Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации при бурении скважин предприятиями по «укргазпром»

Государственный газовый концерн «Газпром»
Производственное объединение «Укргазпром»

УКРАИНСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ УКРНИИГАЗ

СОГЛАСОВАНО

Главный инженер треста
Укрбургаз
В.Г.Филь
15.11.1991г.

УТВЕРЖДАЮ

Директор по бурению и Коммерции ПО Укргазпром
Канд.техн.наук И.В. Дияк
30.12.1991г.
Начальник Украинской
Военизированной части
В.Р.Радковский
14.12.1991г.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОСНОСНЫХ ВИДОВ АВАРИЙ И ВЫБОРУ

МЕТОДОВ ИХ ЛИКВИДАЦИИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН ПРЕДПРИЯТИЯММИ ПО «УКРГАПРОМ»

(вторая редакция)
Зам. Директора Укрниигаза по научной работе, доктор
геол.-мин.наук В.И.Зильберман
Зав.отделом техники и технологии бурения В.Н. Филев

СОДЕРЖАНИЕ

I. Общие положения.
II. Педупреждение аварий
Предупреждение аварий с колоннами бурильных труб
Предупреждение прихватов при бурении скважин
Предупреждение аварий с обсадными колоннами при креплении скважин
Предупреждение аварий с долотами
Предупреждение аварий с турбобурами
Предупреждение аварий при производстве промыслово-геофизичеких работ
Предупреждение падения в скважину посторонних предметов и прочих аварий
Предупреждение газонефтеводопроявлений
III. Организационные мероприятия по предупреждению аварий
IV. Выбор методов ликвидации основных видов аварий
Общие положения
Ликвидация аварий с колоннами бурильных труб
Ликвидация прихватов при бурении скважин
Ликвидация аварий с обсадными колоннами при креплении скважин
Ликвидация аварий с долотами
Ликвидация аварий с забойными двигателями
Ликвидация прочих видов аварий
Список использованных источников
Настоящая «Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации» являются регламентирующим нормативно-техническим документом при разработке технических и технологических проектов, режимно-технологических карт, планов работ и других нормативных документов на бурение каждой конкретной скважины на месторождениях, площадях и ПХГ ПО Укргазпром.
Изложенные «Инструкцией...» указания и мероприятия следует выполнять с учетом специфики бурения каждой скважины в конкретных горно-геологических условиях.
Инструкция предназначена для инженерно-технических работников, буроввых мастеров, бурильщиков и их помощников, осуществляющих бурение скважин на предприятиях ПО Укргазпром.
Данная «Инструкция» разработана Укрниигазом с участием ведущих специалистов ПО Укргазпром, треста Укрбургаз, Полтавского, Шебелинского, крестищенского, Крестищенского, Стрыйского и красноградского УБР.
В редактировании второго издания «Инструкции» принимали участие:
От Укрниигаза:
В.И.Зильберман, В.Н.Филев, Э.М. Арутюнян, Н.И.Дегтев, П.М.Ширенко, Е.Саломатина, С.Н.Бондарев.
От ПО Укргазпром и его буровых предприятий:
И.В.Дияк, Н.Н.Мельник, В.Г. Филь, М.Г.Плишка, В.А.Андрусив, Н.М.Полинник, В.И.Сидоренко, М.К.Лихван, М.П.Мельник, М.Н.Мацалак.
От Украинской военизированной части:
В.Р.Радковский, Г.Л.Гейсберг

