Аварии с забойными двигателями реферат

Обновлено: 05.07.2024

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 главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.

Основными видами аварий являются 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 в силу некачественных и несвоевременных работ по его ликвидации переходит в аварию.

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

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.

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

6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.

7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.

8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными 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 ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

7) при вынужденных остановках необходимо:

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

б) 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;

в) в случае выхода 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, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного 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:

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

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

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 вследствие разъедания 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, производится 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. Одна 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 при бурении гидравлическими забойными двигателями связано с разъеданием резьб промывочной жидкостью.

Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:

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 буровых специальными смазками.

Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие 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.

Плашка 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 производить 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 проводить какие-либо работы. После того как из скважины извлечен инструмент, ее устье следует немедленно закрыть специальной крышкой.

За последние годы значительно улучшился парк турбобуров. Бу­ровые предприятия получили воз­можность работать мощными сек­ционными турбобурами со шпин­делями, а также забойными винто­выми двигателями. Наиболее рас­пространенными стали турбобуры типа ЗТСШ различного диаметра, турбобуры типа АШ с наклонной линией давления, винтовые двига­тели типа Д и Д2, Однако и с ними происходят следующие аварии: от­винчивание шпинделя в результате развинчивания верхнего перевод­ника турбобуров ЗТСШ и АШ; слом корпуса турбобура по верх­нему переводнику в зоне резьбы и выше нее до 1,2 м у всех типов турбобуров; отвинчивание шпин­деля средней секции турбобура ЗТСШ; слом вала шпинделя; срыв резьбы верхнего переводника турбобура; слом вала турбобура; раскрепление шпинделя по замко­вой резьбе.

Бурение турбобурами типа ТСБ5, ТС5Е, Т12РТ, КТД4С, ТС4А, А7Н4С, А9Г, РТБ и други­ми также не исключает безаварий­ную работу. С ними происходят следующие аварии: срыв резьбы верхнего переводника (вырыв из резьбы корпуса) или переводни­ка, соединяющего корпусы секци­онных турбобуров; отвинчивание роторной гайки и контргайки вала турбобура; слом вала турбобура; слом корпуса турбобура; отвин­чивание ниппеля турбобура; срыв или отвинчивание резьбового со­единения вала турбобура из резь­бы переводника на долото; отвин­чивание турбобура от бурильной колонны; заклинивание корпуса турбобура.

Резьбы в узлах турбобура сры­ваются и отвинчиваются вследст­вие недостаточного крепления их в процессе сборки, нарушения правил эксплуатации и ремонта турбобуров. Ниппель отвинчивает­ся при заклинивании вала турбо­бура кусками шлама, металличе­скими предметами в результате набухания резиновой обкладки и вследствие погнутости вала. Раз­рушению резьбовых соединений турбобура способствуют осевые вибрации.

Корпус турбобура ломается в основном по резьбе. У односекционных турбобуров основные по­ломки наблюдаются в местах со­единения верхнего переводника с корпусом, а у многосекционных — в соединительных переводниках, причем число их в последнем слу­чае значительно больше, чем у односекционных. Сломы носят в основном усталостный характер.

Вал турбобура ломается по верхней резьбе под роторную гай­ку и контргайку, по промывоч­ным окнам в местах перехода с основного диаметра на диаметр под пяту, по упору втулки нижней опоры в вал.

Корпусы турбобура заклинива­ются кусками твердых пород, ме­таллическими предметами, нахо­дящимися в скважине в результа­те ранее происшедшей аварии, а также вследствие заклинивания в желобах скважин.

Аварии с долотами

В зависимости от типа долота раз­личают следующие виды аварий.

1. Аварии с шарошечными до­лотами — отвинчивание долот и их поломка.

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

Причины поломок долот:

передвижка 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 тел 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 также с конструкцией, техноло­гией изготовления и размерами долот. При этом трущиеся поверх­ности опоры подвергаются одно­временно абразивному износу, осповидному, 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, недоброкачественная сборка долот, различие механиче­ских свойств металла опор и ша­рошек, а также отдельные 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.

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

Причинами заклинивания ал­мазных долот являются: резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и ее призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсажен­ной части ствола скважины; преж­девременное прекращение цирку­ляции промывочной жидкости пе­ред подъемом бурильной колонны с алмазным долотом (чаще во вре­мя процесса наращивания); недо­статочная промывка скважины че­рез долото (утечки промывочной жидкости через негерметичные участки бурильной колонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи промы­вочной жидкости насосами; буре­ние скважины при несоответствии размеров долота, утяжеленных бу­рильных труб и забойного двига­теля (если такой применяется при бурении); заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы).

Относительно часто наблюдают­ся случаи заклинивания ступенча­тых долот вследствие наличия у них большой калибрующей по­верхности секторов, отчего дости­гается большой контакт со стенка­ми скважины. Часто новые алмаз­ные долота заклиниваются при спусках в скважину после работы трехшарошечными долотами и при длительной работе алмазным долотом без 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 долота. 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 происходят.

3. 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 присоединения к корпусу или вследствие заклини­вания долота, вызванного несоот­ветствующим режимом его рабо­ты на забое. Поломка корпуса вызвана рассмотренными выше причинами.

