Каталог

Помощь

Корзина

Возможные аварии при бурении, капитальном и подземном ремонте скважин. Меры по их предупреждению. Лекция 8

Оригинальный документ?

Лекция № 8

Тема: «Возможные аварии при бурении, капитальном и подземном ремонте скважин. Меры по их предупреждению».

 

 

3 часа лекции

2 часа практические занятия

 

План лекции:

1. Аварии при производстве буровых работ;

2. Методы ликвидации аварий;

3. Предупреждение аварий;

4. Прочие аварии;

5. Основные обязанности при составлении ПЛА в бурении и КРС.


1. Аварии при производстве буровых работ: капитальном и текущем ремонте.

Как уже отмечалось основными причинами аварий являются: разрушение оборудования, нарушение технологических процессов, коррозия металла и т,д.

1.1 Общие  положения:

- связанные с самим процессом бурения ствола скважины

- связанные с выводом из строя подземного оборудования (прихват инструмента, обрыв инструмента)

Последствия:

1.  Выход из строя оборудования.

2.  Нарушение технологического процесса.

3.   Потеря рабочего времени.

4. Загрязнение окружающей среды (небольшое).

В    2006 г.    на   объектах   нефтегазодобычи    и    геологоразведочных   работ зафиксировано 217 аварий (11-нефтедобыча,93-газодобыча,13-геологоразведка).

 

1.2 Понятие об авариях в бурении скважин

В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварий считают нарушение технологического процесса, вызываемое прихватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементов бурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуются специальные работы.

Аварии делят на следующие виды:

- аварии с бурильной колонной;

- прихваты бурильной колонны;

- аварии с обсадными колоннами;

- аварии вследствие неудачного цементирования;

- аварии с забойными двигателями;

-  аварии с долотами;

- аварии вследствие падения в скважину посторонних предметов;

- прочие аварии.

 

1.3 Понятие об аварии в КРС

Капитальный ремонт скважин - сложный технологический процесс. Для его осуществления используется большое число разнообразного оборудования, инструментов и материалов.

Оборудование, находящееся в скважине. Работает в условиях невидимых человеком. О его состоянии приходится судить только по показаниям приборов. Это требует повышенного внимания к эксплуатации и уходу за оборудованием, инструментами и приборами, а также строгого соблюдения предписаний по технологии капитального ремонта скважин.

Под аварией в капитальном ремонте следует понимать нарушение технологического процесса различного рода технологий, поломкой с оставлением в скважине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуется проведение специальных работ.

Характерными поломками являются: поломки по телу или узлам соединения насосно - компрессорных труб, поломки забойных двигателей, долот, вспомогательных и ловильных инструментов.

Часто насосно - компрессорные трубы неожиданно оказываются прихваченными или заклиненными в скважине.

Аварии возникают в основном в следствии брака в работе исполнителей технологического процесса или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов.

 

1.4 Аварии с буровыми 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  применении  переводников  на  долото  с несоответствующей   резьбой   (когда   переводники   изготавливаются   в механических    мастерских    без    соответствующей    проверки    резьбы калибрами и вне соответствии ГОСТов). Причинами поломок долот являются:

- передержка на забое;

- бурение с нагрузками, превышающие допустимые;

- удар долотом о забой или уступ;

- разбуривание пород долотами, несоответствующими их крепости;

- малая прочность опор;

- слабая прочность сварных швов;

- заклинивание долот;

- дефекты нарезки резьбы;

- неплотное прилегание заплечников лап долота к торцу переводника;

- работа долотами по металлу;

- длительная промывка скважины перед подъёмом 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.

2. Аварии   с   алмазными   долотами   -   заклинивание   долот   при   спуско-подъёмных операциях и бурении, отвинчивание долот. Причинами заклинивания алмазных долот являются:

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

- преждевременное прекращение циркуляции промывочной жидкости перед подъёмом 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   несоответствующем   соотношении   размеров долота, утяжелённых бурильных труб и забойного двигателя;

- заклинивания долот инородными предметами (металл, куски породы). Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступенчатых долот вследствие наличия у них большой калибрующей поверхности секторов, отчего достигается большой контакт со стенками скважины.

При  бурении  скважин  с  применением алмазных    долот из  них могут выпадать  алмазы  в  результате  недостаточного  их  крепления,  а также вследствие изнашивания тела долот. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в долоте, что может привести в негодность всё долото.