I.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.1.При проводке скважин следует соблюдать «Единые технологические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых газоконденсатных месторождениях» (М.ВНИИБТ, 1983), «Инструкцию по предупреждению открытого фонтанирования при бурении скважин» (М.Недра, 1966), «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» (М.Недра, 1974), «Руководство по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при бурении скважин на предприятиях Укргазпром» (Укрниигаз, 1984), «Инструкцию по креплению нефтяных и газовых скважин» (М., 1975), «Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин» (Краснодар, 1976), «Инструкцию по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» (Куйбышев, ВНИИТнефть, 1982), «Инструкцию по испытанию скважин не герметичность (Самара, ВНИИТнефть, 1991) и другие регламентирующие документы, являющиеся основанием для проектирования и строительства скважин.
1.2. Инженерно-технические работники РИТС, ЦИТС УБР обязаны обеспечивать выполнение буровыми бригадами технических и технологических проектов на бурение скважин, контролировать соблюдение исполнителями правил, инструкций и других регламентирующих документов по безопасной проводке скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и ПХГ ПО Укгазпром.
1.3. Буровые мастера и их помощники, начальники буровых обязаны выполнять требования технических и технологических проектов на строительстве скважин, указания ГТН и РТК, правила, инструкции, регламентирующие документы и дополнительные планы работ по безаварийной проводке скважин.
1.4. Бурильщики, буровые мастера и начальники буровых, являясь непосредственными руководителями и исполнителями работ по бурению скважин, несут всю ответственность за соблюдение правил и инструкций по безаварийной проводке скважин.
1.5. Принимая смену бурильщик обязан:
при нахождении бурильной колонны в скважине приподнять ее на длину не менее 15 м и убедиться по показаниям контрольно-измерительных приборов в ее целостности;
проверить исправность оборудования;
внимательно осмотреть талевый канат, тормозную систему, элеваторы, ключи и цепные передачи;
проверить исправность превенторов и их обвязку;
подробно ознакомиться с состоянием скважины, выяснить возможные зоны осложнений ствола, наличие затяжек, посадок, уступов или сужений;
ознакомиться с характером и величиной обработки предыдущего долота;
проверить качество и количество бурового раствора;
ознакомиться с распоряжениями руководства буровой бригады.
1.6. Все операции в скважине, за исключением аварийных, должны выполняться бурильщиком. Передача пульта управления и тормоза лебедки другим лицам запрещается.
1.7. В случаях возникновения в скважине осложнений или аварий бурильщик обязан немедленно сообщить об этом руководству буровой или начальнику смены РИТС (ЦИТС) через одного из своих помощников, а сам принимать соответствующие первоочередные меры по устранению осложнения (аварии) и дальнейшие работы вести под руководством бурового мастера (начальника буровой) или ИТР РИТС (ЦИТС).

II. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С КОЛОННАМИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

1.1. Все бурильные трубы, замки, переводники, центраторы, расширители калибраторы, поступающие на предприятие, должны иметь заводской сертификат (паспорт), маркировку и соответствовать требованиям стандартов и технических условий.
Запрещается вводить в эксплуатацию трубы и их соединительные элементы, не имеющие сертификатов или выписки из них.
1.2. Комплектование, эксплуатацию, ремонт, учет работы и наличие износа бурильных труб и замков к ни..., ведущих труб и переводников следует производить в соответствии с действующей «Инструкцией по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб» /4/.
1.3. Сборка всех бурильных труб должна производиться только на трубных базах в соответствии с требованиями инструкции /4/.
1.4. Запрещается производить навинчивание замков в холодном состоянии (без подогрева в специальных печах). После сборки труб следует проверить их дефектоскопией и гидроопрессовкой на давления: 25МПа (250кг/см2) при бурении скважин до глубины 4000м и 30МПа (300кг/см2) При бурении на глубину более 4000м.
1.5. Бурильные трубы должны быть разбиты на комплекты. В состав комплекта включаются бурильные трубы одного размера, одной группы прочности и, по возможности, одного завода-изготовителя. На каждой трубе комплекта должен быть отчетливо выбит номер комплекта (или инвентарный номер трубы). На все комплекты труб необходимо иметь паспорт или выписки из них. Номер паспорта должен совпадать с номером комплекта.
1.6. В случае уменьшения длины комплекта вследствие отбраковки отделочных труб пополнение необходимо производить за счет других неполных комплектов того же класса, имеющих примерно такой же начисленный условный износ.
Пополнение комплектов труб 1 класса допускается производить новыми трубами той же толщины стенки и группы прочности стали.
1.7. Перед отправкой на буровую бурильные, утяжеленные, ведущие трубы и переводники как новые, так и после ремонта, должны быть проверены на трубной базе (или буровой площадке) визуальным осмотром, замером основных размеров калибровкой резьбовых соединений, в бурильные и ведущие трубы, кроме этого, - опрессовкой и дефектоскопией.
На вновь собранных бурильных трубах следует нанести маркировку на расстоянии 0,25 м от ниппельного конца замка (или на его конусной фаске) выбиванием букв и цифр, в которой указать номер комплекта (или номер трубы), категорию прочности, толщину стенки, месяц и год сборки.
Эксплуатация немаркированных труб запрещается.
1.8. Доставку труб на буровую
необходимо осуществлять на официально оборудованных транспортных средствах с приспособлениями для разгрузки.
Ведущие трубы при перевозке следует вкладывать в обсадные. Сбрасывать их с транспортных средств или перетаскивать волоком запрещается.
1.9. На доставленные на буровую бурильные, утяжеленные, ведущие трубы буровому мастеру должна быть вручена выписка из паспорта, на основании которой он проверяет маркировку труб и ведет учет их работы.
1.10. Перед сборкой в свечи (или при наращивании) каждую трубу шаблонируют и замеряют стальной рулеткой. Данные замера вносят в журнал меры бурильного инструмента.
Свечи должны собираться только из труб одинаковой толщины стенки и группы прочности. Бурильщик должен записать в буровой журнал инвентарный номер, группу прочности и толщину стенки собранных труб.
1.11. При подаче труб в буровую следует не допускать ударов ниппеля о ротор.
1.12. Замковую резьбу перед свинчиванием труб необходимо очистить щеткой, промыть и смазать консистентной графитной смазкой.
Для работы в скважине с температурой до 1000 С рекомендуется применять смазку Р-416 (ТУ-38-101-385-73) или ГС-1, а при температуре выше 1000С – смазку Р-113 (ТУ-38-101-330-72).
1.13. При свинчивании труб и свечей запрещается сталкивать ниппель внутрь муфты, а при развинчивании – создавать натяжку, превышающую вес отвинчиваемой трубы или свечи.
Не допускается продолжать вращение уже развинченного резьбового соединения.
1.14. При спуске все резьбовые соединения элементов элементов бурильной колонны следует крепить ключами типа АКБ, а при необходимости - докреплять машинными ключами с крутящимися моментами, указанными в таблицах 1.1. и 1.2..
1.15. Раскрепление резьбовочных соединений бурильных труб и УБТ следует производить АКБ или машинными ключами с помощью пневмораскрепителя.
1.16. Запрещается при креплении и раскреплении резьбовых соединений долот, бурильных, ведущих и утяжеленных труб применять обратный ход ротора.
1.17. Запрещается бурильные трубы захватывать ключами за теле. Захват следует производить только за замковые соединения.
1.18. При спуске труб в скважину не следует допускать резкого торможения бурильной колонны и удара элеватора о стол ротора, а также резкой посадки на клинья ПКР.
В процессе проводки скважины следует вести постоянный контроль за сработкой бурильных труб в зоне работы клиньев. Размер клиньев ПКР должен соответствовать диаметру бурильной трубы.
При спуске бурильной колонны с использованием ПКР максимальный вес ее не должен превышать значений, приведенных в таблице 1.3.
1.19. Спуск бурильной колонны, вес которой превышает 294 кН (30тс), следует производить только при включенном гидротормозе.
1.20. При роторном бурении, если в промежуточной колонне предполагается выполнить более 90 рейсов или 900ч вращения бурильной колонны, рекомендуется устанавливать резиновые кольца (протекторы) над каждым замком бурильных труб в зоне обсаженной части ствола скважины (табл.1.4.).
Под ведущей трубой следует устанавливать специальный протектор, предохраняющий от износа устьевую часть колонны.
Допускается износ колец до диаметра бурильного замка. Износ колец следует проверять через 500 ч работы в скважине.
Предохранительные резиновые кольца рекомендуется применять в скважинах с температурой до 1500С.
1.21. Комплектование бурильной колонны следует производить при условии обеспечения коэффициента запаса прочности во всех ее сечениях не менее: при роторном бурении – 1,50; при турбинном бурении – 1,40; при бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком ствола – 1,50.
Таблица 1.1.
Моменты свинчивания бурильных замков на остальных бурильных трубах, рекомендуемые ВНИИБТ (коэффициент трения Μ=0,09-0,11)
КН . м (кгс . м)
Типы замков Предел текучести материала замков
Gт = 666МПа (68 кгс/см2) Gт = 735 МПа (75 кгс/см2)
кН * м кгс * м кН * м кгс * м
1 2 3 4 5
ЗН-80 4,1-4,9 420-500 4,5-5,4 460-550
ЗН-95 6,8-8,1 690-830 7,4-8,9 760-910
ЗН-108 10,7-12,7 1090-1300 11,7-14,0 1200-1430
ЗН-113 10,8-13,4 1100-1370 11,8-14,9 1210-1520
ЗН-140 23,9-28,8 2440-2940 26,4-31,7 2690-3240
ЗН-172 41,8-50,4 4260-5140 46,1-55,6 4700-5670
ЗН-197 49,8-59,4 5080-6060 54,9-65,6 5600-6690
ЗШ-108,ЗПН-108ж) 8,5-10,3 870-1050 9,4-11,4 960-1160