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Курсовая работа

студент VI-ЗФ-9Б, спец. 130504

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

. Сведения о возможных авариях и зонах осложнений по геологическому разрезу скважины. Выполнить анализ и оценку технологического риска, выделить зоны риска с указанием степени риска и обосновать мероприятия по его снижению.

. Спец. Вопрос: Труболовки, назначение, устройство, технология применения.

. Чертёж по спец.вопросу

. Расчет глушения скважины (методика расчета + лист глушения) Вариант № 21

Содержание курсовой работы:

задание на курсовую работу;

Введение Независимо от уровня технологии проводки скважины, при её бурении неминуемо возникают нештатные ситуации, наиболее неприятные из которых - осложнения и аварии. Что связано с разнообразием залегания пород, вариацией глубины пластов, их мощности и физико-химических свойств. Особенно непредсказуемо бурение первых, параметрических, скважин. По мере накопления информации о разрабатываемом месторождении технология проводки скважин совершенствуется. В настоящей работе рассматриваются вопросы, связанные с осложнениями при бурении скважин, с их предупреждением и ликвидацией.

В буровой практике различают осложнения и аварии. В настоящее время их принято различать по экономическому признаку. Осложнения оплачивает заказчик, а аварии ложатся на себестоимость бурения.

Осложнение - это проявление факторов геологического происхождения, делающих дальнейшее бурение скважины нерентабельным, невозможным или опасным.

· - поглощения промывочной жидкости;

Авария - нарушение технологического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны бурильных труб или её поломкой с оставлением в скважине элементов колонны буровых труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуются специальные работы.

Осложнение – это затруднение углубления ствола скважины вызванное различными факторами:

- субъективного и объективного характеров при соблюдении технологического процесса.

При осложнениях бурение скважины возможно, но сложно.

Необходимо проведение специальных мероприятий.


2) обильный вынос кусков породы;

3) интенсивное кавернообразование;

4) не дохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки,

5) затяжки и прихват бурильной колонны;

6) иногда выделение газа.


1) бурить в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости проходки;

3) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

4) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

5) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

6) подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков;

7) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

8) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность

до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

9) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

2) использование наполнителей;

3) использование тампонажных смесей, смол, битумов;

4) профильные перекрыватели, технические обсадные колонны;

5) Торпеды, направленные взрывы в скважине.

Кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора;

Слабый перелив раствора из скважины;

Повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему);

2) Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

3) При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м 3 (0,02 г/см 3 ) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

4) Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками .скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

5) Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

6) Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

2.1.2 Виды аварий, их причины и меры предупреждения

Авария – нарушение непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) скважины, требующее для ее ликвидации проведения специальных работ не предусмотренных проектом на бурение скважины.


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;


1) Метчики - предназначены для захвата за внутреннюю поверхность оборванных труб;

2) Несквозной колокол -предназначен для захвата оборванных труб за наружную поверхность;

3) Сквозной колокол - захватывает колонну оборванных труб за замок или муфту, расположенные ниже верхнего конца оборванных труб.

в зоне сварного шва; срыв трубной резьбы.


Падение давления бурового раствора на стояке;

Снижение нагрузки на крюке;

Повышение частоты вращения ротора;

Уменьшение силы тока в электродвигателе привода ротора.

2)Повышенная вибрация инструмента, посторонние шумы;

3) Увеличение крутящего момента на роторе;

4) Увеличение силы тока в цепи двигателя ротора.


1) наличие гидромонитор-ных насадок и надежность их крепления;

2) чистоту промывоч-ных каналов;

3) свободное вращение шарошек у долот с опорами типа В;

4) у долот типа ГНУ и ГАУ надежность фиксации крышек компенсаторов, чистоту каналов в крышках, отсутствие подтеков смазки;

5) диаметр долота шаблоном;

6) очистить резьбу, нанести смазку.

2) Соответствие диаметра забойного двигателя диаметру долота. 215,9 – 195; 190,5 –172.

3) Свинчивание секций производить ключами с моментомерами до моментов, указанных в технических условиях эксплуатации.

4) После свинчивания на резьбах наносить метки.

В процессе эксплуатации

Контролировать их положение.

5) Под ведущей трубой устанавливать фильтр длиной 1,5 – 2 м с диаметром отверстий 5-6 мм.

2) Обвалы стенок скважины.

3) При подъеме затаскивание прибора в блок – балаж с последующим обрывом кабеля.

4) Отсутствие меток на кабеле.

5) Отсутствие указателя натяжения каротажного кабеля

6) Неисправность счетчика глубины спуска приборов.

7) Большая скорость спуска приборов.


1) Проверка состояния бурового оборудования и инструмента.

Проработка мест возможных сужений ствола, уступов и промывка скважины до выравнивания бурового раствора.

2) Исследования начинаются сразу же после подъема бурового инструмента.

3) Установка глухих плашек на ПВО и его опрессовка.

4) Готовность скважины к исследованиям оформляется актом.

Ролик блок – баланса должен находиться на высоте не менее 20 метров от стола ротора.

5) Применение противоприхватных центраторов, кожухов.

2) Плохое перемешивание цементного раствора с замедлителем сжватывания

3) Наличие растворенный солей в воде, используемой для затворения цемента.

Читайте также: