усилие на подъем инструмента, давление промывочной жидкости;

2) несоблюдение рациональной последовательности правил крепления скважины (цементирование);

3) неправильный выбор типа промывочного агента, применение которого не обеспечивает выполнения гидродинамических, гидростатических и других функций, включая функции коркообразования;

4) необоснованный выбор рецептур промывочных жидкостей, тампонажных смесей и цементных растворов;

5) использование материалов и реагентов для приготовления промывочной жидкости низкого качества;

6) недоучет геологических и гидрогеологических условий, степени минерализации подземных вод, характера излива жидкости из скважины;

7) неудовлетворительная подготовка скважины к гидрогеологическим и геофизическим исследованиям;

8) необеспечение однородности раствора по всему стволу скважины и др.

В зависимости от объекта аварий выделяют следующие группы:

Аварии с элементами колонны бурильных труб.
Аварии с породоразрушающим инструментом.
Аварии с забойными двигателями.
Аварии при спуске и цементировании обсадных колонн.
Аварии при геофизических исследованиях.
Падение в скважину посторонних предметов.
Прочие аварии.

(1) Аварии с элементами колонны бурильных труб

Поломки элементов бурильной колонны по телу, сварному шву, в резьбе.
Падение элементов колонны в результате развинчивания в резьбе, поломки спуско – подъемного оборудования или инструмента, обрыва талевого каната.

(2) Аварии с породоразрушающим инструментом

Оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя.
Поломка породоразрушающего инструмента и оставление его элементов в скважине.
Падение долота в скважину.


(3) Аварии с забойными двигателями

Оставление турбобура, винтового двигателя или электробура в скважине вследствие поломок или разъединения в резьбах.

(4) Аварии с обсадными колоннами

Падение колонны в скважину.
Обрыв колонны по телу или резьбовому соединению.
Разрыв по телу трубы.
Смятие колонны.
Повреждении труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана.

(4) Аварии при цементировании обсадных колонн

Недоподъем цементного раствора в затрубном пространстве до проектной величины.
Оставление цементного раствора внутри колонны обсадных труб.
Негерметичность колонны.

(5) Аварии при геофизических исследованиях

Обрыв приборов.
Обрыв грузов.
Обрыв кабеля (каната).
Прихват приборов.
Прихват кабеля.
Перехлест кабеля при спуске.

(7) Прочие аварии

Перекос оснований.
Падение вышек (мачт).
Падение талевой системы.
Пожары.
Взрывы.


Общие причины возникновения аварий

До 95% всех аварий возникает по вине исполнителей в результате нарушения технологии бурения, условий эксплуатации оборудования и инструмента.
Около 3-5% аварий возникает из-за заводского брака используемого инструмента.
Небольшая часть аварий возникает из-за низкого качества технических проектов

(1) Аварии с бурильной колонной Характерные аварии

Ведущие трубы: поломка по телу; срыв трубной резьбы.
Бурильные трубы: поломка в концевой высадке; по телу; в зоне сварного шва; срыв трубной резьбы.
Бурильные замки: срыв замковой резьбы; поломка по телу.
УБТ и переводники: срыв замковой резьбы; поломка по телу в зоне замковой резьбы.
Соединительные муфты: поломка по телу.
Падение части колонны бурильных труб в скважину.


Причины поломок бурильной колонны

Основная причина поломок элементов бурильной колонны – усталостное разрушение металла под действием переменных по знаку и величине нагрузок.
Поломка колонны бурильных труб возможна в результате чрезмерных нагрузок на нее при ликвидации аварийных ситуаций.


Усталостному разрушению металла способствуют:

дефекты материала труб (микротрещины, включения, расслоения);
вмятины, царапины, надрезы на трубах;
конструктивные недостатки сборных бурильных труб;
резкие переходы в размерах поперечного сечения колонны;
колебания колонны (продольные , крутильные, в т.ч. резонансные);
наличие каверн в скважине;
абразивность пород, переслаивание пород по твердости;
искривление скважины;
малое количество УБТ;
несоответствие диаметра труб диаметру скважины;
несоответствие типа долота разбуриваемым породам;
химическая агрессия бурового раствора и жидкостей ванн;
эксцентричность вышки, ротора относительно скважины.


Причины поломок бурильной колонны

Причины срыва резьб бурильной колонны

Чрезмерный износ резьбы из-за

плохой смазки;

низкого качества изготовления;

эксцентричности стола ротора и вышки.
Промыв резьбы.