Применение  долот  режущего  типа  сопровождается   меньшим   числом аварий по сравнению с шарошечными долотами. Аварии практически единичны, но всё же имеют место.

3.  Аварии    с долотами режущего типа (лопастные долота) 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.

Поломки   корпуса  долот  имеют  те   же   причины,   что   и   шарошечные, рассмотренные выше.

 

 

2. Методы ликвидации аварий

Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать её на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварии. При этом надо иметь в виду, что применение несоответствующего ловильного инструмента может привести к усложнению аварии, а нередко к ликвидации скважины.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия.

Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спуско-подъёмного оборудования, а также крепление штропа вертлюга в зеве крюка. Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными или автоматическими ключами.

Признаками аварий с долотами при роторном бурении являются неравномерное вращение, вертикальные колебания бурильной колонны. А также прекращение проходки, при электробурении - снижение показаний амперметра и отсутствие проходки, а при турбинном - остановки турбобура, и также отсутствие проходки. Выбор методов ликвидации аварий зависит от конкретных условий и наличия разрушающих инструментов.

Категорически запрещается извлекать безкорпусные долота метчиком. Это приводит или к расколу долота, или к оставлению его над забоем, так как метчик очень плохо закрепляется на сварных швах.

Шарошки долот и лапы с шарошками, а также лопатки лопастных долот, оставленные в скважине, извлекают пауком гидромеханическим или магнитным фрезером. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоулавливателем, устанавливаемым над ним.

Для извлечения лап с шарошками долот большого диаметра в мягких породах нередко зарезают второй ствол (турбобуром с отклонителем, в который затем пикообразным долотом сталкивают лапы с шарошками) и цементируют его. Для этого на 8-10 м выше места оставленного долота вырабатывают уступ и зарезают новый ствол с таким расчетом, чтобы его забой оказался ниже старого забоя на 15-20 м.

 

3. Предупреждение аварий

3.1 Предупреждение аварий с шарошечными долотами.

1. Перед началом бурения под соответствующую обсадную колонну на буровую завозят набор типоразмеров долот, осмотренных и обмеренных на базе, с паспортами и сводной ведомостью.

2.   Запрещается транспортировка и хранение долот навалом, а также их сбрасывание на металлические предметы.

3.    Перед присоединением долота к бурильной колонне бурильщик обязан проверить: соответствие типа и размера долота разбуриваемым породам (ГТН); чистоту резьбы; у гидромониторных долот наличие насадок, надёжность их крепления и уплотнения; отсутствие внешних дефектов и чистоту промывочных каналов.

 

Диаметр долота, D мм

46-76

93 - 349,3

374,6-444,5

469,9 - 508

Внутренний диаметр шаблона, мм

D + 0,6

D + 0,8

D+ 1,6

D + 2,6

 

4. После проверки долота необходимо:

а) тщательно очистить резьбу и смазать смазкой;

б)  проверить и записать полностью в буровой журнал клеймо (маркировку) долота;

в)  Убедиться в состоянии резьбы переводника, к которому присоединяется долото.

5. Долото необходимо крепить с помощью специального приспособления (доска наворота), удерживающего его за корпус.

6. Ствол скважины следует проработать:

а) в интервалах затяжек и посадок бурильной колонны; б) в интервале бурения предыдущем долотом, но не меньше, чем на длину ведущей трубы.  7. Прорабатывать ствол скважины следует при плавной подаче бурильной колонны со скоростью не более 2 м/мин и нагрузке на долото 20-30 кН и менее.  

8. После допуска долота до забоя провести обкатку его опоры. Проработку проводить при нагрузке 20-30 кН в течении 15-30 мин при роторном и низкооборотном бурении забойными двигателями и в течении 3-5 мин при высокооборотном турбинном бурении.

9. После приработки долота нагрузку постепенно повышать до требуемой режимно-технологической картой или ГТН.

10. Основной признак заклинивания опор шарошек в процессе роторного бурения-повышение   вращательного   момента   на   роторе,   а   сработки   его вооружения - падение механической скорости бурения

11.Бурильщик обязан прекратить работу и приступить к подъему долота: а) при бурении лопастным и всеми видами долот режущего или истарающего типа в случае постепенного падения механической скорости бурения по сравнению с первоначальной в 2,2,5 раза.

При    бурении    шарошечными долотами в случае резкого    повышения вращающего момента на роторе, зафиксированного моментомером или амперметром электропривода лебедки.

