ргр. Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

• Название: Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин
• Дата: 28.03.2022
• Размер: 2.1 Mb.
• Имя файла: 493660.rtf
• Тип: Пояснительная записка; #422725
• страница: 5 из 5

.3 Аварии с долотами

В зависимости от типа долота различают следующие виды аварий:

. Аварии с шарошечными долотами - отвинчивание долот и их поломка.

Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления или спуска долота, а также при применении переводников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготовляются в механических мастерских без соответствующей проверки резьбы калибрами).

Причинами поломок долот являются: передержка на забое; бурение с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами, не соответствующими их крепости; малая прочность опор; слабая прочность сварных швов; заклинивание долот; дефекты нарезки резьбы; неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу переводника; работа долотами по металлу; длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота.

В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в скважине.

Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и т качения. Исследования, проведенные В.Н. Виноградовым, Г.М. Сорокиным и А.Н. Пашковым, показали, что характер изнашивания и разрушения этих поверхностей различен. Как отмечают авторы, это связано с неравномерным и сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а так же конструкцией технологией изготовления и размерами долот. При этом трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно абразивному износу, осовидному, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотемпературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии промывочных жидкостей под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, а также недоброкачественная сборка долот, различие механических свойств металла опор и шарошек долот и отдельны конструктивные несовершенства конструкции долот приводят к неравномерной сработке опор и вооружения долот и к большому различию их износостойкости. Все это создает трудности в определении качества сработки долот, оптимального и предельного времени пребывания долота на забое, особенно при турбинном бурении.

. Аварии с алмазными долотами - заклинивание долот при спускоподъемных операциях и бурении, отвинчивание долота.

Причинами заклинивания алмазных долот являются: а) резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и в ее призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины; б) преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъемом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во время процесса наращивания);

в) недостаточная промывка скважины через долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промывочной жидкости насосами; г) бурение скважины при несоответствующем соотношении размеров долота, утяжеленных бурильных труб и забойного двигателя (если такой применяется при бурении); д) заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы).

Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрирующей поверхности секторов, отчего достигается большой контакт со стенками скважины. Часто алмазные долота заклиниваются при спусках в скважину впервые после работы трехшарошечными долотами и при длительной работе алмазными долотами без их подъема из скважины. Заклиниванию алмазного долота нередко способствуют сальники.

Алмазные долота отвинчиваются, как и другие рассмотренные виды долот.

При бурении скважин из алмазных долот могут выпадать алмазы в результате недостаточного их крепления, а также вследствие изнашивания тела долот. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность все долото.

Применение долот режущего типа сопровождается меньшим числом аварий по сравнению с шарошечными долотами. Аварии фактически единичны, но все же имеют местё.

. Аварии с долотами режущего типа (лопастными) - отвинчивание долота, излом лопастей долота, поломка корпуса. Эти долота отвинчиваются по тем же причинам, что и шарошечные.

Лопасти ломаются в результате неплотного их присоединяются к корпусу или вследствие заклинивания долота, вызванного несоответствующим режимом его работы и на забое. Поломка корпуса вызвана рассмотренными выше причинами.

Ликвидации аварий с долотами

Признаками аварий с долотами при роторном бурении являются не равномерное вращение, вертикальные колебания бурильной колонны, а также прекращение проходки, при электробурении - снижение показаний амперметра и отсутствие проходки, а при турбинном - остановки турбобура, а также отсутствие проходки. Выбор метода зависит от конкретных условий и наличия разрушающих инструментов. Установлено, что долото диаметром 295 или 269 мм может разрушаться при двух-трех спусках башмачного или забойного фрезера. Последующими спусками паука гидромеханического или магнитного фрезера извлекают куски металла с забоя, долото, оставленное посредине ствола скважины, сначала доводят до забоя, потом определяют печатью его положение. Если долото стоит присоединительной резьбой вверх, то его извлекают так же, как и в предыдущем случае. Во всех других случаях его разрушают фрезером или торпедой.

Категорически запрещается извлекать бескорпусные долота метчиком. Это приводит или к расколу долота, или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется на сварных швах.

Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопатки лопастных долот, оставленные в скважине, извлекают пауком гидромеханическим или магнитным фрезером. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоулавливателем, устанавливаемым над ним.

При отсутствии наука гидромеханического или магнитного фрезера соответствующей грузоподъемности шарошки долота или лапы с шарошками разрушают забойным или башмачным фрезером.

В зависимости от твердости пород на забое поверхность торцевой части фрезера должна быть выпуклой, плоской и вогнутой. Для повышения эффективности очистки забоя над забойным фрезером надо устанавливать металлоулавливатель.

В других случаях узлы долота извлекают фрезером-пауком, гидравлическим пауком или пауком, изготовленным из обсадной трубы. Иногда для разрушения одной шарошки на забое используют штыревые долота. Этот метод применять не следует, так как процесс разрушения продолжается долго, на забое часто остаются шарошки того долота, которым разрушали породы. После работы штыревым долотом на забое остается много металла, поэтому замедляется углубление скважины, а в некоторых случаях возникает новая авария с поломкой долот. При этом на разбуривание шарошки одного долота иногда расходуются два-три дорого стоящих штыревых долота.

для извлечения лап с шарошками долот большого диаметра в мягких породах нередко зарезают второй ствол (турбобуром с отклонителем, в который затем пилообразным долотом сталкивают лапы с шарошками) и цементируют его. Для этого на 8-10 м выше места оставленного долота вырабатывают уступ и зарезают новый ствол с таким расчетом, чтобы его забой оказался ниже старого забоя на 15-20 м.

Предупреждение аварий с долотами

Предупреждение аварий с шарошечными долотами

. Перед началом бурения под соответствующую обсадную колонну на буровую завозят набор типоразмеров долот, осмотренных и обмеренных на базе, с паспортами и сводной ведомостью.

. Запрещаются транспортировка и хранение долот навалом, а также их сбрасывание на металлические предметы.

. Перед присоединением долота к бурильной колонне бурильщик обязан проверить: соответствие типа и размера долота разбуриваемым породам (ГТН); чистоту резьбы, а у гидромониторных долот - наличие насадок, надежность их крепления и уплотнения; отсутствие внешних дефектов и чистоту промывочных каналов. При этом:

а) в сварных швах на поверхности резьбы не допускаются единичные поверхностные поры глубиной более 0,3 мм или шлаковые включения диаметром свыше 1 мм более трех на длину каждого шва, а такжё видимые трещины по сварному шву;

б) присоединительная резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных витков, заусенец и других дефектов, нарушающих ее непрерывность и прочность;

в) поверхности упорных уступов резьбовых соединений должны быть гладкими, без заусенцев, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений (в шарошечных долотах кроме долот типа ГНУ и ГАУ шарошки должны свободно и плавно вращаться);

. После проверки долота необходимо:

а) тщательно очистить резьбу и смазать смазкой марки Р-113 или графитовой; б) проверить и записать полностью в буровой журнал клеймо (маркировку) долота; в) убедиться в состоянии резьбы переводника, к которому присоединяется долото.

. долото необходимо крепить с помощью специального приспособления (доски), удерживающего его за корпус. Крепление производить только машинными ключами без рынков и ударов. При наличии зазора между торцами долота и переводника долото или переводник заменить долото крепить с моментом затяжки в соответствии с требованиями табл. 3.1.

. При спуске долота в скважину следует избегать ударов, которые могут привести к образованию трещин в сварочных типах и поломке долота. Спуск долота при входе в потайную колонну, а также в местах переходов диаметра, резкого изменения азимута и кривизны, а также в местах сужений необходимо производить на пониженной скорости.

. Ствол скважины следует проработать:

а) в интервалах затяжек и посадок бурильной колонны; б) в интервале бурения предыдущим долотом, но не меньше, чем на длину веду щей трубы.

. Прорабатывать ствол скважины следует при плавной подаче бурильной колонны со скоростью не более 2 м/мин и нагрузке на долото 20-30 кН и менее.

. После допуска долота до забоя провести обкатку его опоры. Про работку проводить при нагрузке 20-ЗО кН в течение 15-30 мин при роторном и низкооборотном бурении забойными двигателями и в течение 3-5 мин при высокооборотном турбинном бурении.