Причины падения бурильной колонны в скважину

Развинчивание замковых резьб в процессе спуска инструмента.
Посадки инструмента на уступы в процессе спуска.
Резкие посадки инструмента на ротор.
Неисправность тормозной системы лебедки.
Неисправность спуско – подъемного инструмента.
Несоответствие грузоподъемности оборудования и инструмента весу колонны бурильных труб.


Посадки – существенное снижение нагрузки

на крюке при спуске инструмента.

Предупреждение аварий с бурильной колонной Правила транспортировки труб

Перевозка труб допускается только специальным транспортом (трубовозами).
Длина выступающего конца труб должна быть не более 1м.
Ведущие трубы могут перевозиться только в обсадных трубах.
Резьбы труб должны быть защищены предохранительными кольцами.
Запрещается сбрасывание труб с транспортных средств.
Укладка труб производиться комплектами с деревянными прокладками, при этом необходимо исключить прогибы и удары.

Предупреждение аварий с бурильной колонной Подготовка труб к эксплуатации

Чистка резьб труб, и их контроль калибрами.
Дефектоскопия труб.
Толщинометрия.
Определение фактической кривизны.
Шаблонирование.
Установка протекторов (при роторном способе бурения).
Сборные трубы комплектуются селективно и только на трубных базах.
Опрессовка труб на полуторное рабочее давление, но не менее 30 МПа.
Разница в длине свеч должна быть не более 0,75 м.
На каждый комплект труб составляется паспорт.

Предупреждение аварий с бурильной колонной в процессе эксплуатации

Горизонтальность стола ротора.
Центровка фонаря относительно скважины.
Смазка резьб перед свинчиванием.
Докрепление резьб с рекомендованными моментами свинчивания.
Не допускаются резкие торможения и удары колонны о ротор.
Через 10-20 СПО менять рабочие соединения на нерабочие.
Через 800 часов работы – опрессовка колонн на 1,5 рабочее давление, но не менее 30 МПа.
Дефектоскопия труб с периодичностью от 20 до 90 суток в зависимости от типа труб и условий бурения.
Определение величины износа труб скобами. Для стальных труб раз в месяц.
Проверка резьб калибрами раз в месяц.
Соответствие класса труб по износу условиям бурения.
Для ЛБТ водородный показатель бурового раствора должен быть меньше 11.

Признаки обрыва колонны бурильных труб

Падение давления бурового раствора на стояке.
Снижение нагрузки на крюке.
Повышение частоты вращения ротора.
Уменьшение силы тока в электродвигателе привода ротора.
В глубоких скважинах (>2500 м) снижение температуры бурового раствора на устье.
Резкое перемещение колонны.

(2) Аварии с породоразрушающим инструментом Характерные аварии

Отвинчивание долот.
Поломка долот во время спуска инструмента.
Износ опоры шарошечного долота и оставление шарошек на забое.
Заклинивание шарошек на опоре долота.
Скол твердосплавных штырей шарошечных долот.
Выпадение алмазов.
Поломка лопастей долот режущего типа.

Причины аварий с породоразрушающим инструментом

Передержка долота на забое.
Превышение основной нагрузки допустимой на долото.
Удары долотом по забою, уступам, вывалам горной породы, в местах сужения ствола
Несоответствие типа долота буримым горным породам.
Наличие металла на забое.
Низкое качество изготовления долот.
Тяжелые условия работы.

Признаки аварий с породоразрушающим инструментом

Резкое снижение механической скорости бурения.
Повышенная вибрация инструмента, посторонние шумы.
Увеличение крутящего момента на роторе.
Увеличение силы тока в цепи двигателя ротора.




Инструмент необходимо поднять из скважины в случае, если:

при бурении шарошечными долотами с забойными двигателями механическая скорость проходки снизилась на 50%;
при бурении режущими и истирающими долотами механическая скорость снизилась в 2-2,5 раза от первоначальной.




Общие положения

Соответствие типа долота буримым породам.
Соответствие типа долота способу бурения.
Соответствие диаметра долота диаметру УБТ, бурильных труб.
Присоединительные резьбы должны иметь предохранительные кольца.
Запрещается транспортировка и хранение долот навалом, их сбрасывание с транспортных средств.
Периодическая очистка забоя скважины от металла.


Подготовка долота к спуску

Перед спуском долота необходимо проверить:

наличие гидромониторных насадок и надежность их крепления;
чистоту промывочных каналов;
свободное вращение шарошек у долот с опорами типа В;
у долот типа ГНУ и ГАУ надежность фиксации крышек компенсаторов, чистоту каналов в крышках, отсутствие подтеков смазки;
диаметр долота шаблоном;
очистить резьбу, нанести смазку.

Навинчивание долота производить с помощью спецустройства, необходимо производить докрепление резьбы машинными ключами


Правила спуска инструмента в скважину

Замедление спуска инструмента в местах изменения диаметра скважины, сужений, каверн, участках искусственного искривления.
Не допускаются удары долота при спуске более 30-40 кН.
При посадках инструмента поднять его на 10-15 м, включить промывку и проработать интервал с осевой нагрузкой не более 30 кН, для долот типа ГНУ и ГАУ без вращения!
За 10-15 м от забоя включить промывку и промыть скважину без вращения долота.


Правила приработки (обкатки) долот на забое

Роторное бурение и бурение ВЗД

Открытые опоры (тип В)

Время приработки 15-30 мин при начальной осевой нагрузке 20-30 кН с постепенным увеличением до требуемой.
Долота серии ГНУ и ГАУ

Долото ставиться на забой без вращения, создается осевая нагрузка от 30 до 120 кН в зависимости от диаметра долота и включается вращение с минимальной частотой.

В течении 30-40 мин нагрузка и частота вращения повышается до требуемых.

Турбинное бурение

Время приработки 3-5-мин с постепенным увеличением осевой нагрузки.


Правила эксплуатации

В процессе бурения необходимо обеспечить плавность подачи долота.
Через один час бурения производить отрыв долота от забоя на 10-15 м. При появлении затяжек отрыв от забоя производить через 15 мин.
При бурении с забойными двигателями через 15-20 мин Производить проворачивание бурильной колонны ротором.
При подъеме инструмента уменьшать скорость подъема в местах возможных сужений и у башмака обсадной колонны.

Предупреждение аварий с породоразрушающим инструментом Алмазные долота и долота ИСМ

Тщательная очистка забоя скважины и стенок от металла.
Соответствие матрицы долота буримым породам.
Износ долота по диаметру не должен превышать 3 мм.
Обязательно применение калибраторов.
Замедленный спуск инструмента в местах сужения ствола, каверн, башмака обсадной колонны.
Запрещается вращение долота в обсадной колонне.
Проработка ствола скважины в местах сужения алмазными долотами запрещается.
При бурении с забойными двигателями необходимо проворачивать колонну бурильных труб ротором через 15-20 мин.
Отрыв долота от забоя производить через 30-40 мин.
Контрольный подъем долота до башмака обсадной колонны через 72 часа бурения.

(3) Аварии с забойными двигателями Характерные аварии

Слом корпуса или вала в зоне резьбы, так как нагрузки на резьбы в забойных двигателях существенно выше, чем в бурильной колонне.
Срыв резьб корпуса или вала.
Срыв резьбы у переводника на долото.
Отвинчивание забойного двигателя от колонны бурильных труб.
Заклинивание ротора относительно статора шламом, посторонними предметами.

Аварии с забойными двигателями Причины аварий

Недокрепление резьб забойного двигателя.
Нарушение правил эксплуатации.
Высокое содержание твердой фазы в буровом растворе и посторонних предметов.
Наличие дефектов в деталях забойного двигателя (вмятины, трещины, надрезы, погнутость).
Отсутствие неразрушающего контроля качества деталей (дефектоскопия).

Аварии с забойными двигателями Признаки аварии

Прекращение углубки скважины.
Падение давления бурового раствора.

Аварии с забойными двигателями Предупреждение аварий

Транспортировка забойных двигателей допускается только с опорой не менее, чем в трех точках, двигатели диаметром 195 мм и менее транспортируются только в обсадных трубах.
Соответствие диаметра забойного двигателя диаметру долота. 215,9 – 195; 190,5 – 172.
Свинчивание секций производить ключами с моментомерами до моментов, указанных в технических условиях эксплуатации.
После свинчивания на резьбах наносить метки. В процессе эксплуатации контролировать их положение.
Под ведущей трубой устанавливать фильтр длиной 1,5 – 2 м с диаметром отверстий 5-6 мм.