12.   При   контроле   за   состоянием  долота   с   помощью   моментомера   или амперметра бурильщик обязан:    

12.1.  Определять  величину  крутящего  момента  при  холостом  вращении бурильной  колонны - стрелка манометра или амперметра должна   плавно колебаться в обе стороны возле определенного полооложения, отклоняясь от условного нуля.

12.2. Определять в начале вращения величину вращающего момента на роторе при бурении с осевой нагрузкой, предусмотренной режимно-технологической картой - при нормальном бурении стрелка манометра должна остановиться в определённом положении и колебаться вверх и вниз от него на 2-3 деления шкалы.

12.3. Контролировать показания манометра в процессе всего рейса долота.

12.4.   При появлении   признаков,   характерных   для   заклинивания   опор шарошек (стрелка манометра - начинает ритмично колебаться на 20 -30 и более делений шкалы), определять в течение 5 минут - частоту колебания стрелки, чтобы убедиться в заклинивании долота.

12.5. При частоте колебания 16 - 20 в 1 минуту прекратить подачу бурильной колонны и продолжить бурение до выбора полного ее веса на крюке и определить характер изменения амплитуды колебания стрелки манометра.

13.   При роторном способе следует прекратить бурение и поднять долото.

14.  При турбинном бурении в твердых и крепких породах момент подъема долота следует определять по уменьшению механической скорости проходки на долото на 30 - 50% с учетом времени подъема долота устанавливаемого технологической службой предприятия   по   данным   отработки   долот   в конкретном районе.

15.  Забой скважины необходимо очищать от металла с помощью металлоулавливателей, устанавливаемых над долотом в средних и твердых породах через каждые 10-15 спуско-подъемов.

16.   При подходе  долота к башмаку кондуктора или к промежуточной колонне скорость подъема бурильной колонны следует уменьшить, чтобы избежать удара долота поломки лап.

17.  Для предупреждения отвинчивания долота в скважинах с зонами сужения ствола,имеющими кривизну, необходимо снижать скорость спуска колонны, что бы исключить возникновение реактивного вращения вала турбобура или электробура влево.

18. Бурение в твердых и крепких породах, а также в абразивных породах средней твердости необходимо производить с калибраторами, устанавливаемыми над долотом.

 

3.2 Предупреждение аварий с алмазными долотами.

При    бурении    скважин    алмазными    долотами    необходимо    соблюдать требования    Инструкции    по    бурению    нефтяных    и    газовых    скважин алмазными буровыми инструментами. При этом особое внимание следует обратить на проведение работ, несоблюдение которых вызывает аварии.

Наземное    буровое    оборудование,    бурильную    колонну    и    инструмент необходимо подготовить для длительной и безаварийной работы. Провести его ревизию и обеспечить запасными частями.

Буровую следует оснастить:

Ключами АКБ - ЗМ;

Клиньями, встроенными в ротор;

Регулятором подачи долота;

Бурильной колонной, допускающей работу при давлении до 20 ПА;

Турбобурами с рабочим ресурсом до ЗООчасов при перепаде давления 6 Па;

Устройством   для   предупреждения   попадания   посторонних   предметов   в скважину.

Ствол и забой скважины должны быть соответствующим образом подготовлены, т.е. забой очищен от металла, в стволе устранены зоны сужений.

Компоновка низа бурильной колонны должна обеспечить передачу нагрузки на долото частью веса УБТ, исключение зон завихрения бурового раствора, создания цилиндрического ствола скважины путем установки над долотом калибратора или эксцентричного переводника; гашение поперечных вибраций в бурильной колонне, а также установку ясов или безопасного переводника для быстрой ликвидации возможного заклинивания бурильной колонны.

Спускать алмазные долота следует медленно, особенно в зонах сужений, обвалов, в местах возможных затяжек и посадок, в зоне каверн при подходе к потайной и обсадной колоннам, а также в призабойной зоне.

Спуск последних 10-15м бурильной колонны до забоя надо проводить с вращением долота и циркуляцией бурового раствора.

При эксплуатации алмазных долот запрещается: Спускать алмазные долота в неподготовленную скважину; Вращать бурильную колонну с алмазным долотом в обсадной колонне; Прорабатывать    алмазными    долотами    ствол    скважины    в    интервалах, сложенных крепкими и абразивными породами; Начинать бурение без надлежащей очистки забоя от металла; Бурить без калибраторов, установленных над долотом в твердых абразивных породах.

 

4. Прочие аварии.

4.1 Воспламенение струи при ГНВП:

1.  Сообщить об осложнении согласно схеме оповещения.