При бурении долотами с герметизированной опорой типа ГНУ и ГАУ приработку долота на забое производить при нагрузке 60-80 кН.

. После приработки долота нагрузку постепенно повышать до требуемой режимно технологической карты или ГТН.

. Основной признак заклинивания опор шарошек в процессе роторного бурения - повышение вращательного момента на роторе, а сработки его вооружения - падение механической скорости бурения.

. Бурильщик обязан прекратить работу и приступить к подъему долота:

а) при бурении лопастным и всеми видами долот режущего или истирающего типа в случае постепенного падения механической скорости бурения по сравнению с первоначальной в 2-2,5 раза при постоянных параметрах режима бурения (нагрузка на долото, расход промывочной жидкости, давление в манифольде);

б) при бурении шарошечными долотами в случае резкого повышения вращающего момента на роторе, зафиксированного моментомером или амперметром электропривода лебедки, или при отсутствии приборов контроля вращающего момента на роторе) по истечении времени механического бурения долотом, предусмотренного технологической картой и уточненного по данным предыдущего рейса.

. При контроле за состоянием долота с помощью моментомера или амперметра бурильщик обязан.

.1. Определять величину крутящего момента при холостом вращении бурильной колонны - стрелка манометра или амперметра должна плавно колебаться в обе стороны возле определенного положения, отклоняясь от условного нуля, для этого перед проработкой призабойной зоны восстановить циркуляцию, включить ротор и в течение 2-3 мин вращать бурильную колонну без нагрузки на долото (для получения четкой записи).

.2. Определяют в начале вращения величину вращающего момента на роторе при бурении с осевой нагрузкой, предусмотренной режимно-технологической картой - при нормальном бурении стрелка манометра должна остановиться в определенном положении и колебаться вверх и вниз от него на 2-3 деления шкалы.

.3. Контролировать показания манометра в процессе всего рейса долота.

.4. При появлении признаков, характерных для заклинивания опор шарошек (стрелка манометра начинает ритмично колебаться на 20-30 и более делений шкалы), определять в течение 5 мин частоту колебания стрелки, чтобы убедиться в заклинивании долота.

.5. При частоте колебаний 16-20 в 1 мин прекратить подачу бурильной колонны и продолжить бурение до выбора полного ее веса на крюке и определить характер изменения амплитуды колебаний стрелки манометра: при вклиненных шарошках амплитуда колебаний стрелки должна плавно уменьшаться, а после снятия нагрузки - должна остановиться на делении шкалы, как при холостом вращении перед началом бурения.

. При роторном способе следует прекратить бурение и поднять долото. Если при выполнении изложенных выше требований, согласно п. 13.4 и 13.5, возникли сомнения в заклинивании опор, то разрешается продолжить бурение до получения нового сигнала (п. 13.4) о заклинивании, при получении которого необходимо поднять долото.

. При турбинном бурении в твердых и крепких породах момент подъема долота следует определять по уменьшению механической скорости проходки на долото на 30-50 % с учетом времени подъема долота, устанавливаемого технологической службой предприятия поданным отработки долот в конкретном районе.

. Забой скважины необходимо очищать от металла с помощью металлоулавливателей, устанавливаемых над долотом в средних и твердых породах через каждые 10-15 спуско-подъемов.

. При подходе долота к башмаку кондуктора или к промежуточной колонне скорость подъема бурильной колонны следует уменьшить, чтобы избежать удара долота и поломки лап.

. для предупреждения отвинчивания долота в скважинах с зонами сужения ствола, имеющими кривизну, необходимо снижать скорость спуска колонны, чтобы исключить возникновение реактивного вращения вала турбобура или электробура влево.

. долото с конфигурацией, отличающейся от конфигурации предыдущих долот, следует спускать осторожно. Интервалы работы предыдущего долота в твердых и средних породах необходимо прорабатывать. Особенно опасно опускать без проработки четырехшарошечное Долото в интервале работы предыдущего трехшарошечного долота, а также опускать пикообразное долото после работы трехшарошечным долотом.

