книги / Предупреждение и ликвидация аварий в бурении

а) резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и в призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины;

б) преждевременное прекращение циркуляции бурового рас­ твора перед подъемом колонны с алмазным долотом, чаще во время процесса наращивания;

в) недостаточная промывка скважины через долото — утечки раствора через негерметичные участки бурильной колонны и нип­ пель турбобура, а также из-за малой подачи бурового раствора насосами;

куски породы).

Надо отметить, что довольно часто наблюдаются случаи закли­ нивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрирующей поверхности секторов, в связи с чем достигается большой контакт со стенками скважины, чего нет у долот других видов.

Особо следует подчеркнуть частые случаи заклинивания алмаз­ ного долота при первом спуске его в скважину или после работы трехшарошечными долотами, а также после длительной работы алмазного долота на забое без подъема. Заклиниванию алмазного долота нередко способствуют сальники, благоприятным условием для образования которых является бурение алмазными доло­ тами.

Причины отвинчивания алмазных долот такие же, как и долот других видов.

При бурении скважин алмазными долотами из-за недостаточ­ ного крепления, а также вследствие изнашивания тела долота мо­ гут выпадать алмазы. Выпавшие алмазы ломают и крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность долото.

§ 4. АВАРИИ С ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

Более 80% объема проходки в настоящее время составляет бурение турбобурами и электробурами. Применение забойных дви­ гателей способствует резкому сокращению аварий по сравнению с роторным бурением. Однако иногда спуск в скважину новых ме­ ханизмов сопровождается авариями. Опасность аварий с нахо­ дящимися в скважине забойным двигателем усугубляется его зна­ чительными размерами и небольшим зазором между корпусом и стенкой скважины. Особенно опасность увеличивается, если в сква­ жине уже были осложнения или в призабойной зоне много шлама, или бурение ведется с применением бурового раствора плохого качества. Возможные аварии с забойными двигателями описыва­ ются ниже.

Аварии с турбобурами

С турбобурами происходят следующие аварии:

1)поломка корпуса турбобура по телу;

2)срыв резьбы или развинчивание по резьбовому соединению

верхнего переводника турбобура с корпусом, верхнего секцион­ ного корпуса турбобура с переводником на нижний корпус

ит. д.;

3)отвинчивание роторной гайки и контргайки турбобура;

4)слом вала турбобура;

5)отвинчивание ниппеля;

6)отсоединение турбобура от бурильной колонны.

Поломка корпуса турбобура по телу происходит, как правило, в момент резкого удара турбобура о выступ в скважине или о за­

можно объяснить тем, что относительно новые турбобуры не имеют усталостных нарушений в корпусе, поэтому сразу при ударе они не ломаются.

С течением времени в корпусе турбобура при работе его воз­ никает усталостное состояние металла, которое прогрессивно раз­ вивается и увеличиваются микротрещины. В конечном итоге дли­ тельная работа с надломленным корпусом вызовет поломку по­ следнего, что может привести к аварии.

Срыв резьбы или развинчивание по резьбовому соединению.

Слом турбобура происходит в основном по резьбе. У односекци­ онных турбобуров основные поломки наблюдаются в местах соеди­ нения верхнего переводника с корпусом, а у многосекционных — на участках корпуса в зоне нарезки резьбы или вблизи резьбовых участков. Основная масса сломов корпусов секционных турбобу­ ров приходится на нижние участки верхнего корпуса.

При отсутствии дефектов в заготовке корпуса наибольшее число изломов приходится на участки, ослабленные резьбой.

Срыв резьбы или развинчивание по резьбовым соединениям верхнего переводника турбобура с корпусом, по соединениям кор­ пусов секционных турбобуров происходит из-за нарушения правил эксплуатации турбобуров, особенно вследствие недостаточного

действуют значительные усилия. Резьба подвергается износу вследствие трения соприкасающихся поверхностей ее витков. На сорванной резьбе отмечается значительная сработка ее про­ филя по рабочей стороне. Сложные условия работы турбобуров, значительные усилия от вибраций, знакопеременные усилия от ра­ боты долота на забое и от нагрузок, передаваемых через турбобур на долото, приводят к ослаблению резьбы, к перемещению одной детали резьбового соединения по отношению к другой. Закрепле-

52

ние роторов и статоров турбобуров с помощью резьбы создает дополнительные усилия, действующие на резьбовые соединения. Влияние этих дополнительных усилий на износ резьбы очень большое.