ЗШ-118,ЗШК-118 10,9-13,2 1120-1350 12,2-14,6 1240-1490

ЗШ-133,ЗШК-133 13,2-16,2 1350-1650 14,6-16,50 1490-1820

ЗШ-146 18,0-21,7 1840-2220 19,9-24,0 2030-2450

ЗШ-178,ЗШК-178,ЗПН-170 33,1-39,9 3380-4070 36,6-44,0 3730-4490

ЗШ-203 42,7-51,7 4360-5280 47,2-57,0 4810-5820
ЗУ-86 4,0-4,8 410-490 4,4-5,3 450-540

ЗУ-108,ЗУК-108 8,5-10,3 870-1050 9,4-11,4 960-1160

ЗУ-120,ЗУК-120,ЗПН-120ж) 9,8-12,5 1000-1280 10,8-13,8 1100-1410

ЗУ-146,ЗУК-146 19,5-23,4 1990-2390 21,5-25,8 2190-2630

ЗУ-155 ЗУК-155,ЗПК-155ж) 20,8-25,0 2120-2550 22,8-27,5 2330-2810
ЗУ-135 37,4-45,2 3820-4610 41,3-49 4210-5090

Ж) ЗПН-108ПН-120, ЗПН-155 И ЗПН-170 условные обозначения замков, привариваемых к трубам (ТБПВ)
Таблица 1.3.
Предельный вес бурильных колонн при подвеске труб в клиновом захвате.
126 1422 145

11 862 88 1137 116 1255 128 1480 151 1706 174
102 7 637 65 853 87 931 95 1098 112 1264 129

8 725 74 951 97 1049 107 1245 127 1431 146

9 811 83 1068 109 1176 120 1382 141 1598 163

10 892 91 1176 120 1294 132 1529 156 1765 180
114 7 706 72 931 95 1029 105 1215 124 1402 143

8 804 82 1068 109 1166 119 1382 141 1598 163

9 902 92 1186 121 1304 133 1539 157 1775 181

10 1000 102 13?4 134 1441 147 1676 171 1961 200

11 1108 113 1461 149 1608 164 1893 193 2186 223
127 7 774 79 1?19 104 1117 114 1324 135 1529 156

8 885 90 1157 116 1274 130 1500 153 1736 177

9 990 101 1294 132 1431 146 1687 172 1942 198

10 1088 111 1431 146 1578 161 1863 190 2148 219
140 8 951 97 1255 128 1382 141 1628 166 1873 191

9 1059 108 1402 143 1539 157 1824 186 2098 214

10 1208 123 1588 ?62 1745 178 2059 210 2374 242

11 1284 131 1686 172 1853 189 2196 224 2529 258
168 9 1235 126 1627 166 1784 182 2108 215 2441 249

10 1363 139 1794 183 1971 201 2334 238 2687 274
400 89 7 588 60 774 79 853 87 1010 103 1167 119

9 745 76 9800 100 1078 110 1274 130 1471 150

11 892 91 1176 120 1294 132 1529 156 1765 180
102 7 666 68 882 90 970 99 1137 116 1314 134

8 755 77 1000 102 1098 112 1294 132 1490 152

9 843 86 1117 114 1225 125 1451 148 1667 170

10 931 95 1225 125 1353 138 1598 168 1844 188
114 7 745 76 9806 100 1078 110 1274 130 1471 150

8 853 87 1117 114 1225 125 1451 14? ?79 171

9 951 97 1244 127 1372 140 1618 165 1893 190

10 1039 106 1372 140 1?10 154 1784 182 2059 210

11 1337 116 ?500 153 1647 168 1951 199 2245 229
127 7 813 86 1068 109 1176 120 1392 142 160? 164

8 ?22 94 11215 124 1343 137 1578 161 1824 186

9 1039 106 1363 139 1500 153 1774 181 2049 209

10 1147 117 1500 153 1657 169 1051 199 225? 230
140 8 1010 103 1333 136 1461 149 1726 176 19?? 203

9 1127 115 1480 151 1627 166 1921 196 2216 226

10 1245 27 1637 167 1804 184 2118 216 2452 250

11 1372 140 1794 183 19?0 202 2334 238 2697 275
168 9 1?23 135 1745 178 1912 195 2265 231 2608 266

10 1461 119 1921 196 2118 216 2500 255 2883 294

Таблица 1.4.
Размер и масса резиновых и резинометаллических колец
Тип предохранительного кольца Условный диаметр бурильной колонны, мм Диаметр предохранительного кольца, мм Длина, мм Масса, кг Минимальный диаметр ствола скважины(колонны), мм

внутренний наружный

Предохранительные резиновые кольца ПО ГОСТ 6365-74
А 89 50 90 155 1,0 150
Б 102 75 115 165 1,3 170
В 114 90 142 195 2,6 195
В1 127 95 150 195 3,0 210
Г 127-140 100 165 200 4,0 220
Д 168 120 190 210 5,3 260
Резинометаллические предохранительные кольца типа ПС
ПСI-140 140 140 192 202 5,7 220
ПСВ-89/168 89 89 135 270 5,0 156
ПСЗ-102/194 102 102 150 270 6,1 175
ПСЗ-127/245 127 127 186 270 9,6 220
ПСЗ-129/243 129 129 190 270 9,5 220
ПСЗ-147/245 147 147 192 270 9,0 220

Рекомендуемые соотношения размеров долот, УБТ и бурильных труб указаны в таблице 1.5.
1.22. В компоновку бурильной колонны при роторном бурении следует включать УБТ, вес которых (в воздухе) должен на 15% превышать нагрузку на долото.
В КНБК рекомендуется включать надполотный комплект из труб ТБВК группы прочности Д с толщиной стенки 10-11 мм длиной 250-300 метров, а также противоприхватные опоры, ясс ударный и разъединительный переводники.
-

œ
è
-
܀-

"
$
œ
D
F
è
ê
Ì欀䥤
Ì欀⽤
FfR
ᤀанию технологической службы УБР) контроль дефектоскопией, опрессовкой, визуальным осмотром и обмером, а также замену труб в интервалах резких перегибов ствола.
1.23. Эксплуатация бурильной колонны должна осуществляться при:
строго горизонтальном положении ствола ротора;
тщательно отцентрированной вышке, соосности ротора и устья скважины;
исправных спуско-подъемных инструментах (АКБ, ПБК, ПКР, элеваторы, штропы) и контрольно-измерительных приборах (ГИВ, манометры, амперметры, моментомеры)
1.24. При появлении признаков аварии с бурильной колонной (падение давления в нагнетательной линии, изменение массы бурильной колонны по индикатору веса, снижение температуры выходящего из скважины бурового раствора, уменьшение момента вращения по моментомеру) следует приподнять бурильную колонну на длину ведущей трубы с постоянным расхаживанием и проверить работу насосов.
При нормальной подаче бурового раствора необходимо немедленно приступить к подъему бурильной колонны без вращения ее ротором с одновременным осмотром всех труб и проверкой состояния их замковых соединений. Указанные работы являются аварийными и их следует проводить под руководством бурового мастера или другого ответственного ИТР.
1.25. В процессе бурения и при промывках производить замер и регистрацию температуры бурового раствора через каждый час промывки. Понижение температуры при постоянной производительности указывает на негерметичность бурильной колонны.
1.26. В процессе выполнения в скважине работ по ликвидации осложнений или аварий максимальная растягивающая нагрузка не должна превышать 80% нагрузки, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести. Прочностные характеристики бурильных труб приведены в приложении 1.
1.27. Независимо от степени износа резьб следует произвести замену элементов бурильной колонны, если срок их работы в скважине (механическое бурение и проработка) превысит время указанное в таблице 1.6.
Таблица 1.5.
Рекомендуемые компоновки бурильных колонн.
"
Диаметр скважины, мм
Диаметр и размер замков и труб, мм Рекомендуемые диаметры УБТ, мм

Рекомендуемые Допустимые

диаметр
шифр
диаметр
шифр

1
2
3
4
5
6

120,6
60
3У-86
73
ЗН-95
89; 95

139,7
73
ЗУ-108
89
ЗШ-118
108; 120

89
ЗH-I08
80
ЗУ-120

151,0
89
ЗШ-118

120

89
ЗУ-120

161,0
89
ЗУ-180
102

ЗШК-I33

120; 133

165,1

190,5
114
ЗШ-146
102
ЗУ -176
146

114
ЗУК-146
114
ЗУ-155

215,9
127
ЗПН-170
114
ЗУ-155
159; 165

178

127
ЗУК-155
127
ЗК-155

244,5
127
ЗПН-170
140
3Ш-178
178; 203

127
ЗУК-155

269,9
140
ЗШК-178
140
ЗШ-178
203; 229

140
ЗУ-185

295,3
140
ЗШК-178
140
37-185
203; 229

168
ЗШ-203
245

320

140
ЗУ-185

346
140
ЗШК-178

229; 245

140
ЗПН-188
163
ЗШ-202

394
140
3ШK-178
140
ЗУ-185
229; 345

254

рии с шарошечными долотами.

6. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ С ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

6.1. Если при работе турбобуром произошел срыв замковой резьбы его верхнего переводника, соединяющего турбобур с бурильной колонной, то для ликвидации аварии необходимо спустить один из следующие ловильных инструментов: метчик-калибр, новый замковый ниппель или труболовку.
6.2. Если работы, указанные в п. 6.1. оказались безрезультатными, то необходимо для соединения с валом турбобура и ликвидации аварии спустить ловильный инструмент с центрирующим приспособлением (метчик-калибр, труболовку, ловитель и др.).
6.3. Примерьте резьбы, соединяющей верхний переводник о корпусом турбобура или переводника, соединяющего корпус секций его между собой, необходимо для ликвидации аварии спустить резьбовой калибр, новый переводник или трубную ловушку (обсадная труба с прорезями и вмятинами), если позволяет диаметр скважины.
6.4. При отвинчивании ниппеля или срыва его резьбы аварию следует ликвидировать при помощи гладкого колокола или ловителя путем захвата за гайку вала турбобура или трубной ловушкой с вмятинами за верхнюю часть вала трубобура в сборе.
6.5. Если произошел слом вала турбобура по сечению промывочных отверстий и в скважине осталось долото, переводник и нижняя часть вала, то для ликвидации такой аварии следует применить метчик с центрирующим приспособленной, гладкий метчик или колокол.
6.6. При сломе корпуса турбобура ликвидацию аварии следует производить методом захвата за верхний конец вала турбобура укороченным колоколом или калибр-колоколом, имеющим тот же диаметр, что и конец вала турбобура, и аналогичную резьбу.
При безрезультатных работах укороченным колоколом или калибр-колоколом следует при сломе корпуса трубобура спустить трубною ловушку с вмятинами по телу для заклинивания в ней турбобура. Диаметр обсадной трубы в этом случае должен быть на 5-8 мм меньше диаметра корпуса турбобура. На нижнем торце трубной ловушки с вмятинами следует устанавливать направляющую воронку или же развальцевать на 15-20 мм торец трубы.
6.7. Если при бурении турбобуром произошло отвинчивание гайки и контргайки, и в скважине остался вал турбобура, то для ликвидации аварии следует применить ловитель или колокол.
6.8. Если ловильные работы по ликвидации аварии с турбобуром не дали положительного результата, следует произвести технико-экономическое обоснование на прекращение ловильных работ и целесообразность установки цементного моста и забуривания нового ствола.

7. ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЧИХ ВИДОВ АВАРИЙ

7.1. Ликвидация аварий, связанных с неисправностями бурового оборудования.
7.1.1.Если произошла авария из-за неисправности бурового оборудования вследствие выхода из строя одного или нескольких основных узлов буровой установки в процессе бурения, что приводит к длительным задержкам буровых работ, то необходимо принять меры по предотвращению прихвата бурильной колонны.
7.1.2. При падении или повреждении буровой вышки, выходе из строя буровой лебедки, силового привода, буровых насосов, талевой системы необходимо соответственно:
- если поломана буровая вышка, то для недопущения прихвата находящейся в скважине бурильной колонны, следует принять срочные меры по восстановлению нагнетательной системы и промывки скважины;
- если нагнетательная система не может быть быстро восстановлена, следует промыть скважину при помощи цементировочных агрегатов;
- если промывка скважины осуществляется глинистым раствором, то в раствор следует ввести 10-15 % нефти;
- если вышла из строя буровая лебедка, то следует бурильную колонну поднять от забоя на несколько метров с помощью поврежденной лебедки, соблюдая меры предосторожности, или при помощи тракторов, проворачивая лебедку ротором, вести промывку через забой, спуская ее на 5-10 см через каждый час. Работы по подъему бурильной колонны с помощью трактора необходимо проводить под руководством ответственного ИТР, соблюдая правила техники безопасности;
- если выходит из строя силовой привод, необходимо приподнять колонну от забоя при помощи аварийного привода или тракторов;
- если выходят из строя буровые насосы, то необходимо поднять бурильную колонну в башмак промежуточной колонны в безопасный интервал ствола скважины или полностью;
- при выходе из строя талевой системы, во избежание прихвата бурильной колонны проводить те же меры, что и при падении или поломке буровой вышки.
7.2. Если в скважину упал посторонний предмет, то для ликвидации такой аварии необходимо:
- с помощью геофизических приборов установить местонахождение металла;
- сбить его на забой;
- установить геометрические размеры, форму, вес предмета и соответственно им подобранный ловильный инструмент.
В большинстве случаев для извлечения посторонних предметов рекомендуется использовать магнитные фрезеры, пауки и др. инструменты.
7.2.1. Если упавший предмет ( клин ПКР, роторный клин, челюсть АБК) не может быть извлечен магнитным фрезером, то необходимо его измельчить путем взрыва аккумуляторных торпед или работы торцевыми фрезерами в сочетании с металлоуловителями в компоновке низа. Затем последующими спусками магнитного фрезера следует очистить забой от металла.
7.2.2. Если упавший в скважину металлический предмет не обнаружен в забое, необходимо определить глубину нахождения металла геофизическим методом, проработать открытую часть ствола скважины эксцентричным долотом , сбить предмет на забой, а затем извлечь его магнитным фрезером или пауком.
7.3. При ликвидации аварии, допущенной при испытании скважины испытателем пластов в процессе бурения, необходимо составить специальный план работ, строго выполнять его под руководством ответственного ИТР УБР или ЦИТС.
7.4. Если при спуско-подъемных операциях насосно-компрессорных труб допущено их падение, то ликвидацию аварии необходимо начать в следующей последовательности:
- необходимо установить местонахождение аварийных НКТ, уточнить состояние верхнего их торца (муфты, ниппель или тело трубы) и расположение его по отношению к оси скважины;
- опустить в скважину печать;
- выбрать ловильный инструмент (метчик, колокол, ловитель или труболовку);
при эксцентричном расположении торца колонны насосно-компрессорных труб ловильный инструмент следует спускать с центрирующим приспособлением или изогнутой бурильной трубе;
- при допуске ловильного инструмента м соединение его с торцом аварийных НКТ следует приступить к подъему колонны НКГ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ. М, ВНИИОЭНГ. 1979.
2. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. М. ВНИИБТ, 1983г.
3.Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации при бурении скважин предприятиями ВПО Укргазпром. Харьков, Укрниигаз, 1964.
4. Инструкция по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб. Куйбышев, ВНИИТнефть, 1979.
5. Руководство по предупреждению поломок элементов колонны бурильных труб при бурений скважин на площадях ВПО Укргазпром. Харьков, Укрниигаз, 1983,
6. Руководство по предупреждению прихватов при бурении скважин на месторождениях и площадях ДДВ. Харьков, Укрниигаз, 1981.
7. Инструкция "Аллюминиевые бурильные трубы со стальными замками". Куйбышев, ВНИИТнефть, 1978.
8. Инструкция по предупреждению аварий при бурении скважин на нефть и газ. Полтава, ПО УкрНИГРИ, 1982,
9. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. М, Недра, 1973.
10. Рекомендации по безаварийному ведению буровых работ и соблюдению техники безопасности. Грозный, 1977.
11. инструкция по предупреждению и ликвидации осложнений, вызванных желобными выработками в скважине. Краснодар, ВНИИКрнефть, 1975.
12. Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин. ВНИКрнефть, М, Недра , 1976.
13. Серенко И.А., Сидоренко Н.А. Зарубежная техника и технология ликвидации прихватов, колонны труб в глубоких скважинах. Серия Бурение. М, "ВНИИОЭНГ, 1977.
14. Временная инструкция по предупреждению осложнений и аварии при бурении скважин на площадях объединения Укрнефть. Киев, УкрГипроНИИнефть, 1975.
15. Руководство по предупреждению основных видов аварий при строительстве скважин различного назначения в предприятиях при строительстве скважин различного назначения в предприятиях ПО Союзбургаз, М. 1982.
16. Руководство по предупреждению аварий с долотами и турбобурами при бурении скважин на месторождениях Укргазпром, Харьков, Укрниигаз, 1982.
17. Руководство по предупреждению аварий и осложнений при креплении скважин на месторождениях ВПО Укргазпром. Харьков, Укрниигаз, 1982.
18. Инструкция по освобождению прихваченных труб в скважинах взрывом. М. Недра, 1982.
19. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев, ВНИТнефть» 1982.
20. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. Самара, ВНИИТнефть, 1991.
21. Альбом элементов технологической оснастки обсадных колонн.
Харьков. Укрниигаз, 1979.
22. Инструкция по эксплуатации шарошечных долот при бурении нефтяных и газовых скважин. М. ВНИИБТ, 1973.
23. Пустовойтенко И.П., Сельващук А.П. Справочник мастера по сложным буровым работам, М, Недра, 1933.
24. Инструкция л о креплению нефтяных и газовых скважин.М. ВНИИКрнефть, 1975.
25. Основные правила эксплуатации шарошечных долот с герметизированными маслонаполнениями опорами при бурении нефтяных и газовых скважин. (Дополнение №1 к РД-39-2-51-78). М.ВНИИБТ.1980.
26. Руководство по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при бурении скважин на предприятиях Укргазпром. Хорьков, Укрниигаз, 1984.
Приложение I
Геометрические размеры прочностные характеристикам бурильных труб
первого класса
Условный диа метр труб, мм
Толщина стенки, мм
Пло щадь попе речного сече ния см2
Растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести по группам прочности