2.   Вывести людей из опасной зоны, оказать доврачебную мед.помощь пострадавшим

3.   До прибытия пожарной команды использовать имеющие средства пожаротушения по недопущению распространения огня.

4.   По возможности вывести, растащить спецтехнику и оборудование из опасной зоны

5.  Дальнейшие работы проводятся по особому плану.

4.2 Отключение электроэнергии:

1.   При отключении электроэнергии бурильщик направляет электрика для сообщения буровому мастеру об отключении и для подключения радиостанции к аккумулятору.

2.  В зимних условиях бурильщик принимает меры по освобождению рабочего манифольда, шламовых насосов, водяных линий от жидкости, для чего оставшимся в коммуникациях воздухом продувает рабочий манифольд. Направляет пом. бурильщиков на открытие всех кранов и заглушек, находящихся на линиях. Дает им задание слить раствор с насосов, отсоединить грязевый шланг и слить остатки промывочной жидкости.

3. При отсутствии бурового мастера бурильщик по рации информирует начальника участка   об отключении электроэнергии и принятых мерах.

4.   Начальник участка немедленно извещает энергослужбу промысла об отключении эл. энергии и необходимости принятия срочных мер промыслом по обеспечению подачи эл. энергии на буровую

5.   Начальник участка дает информацию об отключении эл. энергии и принятых мерах руководителям ЗАО «ПНБК».

6. Бурильщик после подачи эл. энергии принимает меры по расхаживанию бурильного инструмента и недопущению прихвата.

 

4.3 Выход из строя двух буровых насосов:

1. Бурильщик приподнимает инструмент от забоя в безопасную зону (или поднять компоновку в тех. колонну). В зимнее время продувает манифольд. Дает задание вахте отсоединить грязевый шланг, слить остатки промывочной жидкости, открыть все краны и заглушки в манифольдной линии, разобрать насосы, спустить промывочную жидкость с шламовых насосов.

2.  Ремонт насосов производится под руководством слесаря.

3.  Бурильщик производит расхаживание бурильного инструмента не более чем через 3 минуты на длину квадрата (одной свечи) и через начальника участка вызывает на объект ЦА-320.

4.  В случае невозможности отремонтировать буровые насосы, своими силами бурильщик (буровой мастер) ставит в известность начальника участка и руководителя ЗАО «ПНБК».

4.4. Выход из строя одного шламового насоса блока перекачки промывочной жидкости

1.   Бурильщик дает указание помощнику бурильщика, отвечающему за работу ШН, перейти на работу вторым ШН. Дает в помощь слесарей или второго помощника бурильщика для устранения неисправности.

2.   В случае невозможности устранения неисправности помощник бурильщика или слесарь ставит в известность бурильщика, мастера или начальника участка.

4.5. Выход из строя двух шламовых насосов блока перекачки промывочной жидкости

1.  Бурильщик приподнимает инструмент от забоя в безопасную зону. В зимнее время продувает манифольд. Дает задание вахте отсоединить грязевый шланг, слить остатки промывочной жидкости, открыть все краны и заглушки на манифольде, слить промывочную жидкость с буровых насосов и ШН. Расхаживает бурильный инструмент с промежутками не более 3-х минут.

2.  Вахта приступает к устранению неисправностей ШН. Работами руководит слесарь.

3.  Слесарь или пом. бурильщика, отвечающий за работу ШН, о результатах произведенной работы ставят в известность бурильщика, бурового мастера, начальника участка.

4.6. Выход из строя  компрессора

1.   Бурильщик приподнимает бурильный инструмент на длину одной-двух свечей, расхаживает бурильную компоновку с промежутками не более 3-х минут. Направляет слесаря (или машиниста подъемника) на выяснение причин отказа компрессора.

2. Бурильщик принимает меры по освобождению рабочего манифольда, буровых насосов, манифольдов ШН, водяных линий от жидкости. Для чего оставшимся в коммуникациях воздухом продувает рабочий манифольд. Направляет, помощников бурильщика на открытие всех кранов и заглушек, находящихся на линиях. Дает им задание слить промывочную жидкость с насосов ШН, отсоединить грязевый шланг. Направляет слесаря и электрика (или пом. бурильщика) для выяснения причин отказа компрессоров.

3.  Слесарь или пом. бурильщика, если причину неисправности устранить не удалось   и устранить своими силами нельзя, сообщает об этом бурильщику, буровому   мастеру,   начальнику   участка   и   вызывает   на   объект служб) механиков.