Износ резьбы ускоряется воздействием на нее бурового рас­ твора под высоким давлением, особенно воды. Износ роторов и статоров приводит к ослаблению напряженного состояния резьбо­ вого соединения и вызывает необходимость довинчивания резьбы. При начавшемся износе профиля резьбы создается неправильноесопряжение резьб по высоте и ускоряется их сработка, площадь соприкосновения витков уменьшается. При одних и тех же осевых нагрузках увеличиваются напряжения на витках резьбы и проис­ ходит ее срыв. Поэтому необходим тщательный контроль за каче­ ством резьб турбобуров.

Отвинчивание роторной гайки и контргайки турбобура и слом вала турбобура. В результате тяжелых условий работы вала тур­ бобура или недостаточного крепления роторов на валу турбобура иногда происходит отвинчивание гаек и контргаек, закрепляющих систему роторов, и, как следствие, в скважине остается вал турбо­ бура с долотом.

Слом вала турбобура происходит по верхней резьбе его под ро­ торную гайку и контргайку, по промывочным окнам в местах пере­ хода с основного диаметра на диаметр под пяту, по упору втулки нижней опоры в вал. Последний вид аварий особенно характерен для турбобуров ТС5Б-195 и Т12МЗБ-195.

Отвинчивание ниппеля. При отвинчивании ниппеля турбобура в скважине остаются долото, вал турбобура с роторами и стато­ рами и ниппель. При частичном отвинчивании этих деталей их поднимают из скважины. В случае полного отвинчивания ниппеля из скважины извлекают один корпус, а все остальные элементы остаются на забое.

Причиной отвинчивания ниппеля является заклинивание его на нижней втулке вала турбобура. При заклинивании вал, вращаясь вправо, заставляет ниппель вращаться в ту же сторону, и для ниппеля это является левым вращением. Поэтому он и отвин­ чивается.

Заклинивание ниппеля на валу турбобура может быть вызваноследующими причинами.

1. Скопление шлама и других предметов, например металличе­ ских частиц, между поверхностью обрезиненной части ниппеля и наружной частью втулки нижней опоры вала турбобура при буре­ нии с плохо очищенным буровым раствором. Частицы шлама,, попадая из приемного чана в турбобур, постепенно скапливаются в нем. Иногда шлам из раствора засоряет турбобур, на что ука­ зывают повышение давления бурового раствора и остановка тур­ бобура.

Неправильное закрытие и открытие задвижек при пуске и ос­ тановке насоса ускоряет процесс заклинивания ниппеля на валу

53

турбобура. При резкой подаче бурового раствора в скважину, т. е. при резком закрытии задвижки насоса, частицы шлама, осевшие в насосе и нагнетательной линии, поступают в турбобур в виде шламовой пробки и, оседая на его деталях, засоряют турбобур и приводят к заклиниванию ниппеля на валу. При медленном пере­ крытии задвижки на выкиде частицы шлама подходят к турбобуру отдельными редкими скоплениями. Это позволяет избежать его зашламления. При резком открытии задвижки на выкиде после бу­ рения шлам, находящийся в затрубном пространстве, около забоя и на забое, засасывается в турбобур, если при этом создавались условия для обратной циркуляции. При восстановлении циркуля­ ции этот шлам засоряет турбобур и в отдельных случаях заклини­ вает ниппель на валу турбобура.

2.Отслоение резиновой обкладки ниппеля и накопление между ней и ниппелем шлама и других инородных тел. Заклинивающим материалом может быть не только шлам, но и куски резины от подпятников и средних опор.

3.Изгиб вала в результате ударов об уступы или забой. В на­ шей практике было несколько случаев заклинивания ниппеля на валу турбобура и оставления вала с роторами и статорами в сква­ жине. Отсоединить ниппель от вала турбобура после извлечения 'его из скважины не удалось. Только после того, как несколько нип­ пелей было разрезано, их разъединили с валом. Изучение закли­ нивающих материалов в разрезанных ниппелях показало, что ос­ новной причиной заклинивания ниппеля было скопление между валом и ниппелем сильно спрессованных частиц шлама с редкими

включениями кусочков резины. Частицы шлама располагались в одних случаях по всему периметру кольцевого пространства нип­ пеля, в других — участками.

