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: