книги / Предупреждение и ликвидация аварий в бурении
..pdfиз детонирующего шнура по методу, описанному ранее. Затем спускают фрезер на обсадных трубах и офрезеровывают верх ние трубы одну-две, а по возможности и больше. Соединяют из влекаемые трубы с бурильной колонной. Спускают прихватоопределитель и уточняют верхнюю границу прихвата. Возможно ока жутся неприхваченными и трубы, находящиеся ниже офрезерованных. Тогда свободную часть колонны отсоединяют с помощью взрыва торпеды из детонирующего шнура над верхней границей прихвата. Следует подчеркнуть, что после офрезерования труб обязательно надо спускать прихватоопределитель, так как во мно гих случаях прихват распространяется на большую длину, хотя он может быть в нескольких интервалах.
§2. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИИ
СЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
Ликвидация аварий с турбобурами
итурбодолотами
Овозникновении аварии с турбобуром свидетельствует резкое падение давления бурового раствора почти без потери веса ко лонны.
При срыве замковой резьбы верхнего переводника турбобура спускают ловитель или труболовку, показанную на рис. 27—29. Если замковая резьба муфты в относительно хорошем состоянии, спускают метчик-калибр или новый замковый ниппель. Соединяют их с оставленным турбобуром согласно правилам эксплуатации выбранного ловильного инструмента, помня о необходимости спуска ловильного инструмента в соответствующих условиях с центрирующим приспособлением.
При срыве резьбы, соединяющей переводник с корпусом турбо бура или секции между собой, спускают резьбовой калибр или но вый переводник. Последний спускают в том случае, когда предпо лагают, что резьба корпуса турбобура не нарушена и доступ к ней не закрыт. Если позволяет диаметр скважины, то для извлечения турбобура спускают трубную ловушку, представляющую собой от резок обсадной трубы с вмятинами, или ловитель турбобуров кон струкции А. В. Алянчикова для захвата турбобура под ниппель.
При поломке корпуса, когда часть статоров оказывается от крытой или когда отвинтился ниппель, т. е. когда все статоры от крыты, для извлечения узлов турбобуров спускают трубную ло вушку с вмятинами по телу для заклинивания в них турбобуров. Размер обсадной трубы для изготовления трубной ловушки под бирают по табл. 56. Чтобы убедиться в том, что турбобур на ходится в ловушке, приподнимают колонну на 1—5 м над забоем и медленно восстанавливают циркуляцию бурового раствора. Уве личение давления указывает на соединение ловушки с турбо буром.
2 6 1
|
|
|
|
Т а б л и ц а 56 |
|
|
|
|
Наружный |
Размеры труб, реко |
|
|
Наружный |
|
мендованных для |
||
|
Длина |
диаметр |
|||
|
диаметр |
изготовления трубных |
|||
Шифр турбобура |
турбобура, |
статора и |
ловушек, мм |
||
турбобура, |
подпятника |
|
|
||
|
мм |
|
|
||
|
мм |
турбобура, |
диаметр |
толщина |
|
|
|
||||
|
|
|
мм |
стенки |
|
|
|
|
|
Т12МЗБ-240 |
240 |
8 275 |
205 |
245 |
7—12 |
Т12РТ-240 |
240 |
8 275 |
205 |
245 |
7—12 |
ТС5Б-240 |
240 |
15 030 |
205 |
245 |
7—12 |
ЗТС5Б-240 |
240 |
21 780 |
205 |
245 |
7—12 |
ЗТСШ-240 |
235/240 |
23 550 |
205 |
245 |
7—12 |
А9К5Са |
240 |
15 290 |
205 |
245 |
7—12 |
КТДЗ-240 |
234/238 |
7 543 |
205 |
245 |
7—12 |
Т12МЗБ-215 |
215 |
8 035 |
186 |
219 |
7—11 |
ТС5Б-215 |
215 |
15 255 |
186 |
219 |
7—11 |
ЗТС5Б-215 |
215 |
22 470 |
186 |
219 |
7—11 |
ЗТСШ-215 |
215 |
24 500 |
186 |
219 |
7—11 |
КТДЗ-215 |
210/212 |
7 480 |
186 |
219 |
7—11 |
Т12МЗБ-195 |
195 |
9100 |
165 |
194 |
7—12 |
ТС5Б-195 |
195 |
14 035 |
165 |
194 |
7—12 |
ЗТС5Б-195 |
195 |
20 705 |
165 |
194 |
7—12 |
ЗТСШ-195 |
190/195 |
23 550 |
165 |
194 |
7—12 |
ЗТСШ-195ТЛ |
190/195 |
26110 |
165 |
194 |
7—12 |
А7НЧС |
195 |
15 330 |
165 |
194 |
7—12 |
КТДЧ-196-214/60 |
196 |
10 100 |
165 |
194 |
7—12 |
Т12МЗЕ-172 |
172 |
8 440 |
148 |
168 |
6—8 |
ТС5Е-172 |
172 |
15340 |
148 |
168 |
6—8 |
ЗТС5Е-172 |
172 |
22 500 |
148 |
168 |
6—8 |
ЗТСШ-172 |
172 |
25 330 |
148 |
168 |
6—8 |
ЗТСШ-164ТЛ |
164 |
25 500 |
142 |
168 |
6—8 |
А6КЗС |
164 |
15 800 |
142 |
168 |
6—8 |
КТДЧ-172-190/48 |
172 |
9 200 |
148 |
168 |
6—8 |
КТДЧ-164-190/40 |
164 |
13 440 |
142 |
168 |
6—8 |
ТСЧА-127 |
127 |
13635 |
110 |
127 |
6—8 |
ТСЧА-104,5 |
104,5 |
12 775 |
89 |
114 |
8—9 |
Другим способом извлечения турбобуров является захват его укороченным ловителем или турбиноловкой за выступающую часть вала с гайкой и контргайкой. Для облегчения захвата тур бобуров контргайку удлиняют на 200 мм. Наружный диаметр ее делают равным диаметру трубы или замка, что способствует за хвату турбобуров за выступающую часть соответствующим лови телем. Так как резьба и контргайки не у всех турбобуров с левой нарезкой, не везде можно работать колоколом.
При поломке вала турбобура или турбодолота, а также при отвинчивании гайки и контргайки в скважине остается вал тур бобура, который извлекают ловителем или колоколом.
262
Если соединению ловильного инструмента с турбобуром мешает распорная втулка, ее извлекают гладким колоколом. Его также применяют иногда для захвата турбобура за верхнюю опору.
Для ликвидации заклинивания турбобура применяют кислот ную ванну, а для ликвидации прихватов вследствие сальникообразования — нефтяную или водяную ванны, или один из методов, подобных ликвидации аварий с прихватом труб. Если корпус тур бобура заклинен над забоем и применяемые методы извлечения его с помощью расхаживания и ванн не дали результатов, то пе ред торпедированием бурильной колонны пытаются сбить турбобур на забой. Для этого разгружают колонну на 10—15 тс, спускают в нее шаблон, чтобы выявить возможность дохождения до вала турбобура. После подъема шаблона бросают в колонну два же стко соединенных вала турбобура с головкой в верхней части для захвата его шлипсом лебедки ЛПГ-3000. Если турбобур не уда лось сбить, поднимают валы лебедкой и повторяют операцию не сколько раз, но не более 10 раз.
Сбивать заклиненный турбобур эффективнее способом, описан ным в [33]. Сущность его состоит в следующем. Отсоединяют бу
рильную колонну от |
турбобура |
(торпедированием, |
труборезкой |
или развинчиванием) |
так, чтобы |
верхняя часть его |
не была на |
рушена. К нижней части поднятой колонны присоединяют глухой переводник, исключающий прохождение бурового раствора внутрь труб, и спускают бурильную колонну в скважину, обеспечивая герметичность замковых соединений. Внутренняя часть бурильной колонны остается незаполненной жидкостью в пределах допусти мых величин, исключающих смятие труб. По достижении верха оставленного турбобура колонну разгружают. Усилие разгрузки зависит от диаметра бурильных труб и составляет не более 15 тс. Затем внутрь пустых труб бросают жестко соединенные между собой два вала турбобура с головкой под шлипс грун тоноски.
Валы ударяются о дно глухого переводника, передают усилие удара на заклиненный турбобур. Если после первого удара турбо бур не освободился, поднимают валы и повторяют операцию не сколько раз. Сбитый турбобур ловят одним из описанных выше методов. Если работы по извлечению турбобура окажутся безре зультатными, забуривают второй ствол.
Ликвидация аварий с турбодолотами усложняется присутст вием в их верхней части подъемной грунтоноски и ее опоры. Если поломка корпуса турбодолота произошла так, что верх его окан чивается выступающей из вала грунтоноской и ее опорой, то сле дует применить ловушку с вмятинами и захватить его за верх нюю опору или за ротор и статор. Если же этот прием резуль тата не дает, извлекают сначала подъемную грунтоноску, затем спускают труболовку или метчик для соединения с валом турбо долота.
263
Ликвидация аварий с электробурами
Приемы и правила ликвидации аварий с электробурами анало гичны применяемым при ликвидации аварий с турбобурами, а ло вильный инструмент подобен применяемому в турбинном и ротор ном бурении. Исключение представляют прихваты, связанные с не обходимостью торпедирования колонны бурильных труб.
Ликвидация аварий с электробурами затрудняется тем, что небольшие зазоры в кольцевом пространстве между стенкой сква жины и электробуром ограничивают размеры спускаемых ловиль ных инструментов, а нахождение электробура в скважине без движения часто приводит к прихвату его.
При срыве резьбы в соединениях переводника электробура спу скают бурильную колонну с новым переводником. То же делают при отвинчивании корпуса электробура. Для соединения его с ос тавшейся частью спускают новый корпус и свинчивают его с резь бой трубы ротора электробура.
Азинмашем предложен ряд конструкций ловильных инструмен тов для ловли электробура, представляющих собой видоизменен ные метчики, колокола и ловушки, применяемые для бурильных труб и турбобуров. Известны случаи извлечения ротора электро бура специальным переводником, навинченным на 219-мм обсад ную трубу; резьба этого переводника такая же, как и резьба ниж ней части корпуса ротора электробура.
Для извлечения оставленных в скважине валов шпинделя при меняют ловители, отличающиеся от ловителей для бурильных труб и турбобуров габаритными размерами. В частности, изготовляют корпус ловителя, у которого нижняя часть имеет конус под углом 5°. В него вставляют захват.
При загрязнении забоя шламом трудно соединить ловитель с валом шпинделя. Для облегчения этого соединения в Шебелинской конторе бурения И. Я- Петрук и С. В. Катков предложили применять метчик с направляющей воронкой для ловли вала шпин деля электробура с захватом за гайку. Метчик сначала разрушает шлам над шпинделем, при вращении колонны вал заводится внутрь воронки, после чего метчик соединяется с гайкой вала. Ж е лательно во всех валах шпинделя делать ловильную резьбу.
Для извлечения прихваченного электробура могут быть приме нены ванны. Если попытки извлечь электробур не дают результа тов, следует забурить новый ствол.
§3. МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ
СДОЛОТАМИ
Ликвидация аварий при отвинчивании долота
Отвинченное на забое долото вначале пытаются поднять пу тем захвата за присоединительную резьбу. Если долото корпусное,
264
спускают калиберный метчик. Бескорпусное долото извлекают из скважины или калиберным колоколом, или обычным колоколом. Тип колокола выбирают в зависимости от состояния резьбы на долоте, представление о котором дает поднятая часть резьбового соединения.
Если долото отвинтилось вскоре после спуска или при спуске и нет признаков продолжительной работы им, то спускают калибер ный колокол. Если предполагается, что резьба долота сильно на рушена, спускают обычный колокол. Для захвата долота за при соединительную резьбу колокол обрезают на соответствующую длину. Колоколы, которыми захватывают долота за присоедини тельную резьбу, должны быть подготовлены заранее. Для извлече ния отвинченных долот часто спускают метчики, для захвата бескорпусного долота — пауки, магнитные фрезеры и т. д.
При расследовании аварий с оставлением долот очень часто встречаются случаи спуска метчика для извлечения бескорпусных долот. В большинстве случаев долота обрывались при подъеме и снова падали на забой или застревали в середине скважины. Причем во многих местах они перевертывались и становились вверх шарошками. Очень редко удавалось поднять долото метчи ком. Как известно, бескорпусное долото сваривается из трех-четы рех половинок. Естественно, нельзя достигнуть надежного крепле ния метчика на сварных швах, выступающих внутрь ниппеля долота. Поднимаемое на метчике долото неизбежно задевает за выступы стенок скважины и срывается.
Выбор метода разрушения долота зависит от конкретных усло вий и от наличия разрушающих инструментов. Установлено, что долото № 12 или № 1.1 можно разрушить при двух-трех спусках башмачного или забойного фрезера. При последующих спусках магнитного фрезера или других устройств, описанных ниже, из влекают куски металла с забоя.
Большую эффективность дает разрушение долот кумулятив ными торпедами осевого действия типа ТКО-70А и ТКО-120. По рядок работы ими описан в главе IV.
Если геофизическая служба сможет немедленно приступить к разрушению долота с помощью кумулятивной торпеды, то раз рушают его торпедированием. При отсутствии такой возможности долото разрушают фрезерами, которые спускают на турбобуре.
На основании анализа и накопленного опыта разрушения до лот различными фрезерами нами сделан вывод, что башмачный фрезер с торцовыми зубьями разрушает долото быстрее, чем за бойный фрезер. Башмачный фрезер должен иметь внутренний диа метр на 10—15 мм больше диаметра резьбы долота, чтобы присо единительная резьба полностью заходила во фрезер. Помимо заводского изготовления, башмачные фрезеры делают часто из отра ботанных колоколов. Иногда на колокол навинчивают коронку и разрушают ею долото на части. О том, что долото расфрезеровано на части, указывают следы на внутренней поверхности
265
Для извлечения долот большого диаметра или их лап с шарош ками в мягких породах нередко практикуется зарезка второго ствола турбобуром с отклонителем. В образовавшийся ствол затем пикообразным долотом сталкивают лапы с шарошками и цементи руют его. В этих целях на 8—10 м выше места оставленного до лота вырабатывают уступ и зарезают новый ствол с расчетом, чтобы его забой оказался ниже старого на 15—20 м.
Ликвидация аварий, вызванных поломкой долота
При сломе шарошки в процессе роторного бурения происходят неравномерная работа долота и неравномерное вращение буриль ной колонны. Когда бурение ведется турбинным способом, при ава рии с долотом заклинивается турбобур, резко уменьшается про ходка. При бурении электробурами поломка долота сопровожда ется остановками двигателя и отключением электробура.
Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопастные до лота, оставленные в скважине, извлекают магнитным фрезером. Целесообразно работать им в комплексе с металлоуловителем, ус танавливаемым над ним.
Многие специалисты не учитывают особенности работы магнит ных фрезеров в глубоких скважинах. В результате нередки случаи их отказа в работе. В частности, не учитывают влияние перепада давления на извлекаемый предмет, необходимость обязательного контакта предмета с полюсом магнита и вдавливание металла в мягкие породы.
При отсутствии магнитного фрезера соответствующей грузо подъемности разрушают шарошки долота или лапы с шарошками забойным или башмачным фрезером. У стандартного забойного фрезера в отверстие для прохода раствора (расположенное по центру) попадают части разрушаемого предмета, что удлиняет время разрушения. Чтобы устранить этот недостаток, необходимо сверлить два наклонных отверстия, а центральное отверстие зава ривать и наплавлять твердым сплавом.
В зависимости от твердости пород на забое поверхность торцо вой части фрезера должна быть выпуклой, плоской или вогнутой, что подробно изложено при описании конструкции забойных фре зеров. Для повышения эффективности очистки забоя над забойным фрезером надо устанавливать металлоуловители.
В других случаях узлы долота извлекают фрезером-пауком, гидравлическим пауком или пауком, изготовленным из обсадной трубы. Иногда для разрушения одной шарошки на забое исполь зуются штыревые долота. Этот метод применять не следует, так как процесс разрушения продолжается долго; на забое часто ос таются шарошки того долота, которым вели разрушение. После работы штыревым долотом на забое остается много металла, по этому замедляется углубление скважины, а в некоторых случаях
267
возникает новая авария с поломкой долот. При этом на разбури вание шарошки одного долота иногда расходуется два-три доро гостоящих штыревых долота.
Очень эффективны для извлечения частей долота металлоуловители конструкции инженеров Е. М. Курнева и Н. И. Лукина, применяющиеся в трестах Белнефтегазразведка и Харьковнефтегазразведка.
§4. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
СОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ
При прихвате обсадной колонны немедленно восстанавливают интенсивную циркуляцию бурового раствора и одновременно рас хаживают обсадную колонну. Расхаживать колонну следует без резких посадок, при этом надо создавать натяжение с усилием на 5—10 тс больше веса колонны до прихвата. Обсадные колонны
диаметрами |
325—273 мм не |
следует разгружать |
более чем на |
||
20 тс, а колонны |
диаметрами |
219—146 мм — более чем на |
15 тс. |
||
Если это не |
дает |
положительных результатов в |
течение |
1—2 ч, |
применяют другие методы ликвидации прихвата в зависимости от геологических и технологических условий.
Если геологические условия позволяют, то обсадную колонну цементируют в месте вынужденной остановки ее. В тех случаях, когда требуется обязательно спустить колонну до забоя, т. е. когда вынужденная остановка равноценна ликвидации скважины, ведут длительные работы для ее освобождения. В частности, пы таются освободить колонну при помощи ванны или с применением сплошной промывки нефтью или кислотой. Прихваченные обсад ные колонны, через которые прекратилась циркуляция раствора, стараются освободить путем восстановления циркуляции, для чего простреливают в колонне выше стоп-кольца 15—20 отверстий. Если эти работы также оказываются безрезультатными, прихватоопределителем находят место прихвата и простреливают отвер стия выше его, восстанавливают циркуляцию раствора и пытаются освободить колонну расхаживанием и с помощью ванны. Если и в этом случае не получают положительного результата, то колонну или цементируют, или извлекают неприхваченную ее часть из сква жины. Для этого предварительно обрезают колонну одной из тру борезок (кумулятивной, механической или гидропескоструйной).
При посадке колонны в шлам трубы часто забиваются им. Ко лонну по возможности поднимают. Если она оказалась прихвачен ной, простреливают отверстия над местом прихвата прихватоопределителем, восстанавливают циркуляцию и цементируют колонну или расхаживают ее с усиленной промывкой раствором, а затем водой или нефтью. При отрицательном результате также или це ментируют колонну, или отрезают ее труболовкой. Упавшую в сква жину часть эксплуатационной колонны извлекают ловителем или внутренней освобождающейся труболовкой. Колонны большого диа
2 6 8
метра и большой длины обычно после падения деформируются в нескольких местах, поэтому не следует извлекать колонну диа метром более 168 мм без предварительного тщательного анализа целесообразности выполнения работ. В последнее время не прак тикуется извлечение колонны по частям. Обычно свободную часть обсадной колонны обрезают труборезкой и извлекают из скважины.
Следует остановиться на особенностях резки труб труборезками.
Применение кумулятивных торпед-труборезок ограничивается недостатком типов и размеров их, давлением и температурой в скважинах. Например, кумулятивные торпеды-труборезки для труб диаметром более 219 мм не изготовляют, а имеющимися труборезками можно обрезать 219-мм трубы на глубинах не свыше 2000 м. Механические труборезки применяют, когда обрезаемые колонны находятся в подвешенном состоянии (на хомутах, эле ваторах, клиньях и т. д.), в противном случае резцы будут закли ниваться, ломаться и усложнять состояние аварийной колонны.
Когда |
обрезаемая |
колонна разгружена (упала |
в скважину |
во время |
спуска ее, |
или требуется отрезать часть |
хвостовика) |
и на участок резки передается вес обсадных труб, находящихся выше места резания, целесообразнее обрезать трубы гидропеско струйной труборезкой. Для работы такой труборезки нужно 5—7 т песка и простейшее гидропескоструйное устройство, пред ставляющее собой отрезок УБТ или муфтовой заготовки с ввин ченными по радиусу двумя—четырьмя керамическими насадками, как у гидропескоструйных перфораторов, и соответствующими циркуляционными отверстиями.
Смятые колонны выправляются при помощи различного рода оправок. Максимальный наружный диаметр их должен быть на 5—10 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Во из бежание заклинивания оправки рекомендуется работать ей в комп лексе с ударным яссом. После выправления при необходимости обсадную колонну цементируют.
Если нарушены резьбовые соединения зацементированных ко лонн и они мешают прохождению долота, разрушенные участки труб центрируют и цементируют места разрушения.
Если исправление разрыва обсадной колонны выше цемент ного кольца при помощи пакера или центрирующего устройства
споследующим закреплением не дает положительных результатов,
вместе разрыва обсадной колонны следует взорвать торпеду соответствующего размера. Как известно, в месте взрыва торпеды
на обсадных трубах образуются трещины. После взрыва спускают эксцентричное долото или грушеобразный фрезер, которым обра батывают место взрыва, и затем проверяют возможность прохож дения бурильной колонны. При отсутствии помех нарушенный уча сток закрепляют полимерными материалами (смолами и отвердителями) или другими закрепляющими материалами (цементный раствор под давлением и т. д.). Затвердевший в колонне мост раз
269
буривают; при этом часть закрепленного материала остается внутри обсадной колонны (в расширенной части) и за колонной, что исключает смещение частей колонны и создает нормальное проходное сечение в месте нарушения.
§ 5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЧИХ АВАРИИ
Освобождение скважины от посторонних предметов
Упавший в скважину предмет может застрять над забоем и заклинить спускаемую колонну. Особенно часто это случается там, где скважина сильно искривлена, где очень большая длина необсаженной части ствола скважины, где много уступов, каверн и т. д. В этих случаях необходимо провести электрометрические работы с целью выяснения местонахождения металла. Если пред мет находится в стенке скважины над забоем, то скважину про рабатывают эксцентричным долотом в зоне нахождения предмета для того, чтобы сбить его на забой. После этого снова проводят электрометрические работы и, если предмет не был сбит, торпе дируют его и прорабатывают скважину до забоя.
Упавший в скважину посторонний предмет извлекают ловиль ным инструментом, выбор которого определяется размером и фор мой предмета. Использование магнитного фрезера зависит от раз мера и веса извлекаемого предмета.
Крупные предметы (роторные клинья, челюсти ключей АКБ-3
ит. д.) разрушают на забое забойными или башмачными фрезе рами, а также коронками башмачных фрезеров, присоединяемыми к магнитным фрезерам. Колонковые трубы, подъемные грунтоноски
идругие предметы разрушают забойными фрезерами или извле кают трубными ловушками, представляющими собой трубу с во ронкой. На трубе сделаны загнутые внутрь вырезы, в которых за жимается извлекаемый предмет. В отдельных случаях крупные детали разрушают торпедами типа ТКО-70 и ТКО-120.
Ликвидация аварий, возникающих при электрометрических работах
При электрометрических работах наиболее тяжелыми авариями являются прихваты кабеля. С возникновением прихвата кабеля немедленно приступают к его расхаживанию, при этом поднимают его на небольшой скорости и создают натяжение не более 75% разрывной прочности кабеля, учитывая вес кабеля в скважине. Затем натяжение его резко снимается путем отключения привода лебедки. Расхаживание кабеля необходимо чередовать с оставле- • нием его на 5—10 мин под натяжением в пределах допускаемых усилий, исключающих обрыв. Натяжение кабеля контролируется по динамометру.
270