Отсоединение турбобура от бурильной колонны. Аварии из-за износа замковых резьб верхнего и предохранительного переводни­ ков происходят вследствие недосмотра за их состоянием. Часто ра­ боты проводят без верхнего предохранительного переводника, что приводит к быстрому износу замковой резьбы, и при установке нового переводника изношенная резьба соединяется с новой. В ре­ зультате этого происходит разрушение резьбы, характер которого

под элеватор. Аварии этого вида возникают при сложных работах главным образом в условиях, когда прилагаемые усилия близки или равны временному сопротивлению. Так, были случаи, когда излом муфт ниже шеек происходил при попытках извлечь турбо­ бур домкратом, а также при сильных ударах бурильной колонны об уступ. Отвинчивание турбобура от бурильной колонны проис­ ходит в основном с односекционными турбобурами и вызвано тем, что реактивный момент у них в 2—3 раза меньше, чем у много­ секционных турбобуров.

54

Особенности аварий с турбодолотами

При работе с турбодолотами основное число аварий происхо­ дит из-за поломок валов. Конструкция турбодолот мало отличается от конструкции турбобуров, но эти изменения являются источни­ ком возникновения новых разновидностей аварий. К ним относится слом вала турбодолота. Причиной его слома является ослабление прочности вала отверстием под колонковую трубу. Наибольшее число аварий приходится на те валы, которые имеют разную тол­ щину стенок. Однако и при одинаковой толщине стенок вала бы­ вают случаи слома его по телу, преимущественно в верхней части у конца сбега резьбы под гайку или в местах, близких к резьбе. В результате аварии в скважине остаются вал с нижним перевод­ ником и долото.

Исследованием причин аварий выявлено, что аварии происхо­ дят в основном с теми турбодолотами, которые находятся в экс­ плуатации после капитального ремонта, особенно на предприятиях, где отсутствует правильная организация ремонта турбобуров и турбодолот, т. е.:

—ремонт проводят в плохо приспособленных и плохо оснащен­ ных ремонтным оборудованием помещениях или выполняют его на буровых;

—резьбы восстанавливают обычными резцами, а не специаль­ ными резьбовыми гребенками, без проверки контрольно-измери­

тельными приборами;

—для изготовления отдельных деталей применяется сталь не­ соответствующих марок и без нужной термообработки;

—поступающие на буровые после ремонта турбодолота не проверяют на испытательных стендах;

итурбодолотами являются:

1)нарушение технологии и техники бурения и неправильная эксплуатация;

2)недостатки организации ремонта;

3)несовершенство конструкции, главным образом наличие большого числа резьбовых соединений и узлов, не удовлетворяю­ щих требованиям предельной прочности и износоустойчивости;

4)заводской брак деталей.

Аварии с электробурами

Специфическими авариями с электробурами являются: отворот гайки сальника шпинделя из-за отвинчивания сальника; оставле­ ние части шпинделя с долотом из-за поломки шпинделя по телу; оставление вала шпинделя с амортизатором ввиду поломки по­ следнего; оставление части электробура из-за поломки корпуса его;

55

■оставление электробура из-за промыва резьбы переводника. При­ чинами аварий являются тяжелые условия работы электробура и -несовершенство конструкции узлов электробуров.

§ 5. АВАРИИ С ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ

Аварии с обсадными колоннами составляют 7—8% всех видов

.аварий в бурении. На ликвидацию их затрачивается более 10% времени, задалживаемого на ликвидацию аварий всех видов. Особенно тяжелы аварии этого вида в районах, где обсадные ко­ лонны спускают на большую глубину (месторождения Азербайд­ жанской ССР, Краснодарского края и др.), и на разведочных пло­ щадях.

В процессе разобщения пластов возникают аварии при спуске обсадных колонн, при их цементировании, а также аварии с за­ цементированными обсадными колоннами при углублении сква­ жины под последующую колонну.

Как известно, разобщение пластов является одной из ответст­ венных операций при бурении скважины.

В процессе спуска обсадной колонны, при закреплении ее раз­ личными цементными полимерными растворами, а также при углу­ блении и испытании скважин происходят аварии с обсадными ко­ лоннами. Аварии, возникающие при разобщении пластов, обычно являются сложными и на их ликвидацию затрачивается много времени.

Сложность спуска обсадных колонн и их крепления зависит ют многих факторов, главным образом от геологического строения месторождения и вида бурового раствора или агента, применя­ емого для очистки забоя от выбуренной породы.