Бурильщик, при невозможности запуска компрессора разгружает бурильный инструмент на забой и дает указание помощникам бурильщика: принять меры по не замораживанию коммуникаций.

4.7. Аварийная остановка котла

1.   В аварийных случаях оператор котельной обязан  немедленно остановить котел и сообщить об этом бурильщику и буровому мастеру.

2.   Бурильщик   принимает   меры   по   не  замораживанию   всех   коммуникаций буровой. Для чего необходимо прекратить бурение

4.8. Выход из строя индикатора веса

1.   Не работает показывающий прибор или не работает верньер.

Бурильщик через электрика или пом. бурильщика извещает охрового мастера и начальника участка и вызывает специалиста по КИП и расхаживает бурильный инструмент (или поднимает), ориентируясь по пишущему прибору.

2.   Не работает полностью ГИВ.

Бурильщик через электрика или пом. бурильщика немедленно извещает бурового мастера, начальника участка и вызывает специалиста по КИП. Бурильщик принимает меры по предотвращению прихвата бурильной колонны. По мере возможности (небольшая глубина скважины, зенитный угол меньше 20 градусов, исправный и работоспособный ротор) бурильщик проворачивает бурильную компоновку на 6-8 оборотов через каждые 3 минуты с промывкой скважины. В случае резкой отдачи прекращает провороты, разгружает компоновку на забой на 1/3 веса инструмента и ставит нефтяную ванну из расчета на равновесие 100 м выше забоя скважины.                                                                                         

3.   Дальнейшие работы проводятся под руководством бурового мастера или мастера по сложным работам.

 

5. Основные обязанности при составлении ПЛВА в бурении и КРС.

5.1 Распределение обязанностей.                                                 

Ответственным руководителем работ по ликвидации аварий (начальником штаба) является главный инженер - 1-й заместитель генерального директора. Вмешиваться в действия руководителя работ по ликвидации аварий категорически запрещается.

До прибытия руководителя работ по ликвидации аварий, спасением людей и ликвидацией аварии руководит буровой мастер.

 

5.2. Обязанности бурильщика.

Сообщает об аварии мастеру. До прибытия на место работ мастера принимает меры по ликвидации аварии согласно оперативной части плана и по спасению людей. После прибытия мастера информирует его о положении дел на объекте и выполняет его распоряжения


5.3. Обязанности бурового мастера.

Буровой мастер обязан немедленно сообщить об аварии согласно схеме оповещения и оперативный сведений по аварийной скважине. После прибытия на объект ответственного руководителя работ поступает в его распоряжение.

5.4.Обязанности руководителя работ по ликвидации аварии.

Главный инженер - 1-й заместитель генерального директора, являясь ответственным руководителем работ по ликвидации аварий (начальником штаба) постоянно находится в штабе и руководит работой всех лиц и организаций, участвующих в ликвидации аварии. Совместно с ответственным исполнителем работ должен выяснить обстановку и выработать план по ликвидации аварии. Оперативный план подписывается руководителем и ответственным исполнителем работ. До, разработки оперативного плана имеет право давать промежуточные задания, выполнение которых обязательно для всех, участвующих в ликвидации аварии.

Ответственный руководитель работ принимает информацию о ходе аварийных работ, назначает и проверяет действия отдельных лиц в соответствии с оперативным планом.

5.5. Обязанности ответственного исполнителя работ по ликвидации аварии газовых и нефтяных фонтанов и ГНВП

Ответственным исполнителем работ по ликвидации аварии (заместителем начальника штаба) является командир Удмуртского военизированного отряда по предупреждению возникновения и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.   Его обязанности:

1.   Как правило, находиться на месте аварии

2. Обеспечивать безопасное ведение работ в соответствии с утвержденными планами ПЛВА.

3. Обеспечивать координацию и согласованность действий оперативных групп с персоналом, обслуживающим механизмы и другие технические средства.

4. В зависимости от обстановки может принимать решения, не предусмотренные планом ликвидации аварии.

5. Систематически информировать ответственного руководителя работ о ходе выполнения работ.

6. Ликвидация аварий

Составляется   акт  расследования   аварии,   приказ   о   расследовании аварии,   на   основании   которых   определяются   мероприятия   по   устранению аварии. В мероприятиях подробно описываются организационные, технические и материальные действия, устанавливаются сроки устранение последствий аварий и ответственные лица за исполнение.