Аварии с забойными двигателями Предупреждение аварий (Продолжение)

Износ корпуса двигателя по диаметру допускается не более 1 мм. Замер производить скобой перед спуском.
Осевой люфт для шпиндельных турбобуров допускается не более 5 мм. Замер производить перед каждым спуском.
Перед спуском произвести опробование на устье – плавность запуска и остановки. Контролировать герметичность резьб.
При спуске исключить удары двигателя о забой, уступы.
При запуске и остановке двигатель должен быть поднят над забоем на 10-15 м.
Осевая нагрузка после запуска двигателя повышается постепенно от 20 - 30 кН до расчетной.
При ремонте двигателей производить дефектоскопию валов и корпусов.


(4) Аварии с обсадными колоннами

Характерные аварии

Прихваты.
Падение колонны.
Развинчивание и срыв резьб.
Смятие.
Разрыв колонны.
Разрушение колонны обсадных труб при разбуривании МСЦ, цементного стакана.
Обрыв нескольких нижних труб колонны после цементирования и дальнейшего бурения.


Подготовка труб на трубной базе: дефектоскопия, опрессовка, шаблонирование, проверка резьб калибрами.
Подготовка труб на буровой: очистка резьб, визуальный осмотр, замер длины каждой трубы, маркировка, шаблонирование при спуске.
Подготовка оборудования и инструмента.
Смена плашек ПВО и его опрессовка.
Контрольный замер глубины скважины.
Смазка резьб герметирующими смазками, лентой ФУМ.


Аварии с обсадными колоннами Предупреждение аварий

Общие мероприятия

Аварии с обсадными колоннами

Прихваты обсадной колонны

Причины

Неподготовленность скважины.
Низкое качество бурового раствора, отсутствие смазывающих добавок.
Резкие перегибы ствола в местах искусственного искривления.


Признаки

Несоответствие нагрузки на крюке весу колонны.


Проработка ствола скважины компоновкой последнего долбления.
Доведение параметров бурового раствора до указанных в ГТН.
Промежуточные промывки (1000 м в открытом стволе).
Расхаживание колонны при остановках и промывках.


Аварии с обсадными колоннами Прихваты обсадной колонны

Предупреждение

Аварии с обсадными колоннами

Падение колонны труб

Причины

Неисправность спуско-подъемного оборудования и инструмента.
Вырыв трубы из муфты из-за некачественной нарезки резьбы, недокрепления, свинчивания с перекосом, высоких нагрузок при расхаживании в местах посадок.
Наличие уступов в скважине, что приводит к остановке колонны при спуске с последующим раскрытием элеватора.
Температурные деформации труб при закачивании холодного раствора.


Выбраковка труб, не отвечающих техническим требованиям при свинчивании.
Докрепление резьб машинными ключами до необходимого момента.


Аварии с обсадными колоннами

Падение колонны труб

Предупреждение

Аварии с обсадными колоннами

Смятие и разрыв колонны

Причины

Несвоевременный долив колонны при спуске. Максимальная глубина спуска без долива – 300 м.
При освоении снижение уровня жидкости ниже допустимого.
Низкое качество цементирования.
В процессе эксплуатации в неустойчивых породах.


Признаки

Непрохождение инструмента по скважине.


Смятие и разрыв колонны может происходить в процессе ее спуска, цементирования, освоения и эксплуатации скважины.

Предупреждение

Ограничение скорости спуска колонны.
Своевременный долив при спуске.
Не допускать значительного опорожнения при освоении.


Аварии при цементировании скважин

Характерные аварии

Преждевременное схватывание тампонажного раствора в обсадной колонне.
Неподъем тампонажного раствора в затрубном пространстве.
Низкое качество цементирования.
Разрыв обсадной колонны.


Аварии при цементировании скважин

Преждевременное схватывание раствора

Причины

Перерывы между закачиванием тампонажного раствора и продавочной жидкости.
Плохое перемешивание цементного раствора с замедлителями схватывания.
Наличие растворенных солей в воде, используемой для затворения тампонажного раствора.
Остатки химреагентов в емкостях.
Не учитывается сжимаемость продавочной жидкости.


Признаки

Преждевременное повышение давления продавочной жидкости при закачивании ее менее расчетного объема.


Предварительный подбор рецептуры тампонажного раствора в лаборатории с учетом качества цемента, необходимого времени закачивания в скважину и скважинной температуры.
Проверка качества воды затворения.
Применение станций контроля цементирования (СКЦ).
Очистка емкостей от остатков химреагентов перед началом работ.
Не допускать смешивание тампонажного раствора с замедлителями схватывания в мерниках цементировочных агрегатов.