В одинаковых геологических условиях способ очистки забоя имеет большое значение для предупреждения аварии с обсадными колоннами. При бурении скважин с очисткой забоя воздухом соз­ даются благоприятные условия для спуска обсадных колонн и для сцепления закрепляемого материала со стенками скважин и со стенками труб. Если при бурении для очистки забоя приме­ няли воду, соленые растворы и другие жидкости, особенно обрабо­ танные поверхностно-активными веществами, то создаются непло­ хие условия для спуска обсадных колонн.

Аварии при спуске и цементировании обсадных колонн проис­ ходят в основном в скважинах, бурящихся с промывкой забоя гли­ нистым раствором. Ниже приведено описание аварий и их причин.

Аварии при спуске обсадных колонн

Прихваты обсадных колонн, главным образом кондукторов и промежуточных колонн, происходят в основном на площадях, где

56

разрез представлен глинистыми, глино-песчаными, илистыми, пе­ счаными с включением гальки и другими рыхлыми и сыпучими по­ родами, бурение в которых вызывает сужение стенок скважин или обвалы пород. Этот вид аварий чаще встречается в южных и за­ падных районах нашей страны. Наибольшее число аварий с об­ садными колоннами происходит в разведочном бурении. Объясня­ ется это тем, что на новых площадях еще не выработаны рацио­ нальные конструкции скважин. Кроме того, применение бурового* раствора, не совсем отвечающего требованиям проходки скважин в данном районе, приводит к тому, что породы начинают пучиться или обваливаться до того, как скважина заканчивается бурением. Кроме того, причинами прихвата обсадных колонн часто являются неудовлетворительная организация спуска колонн (несвоевремен­ ная промывка или отказ от предусмотренных планом промежуточ­ ных промывок, плохая проработка скважины перед спуском ко­ лонны, установка деревянных пробок, длительные остановки при: спуске и т. д.) и плохая технология бурения ствола скважины под обсадную колонну (бурение без УБТ и центраторов, несоблюдение оптимальных параметров режимов бурения в породах с чередую­ щейся твердостью, использование кривых труб и бурового рас­ твора плохого качества и т. д.), а также несоответствующий под­ бор труб по толщине, особенно соединение труб, имеющих несоосность резьб, и сочленение труб между собой с резким различием в толщине. Например, соединение 299-мм труб с толщиной стенок. 8 и 12 мм и т. д.

Разрушение обсадных труб по телу происходит часто в связи с образованием внутренних давлений при восстановлении цирку­ ляции после окончания спуска колонны, при закачивании в затрубное пространство последней порции цементного раствора, при ис­ пытании обсадной колонны на герметичность и т. д.

Изучение труб, разрушенных под действием внутреннего дав­ ления показывает, что разрушения вызваны наличием заводских дефектов (плены, раковины, расслоение и т. д.). Как правило, ка­ кими дефектными трубами являются те, которые перед спуском в скважину не подвергались опрессовке.

Много случаев разрушения труб отмечается при изготовлении их из стали группы прочности К и не прошедших термической обработки.

Смятие обсадных колонн происходит как при спуске, так и в процессе бурения скважины. В зависимости от сложившихся об­ стоятельств трубы сминаются по-разному [65]. Отдельные техно­ логические упущения приводят к возникновению избыточных на­ ружных давлений, которые вызывают смятие обсадных колонн. При действии на трубу избыточных давлений увеличивается и на­ пряжение, которое достигает значительной величины в начале в одной точке, а при дальнейшем увеличении давления зона повы­ шенных напряжений начинает распространяться, и труба сми­ нается.

57-

При спуске в скважину смятию подвергаются те обсадные ко­ лонны, которые имеют обратный клапан, так как не учитываются внешние добавочные усилия, действующие на колонну, которые возникают из-за давления на некотором участке в колонне и за колонной, а также из-за большой скорости погружения колонны.

При спуске колонны с обратным клапаном обычно стараются не допускать снижения уровня в колонне более чем на 200—250 м для труб диаметром 168 мм и более и на 300—400 м для труб меньшего диаметра. В противном случае внешнее давление может достигнуть и даже превысить критическое, и колонна может смяться. Аварии такого вида особенно распространены при спуске колонн большого диаметра на большую глубину. На месторожде­ ниях, где бурение ведется с применением утяжеленных буровых растворов, опасность смятия труб из-за несвоевременного долива еще более возрастает.