Д
К
Е
Л
М

кН тс
кН тс кН тс кН тс кН тс
1
2
3
4 5
6 7
8 9
10
11 12 13

1 класс
60
7
11,7
441,5 45
588,6 60
637,7 65
735,3
75 883,0 90

9
14,5
539,6 55
686,7 70
784,8 80
932,0
95 1079,1 100

73
7
14,5
539,6 55
336,7 73
784 ,3 80
932,0
95 1079,1 110

9
18,1
676,9 69
833,0 90
981,0 100
1177,2
120 1324,4 135

11
21,4
784,8 80
1030, 0 105
1177,2 120
1373 ,4
140 1569,6 160

39
7
18,0
686,7 70
833,0 90
981,0 100
1128 ,2
115 1324,4 135

9
22,6
833,9 85
1123,2 115
1226,3 125
1422,5
145 1667,7 170

11
26,9
981,0 100
1324,4 135
1471,5 150
1716,8
175 1962,0 200

102
7
20,8
775,0 79
1030,0 105
1128 ,2 115
1324,4
135 1520,6 155

8
23,5
784,8 80
1128,2 115
1275,3 130
1471,5
150 1716,8 175

9
23,2
981,0 100
1275,3 130
1422,5 145
1667,7
170 1913,0 195

10
23,3
1079,1 110
1422,5 145
1559,6 160
1765,3
185 2109,2 215

114 7 24,3 833,0 90 1177,2 120 1275,3 130 1520,6 155 1707,0 174
8 26,7 981,0 100 1324,4 135 1422,5 145 1716,8 175 1962,0 200
9 29,8 1128,2 115 1471,5 150 1618,7 165 1913,0 195 2207,3 225
10 32,8 1226,3 125 1618,7 165 1765,8 180 2109,2 215 2403,5 245
11 35,7 1324,4 135 1765,8 180 1913,0 195 2256,3 230 2599,7 265
127 7 26,4 981,0 100 1275,3 130 1422,5 145 1667,7 170 1962,0 200
8 29,8 1128,2 115 1471,5 150 1618,7 165 1913,0 195 2207,3 225
9 33,4 1226,3 125 1618,7 165 1814,9 185 2109,2 215 2452,5 250
10 36,7 1373,4 140 1814,9 185 1962,0 200 2354,4 240 2697,8 275
140 8 33,1 1226,3 125 1618,7 165 1765,8 180 2109,2 215 2452,5 250
9 36,69 1373,4 140 1811,9 185 2011,1 205 2354,4 240 2697,8 275
10 40,7 1520,6 155 2011,1 205 2207,3 225 2599,7 265 2992,1 305
11 44,5 1667,7 170 2158,2 220 2403,5 245 2844,9 290 3237,3 330
168 9 45 166,7 170 2207,3 225 2452,5 250 2844,9 290 3286,4 335
10 49,7 1863,9 190 2452,5 250 2697,8 275 3188,3 325 3629,7 370

postroy.net.ua - Строительный портал - Дом моей мечты