Аварии при цементировании скважин

Преждевременное схватывание раствора

Предупреждение аварий

Аварии при цементировании скважин Недоподъем тампонажного раствора

Общие требования к высоте подъема раствора

Направление и кондуктор - до устья;

Технические и эксплуатационные колонны:

в разведочных и газовых скважинах – до устья;

в нефтяных скважинах – на 100 метров выше башмака предыдущей колонны.

Высота подъема тампонажного раствора определяется геофизическими методами – АКЦ.

Причины недоподъема

Ошибки в расчетах объемов тампонажного раствора и продавочной жидкости.
Необходимо учитывать сжимаемость продавочной жидкости.


Аварии при цементировании скважин

Низкое качество цементирования

Определяется:

геофизическими методами (АКЦ);
опрессовкой обсадной колонны после ОЗЦ.


Предупреждение

Промывка скважины после спуска обсадной колонны до полного удаления шлама, в том числе и специальными растворами, с доведением параметров раствора до указанных в ГТН.
Применение буферных жидкостей, центраторов, турбулизаторов, скребков.


Аварии с обсадными колоннами

Смятие и разрыв колонны

Причины

Высокое внутреннее давление при:

посадке продавочной пробки на стоп - кольцо.
преждевременном схватывании тампонажного раствора.


Признаки

Падение давления при закачивании продавочной жидкости.


Предупреждение

Применение станций контроля цементирования.
Контроль давления при закачивании тампонажного раствора, продавочной жидкости.
Контроль плотности тампонажного раствора; допустимые отклонения ± 0,08 г/см 3 для цементных растворов, 0,05 г/см3 для прочих.
Последняя порция продавочной жидкости (2%) закачивается не более, чем двумя агрегатами при минимальной подаче.


(5) Аварии при геофизических исследованиях в скважинах

Характерные аварии

Обрыв геофизических приборов, грузов.
Обрыв кабеля.
Прихваты приборов, кабеля.
Перехлест кабеля при спуске.


Аварии при геофизических исследованиях

Причины аварий

Неподготовленность скважины.
Обвалы стенок скважины.
При подъеме затаскивание прибора в блок - балаж с последующим обрывом кабеля.
Отсутствие меток на кабеле.
Отсутствие указателя натяжения каротажного кабеля.
Неисправность счетчика глубины спуска приборов.
Большая скорость спуска приборов.


Проверка состояния бурового оборудования и инструмента.
Проработка мест возможных сужений ствола, уступов и промывка скважины до выравнивания бурового раствора.
Исследования начинаются сразу же после подъема бурового инструмента.
Установка глухих плашек на ПВО и его опрессовка.

Готовность скважины к исследованиям оформляется актом.
Ролик блок – баланса должен находиться на высоте не менее 20 метров от стола ротора.
Применение противоприхватных центраторов, кожухов.
При проведении прострелочно – взрывных работ все электрооборудование должно быть обесточено.


Аварии при геофизических исследованиях

Предупреждение аварий

(6) Падение посторонних предметов в скважину

Причины

Нарушение правил эксплуатации инструмента.
Применение неисправного инструмента.
Открытое устье скважины.
Невнимательность обслуживающего персонала.


Предупреждение

Применение исправного инструмента.
Закрывать устье скважины после подъема КБТ.
Использовать резиновые кольца, перекрывающие кольцевое пространство в процессе бурения и СПО. Кольцо одновременно служит обтирателем бурильных труб при подъеме инструмента.
Применение специальных устройств - перекрывателей.


(7) Прочие аварии

Обрыв талевого каната.
Перекос оснований буровых.
Пожары.
Взрывы.

Литература

Технология бурения. Краткий курс: учебник / отв. ред. В. П. Овчинников. – Тюмень: ТИУ, 2018. – 160 с.
Технология бурения нефтяных и газовых скважин: в 5 т. : учебник для студентов вузов / под общ. ред. В. П. Овчинникова. – 2-е изд., перераб. и доп. – Тюмень: ТИУ, 2017. Т. 4 – 562 с.
Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие / А.П. Предеин. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 381 с.
Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: учебное пособие / Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, В. П. Овчинников и др. ; под ред. Г. П. Зозули. — Тюмень : ТюмГНГУ, 2012. — 372 с.