При спуске обсадной колонны с обратным клапаном происхо­ дят значительные колебания сминающих и растягивающих усилий. При совместном действии этих усилий, как показали исследования [14] сопротивление обсадных труб смятию снижается. Например, для 168-мм обсадных труб при толщине стенки 8 мм максимальное снижение сопротивления смятию составляет 36%. С увеличением толщины стенки до 12 мм сопротивление смятию снижается на 9%.

Большую опасность для прочности обратного клапана пред­ ставляет повышение гидродинамического давления при спуске об­ садной колонны. Величина давления зависит от многих факторов, из которых основными являются статическое напряжение сдвига и вязкость бурового раствора, скорость спуска колонны, величина кольцевого зазора, диаметр колонны и др. По зарубежным дан­ ным, эта величина достигает 100 кгс/см2 и более. Поэтому при раз­ работке мероприятий по безаварийному спуску обсадной колонны надо учитывать прирост гидродинамического давления.

( Некоторые специалисты смятие обсадных колонн при спуске их в скважину с большой скоростью объясняют тем, что во время резкого торможения открывается обратный клапан и уровень жид­ кости в колонне настолько снижается, что под влиянием наруж­ ного давления обсадная колонна сминается. Для предупреждения подобного смятия колонн А. А. Шамсиев рекомендует применять автоматические клапаны, которые поддерживали бы уровень жид­ кости в колонне на заданной высоте.

При правильно выбранных интервалах долива скважин можно избежать аварий этого вида. При спуске колонн с обратным кла­ паном необходимо учитывать изменение с течением времени удель­ ного веса бурового раствора, находящегося в скважине. Надо сокращать разрыв во времени между последней промывкой и вос­ становлением циркуляции при спуске колонны. Глубину промежу­

58

скважин на данном месторождении. Как было сказано выше, без­ аварийный спуск обсадных колонн во многом зависит от скорости спуска колонны. Нельзя при спуске колонны допускать рывков и резкой посадки. Желательная скорость равномерного спуска ко­ лонны не должна превышать 0,5 м/с.

Обрыв труб по резьбовому соединению. В практике встреча­ ются следующие случаи обрыва обсадных колонн по месту соеди­ нения труб: вследствие неправильного сопряжения резьбы труб из-за перекоса осей, в результате неправильной установки трубы

вмуфте (перекос).

Врезультате перекоса осей деформируются витки резьбы труб, происходит их заедание, и трубы полностью не свинчиваются или свинчиваются под большим усилием, приводящим к сильному на­ греву места соединения труб. При спуске свинченных подобным образом труб происходит разрушение места соединения труб в ко­ лонне.

Неполное свинчивание резьбовых соединений обсадных труб наблюдается также из-за несоответствия размеров профиля резьбы и погрешности конусности, что приводит к разрушению резьбы,

Наибольшее число аварий происходит с обсадными колоннами диаметром 219 мм и более. Примером аварии этого вида может быть такой случай. Обсадная колонна диаметром 273 мм была спущена на глубину 1715 м и зацементирована на высоту 180 м от забоя. На устье скважины колонна была закреплена хомутами. После ОЗЦ начато бурение роторным способом 114-мм бурильными трубами с установленными на них предохранительными резино­ выми кольцами. После углубления скважины на 36 м обнаружился разрыв обсадной колонны на глубине 53 м от устья скважины.

Верхняя часть обсадной колонны была поднята из скважины вместе с аварийной муфтой на конце шестой трубы. При осмотре резьбы аварийной муфты были обнаружены косые нарезы на ее поверхности, которые указывали на то, что муфта была навинчена через нитку, а нитки резьбы косо нарезаны (всего четырнадцать). Муфта оказалась неполностью завинченной, так как нормально, должно быть 20 ниток; на двух участках муфты резьба была по­ мята, высота профиля резьбы сбита на 50%, т. е. на заводе при свинчивании трубы с муфтой был допущен брак.

В других случаях отсоединение обсадных колонн по месту со­ единения труб между собой происходит вследствие выхода резьб из сопряжения. При этом муфта расширяется или делается оваль­ ной, а резьба деформируется. Образующая резьбы принимает форму изогнутой кривой, шаг резьбы увеличивается, а профиль, витков имеет наклон в сторону, противоположную выходу трубы из муфты.

Основной причиной разрушения трубных соединений этого вида является недокрепление соединения трубы с муфтой. Следует от­ метить, что трубы по ГОСТ 632—64 больше всего разрушаются изза плохого крепления трубы с муфтой и недокрепления соединения

59-.