. для предупреждения заклинивания долота в призабойной части предыдущее отработанное долото замеряют его диаметр и по износу определяют условия работы спускаемого долота в призабойной зоне. Если диаметр поднятого долота уменьшился, то, значит, имеются люфты в опорах и периферийные зубья его сработаны, т. е. скважина сужена у забоя.

. Бурение в твердых и крепких породах, а также в абразивных породах средней твердости необходимо производить с калибраторами, устанавливаемыми над долотом.

Предупреждение аварий с алмазными долотами

При бурении скважины алмазными долотами необходимо соблюдать требования Инструкции по бурению нефтяных и газовых скважин алмазными буровыми инструментами. При этом особое внимание следует обратить на проведение работ, несоблюдение которых вызывает аварии.

Наземное буровое оборудование, бурильную колонну и инструмент необходимо подготовить для длительной и безаварийной работы, про вести его ревизию и обеспечить запасными частями.

Буровую следует оснастить: ключами АКБ-ЗМ; клиньями, встроенными в ротор; регулятором подачи долота; бурильной колонной, допускающей работу при давлении до 20 Па; турбобурами с рабочим ресурсом до 300 ч при перепаде давления б Па; устройством для предупреждения попадания посторонних предметов в скважину.

Ствол и забой скважины должны быть соответствующим образом подготовлены, т. е. забой очищен от металла, в стволе устранены зоны сужений.

Компоновка пива бурильной колонны должна обеспечивать передачу нагрузки на долото частью веса УБТ, исключение зон завихрения бурового раствора, создание цилиндрического ствола скважины путем установки над долотом калибратора или эксцентричного переводника; гашение поперечных вибраций в бурильной колонне, а также установку яссов или безопасного переводника для быстрой ликвидации возможного заклинивания бурильной колонны.

Спускать алмазные долота следует медленно, особенно в зонах сужений, обвалов, в местах возможных затяжек и посадок, в зоне каверн при подходе к потайной и обсадной колоннам, а также в призабойной зоне.

Спуск последних 10-15 м бурильной колонны до забоя надо производить с вращением долота и циркуляцией бурового раствора.

При эксплуатации алмазных долот запрещается: спускать алмазные долота в неподготовленную скважину; вращать бурильную колонну с алмазным долотом в обсадной колонне; прорабатывать алмазными долотами ствол скважины в интервалах, сложенных крепкими и абразивными породами; начинать бурение без надлежащей очистки от металла; бурить без калибраторов, установленных над долотом, в твердых абразивных породах.

Библиография

Основная литература:

. Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков « Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Учебник для ВУЗов: М.Недра, 2000

Дополнительная литература:

. В.И.Крылов «Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах». М.Недра, 1984

. В.М.Винниченко, А.Е. Гончаров, Н.Н.Максименко « Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин». М.Недра, 1991

. Г.Кемп «Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология». Перевод с английского - М.Недра, 1990

. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин..- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.-679 с.

. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 670 с.: ил.

. Борисов К.И., Рязанов В.И. Расчет колонн бурильных труб: Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2002.- 66 с.

. Булатов А.И., Аветисов А.Т. Справочник инженера по бурению. В 4-х кн. - М.: Недра, 1996 -1997.

. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. - М.: Недра, 1997. - 483 с.

. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978.

. Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. - М.: Недра, 1988. - 229 с.

. Калинин А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. -М.: Недра, 1997.

. Калинин А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Справочное пособие.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 450 с.

. Масленников И.К. Буровой инструмент: Справочник. -М.: Недра, 1989. - 430 с.

. Методические указания к выполнению практической работы №2 (Разработка конструкции скважины) по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очного обучения

. Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности: Учебник. - М.: Недра, 1986. - 511 с.

. Попов А.Н., Спивак А.Н., Акбулатов Т.О.и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 509 с.

. Рязанов В.И. Направленное бурение глубоких скважин: Практическое пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 1999. - 84 с.

. Трубы нефтяного сортамента/Под науч. ред. В.И. Вяхирева, В.Я. Кершембаума. - М.: Наука и техника, - 1997. - 344 с.

. Чубик П.С. Практикум по тампонажным материалам. - Томск: Изд. ТПУ, 1999.- 82 с.