Авария связанная с потерей подвижности (прихват) колонны труб спущенной в скважину

   (12) 

где   k – запас прочности, который при расчетах, связанных с освобождением прихваченной бурильной колонны, можно принимать в пределах 1,3 – 1,2, а иногда и ниже.

       δ_т – предел текучести

       F - 38,7 см² – площадь поперечного сечения тела 140-мм бурильных труб с    δ = 8 мм; 
 

Подставляя  числовые значения в формулу (12) определяем допустимое натяжение при рассхаживании бурильной колонны 

 
 
 
 
 
 
 

2.5.3 РАСЧЕТ ДОПУСТИМОГО ЧИСЛА ПОВОРОТОВ ПРИХВАЧЕНОЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 

       Допустимое число поворотов прихваченной бурильной колонны (при ее отбивке ротором), необходимое для ее освобождения, если диаметр колонны с высаженными внутрь концами равен 114 мм, глубина прихвата L _н.п. = 2500 м. Материал труб – сталь группы прочности Д; δ = 10 мм, натяжение бурильной колонны Q_доп. = 0,5 МН; запас прочности, связанный с освобождением прихваченной бурильной колонны, k = 1,3. 
 

, 

где: L _н.п. – длина неприхваченой части бурильной колонны, м;

        D – наружный диаметр бурильных труб, м;

       δ_т – предел текучести материала труб, МПа;

        δ_р – напряжение растяжения, МПа.

,    (14) 

где: F = 32.8 см² – площадь поперечного сечения тела трубы. 

       Q_доп. – допустимое натяжение бурильной колонны. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.1 КЛАССИФИКАЦИЯ АВАРИЙ  ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ  БУРЕНИИ

      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.

      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.

      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.

      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.

       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. 
 
 

2.2 ВИДЫ ПРИХВАТОВ,  ВОЗНИКАЮЩИХ

ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

1. Прилипание бурильной колонны к стенке скважины

      Этот вид прихвата происходит под действием перепада давления, в результате которого избыточное давление прижимает бурильную колону к стенке скважины. При  наличии на стенке глинистой корки трубы вдавливаются в нее. Трубы прилипают на участке залегания проницаемых пород и тогда, когда возникающие в стволе скважины силы трения превышают действующие на бурильную колонну нормальные силы и тем  самым исключают перемещение колонны в любую сторону. 

      Признаками прилипания в начальной стадии его возникновения служат увеличение крутящего момента бурильной колонны и силы сопротивления  ее осевым перемещениям, поэтому указанные параметры необходимо регистрировать и постоянно наблюдать за их изменениями. Прилипание отличается  от других групп прихватов неизменяющимся характером циркуляции бурового раствора и отсутствием признаков перемещения и вращения прихваченной части колонны. Прилипает, как правило, бурильная  колонная, находящаяся в неподвижном состоянии.

      На степень прилипания влияют: время нахождения бурильной  колонны в скважине без движения; перепад между пластовым и гидростатическим давлением; состояние глинистой корки (толщина, прочность и т.д.); площадь соприкосновения бурильной колонны со стенкой скважины; проницаемость пород; сила трения между элементами скважины; температура в зоне прихвата.

       К прилипаниям бурильной колонны под действием перепада давления приводит бурение на буровом растворе, параметры которого не отвечают требованиям проекта (завышена вязкость, плотность, фильтрация, малое содержание противоприхватных добавок – нефти, ПАВ и т.д.).

       
 
 

2.2.2 Заклинивание  колонн  трубы

      Эта группа прихватов является преобладающей особенно в суженной части ствола, в зонах желобных выработок, а также при заклинивании  посторонним предметам и шламом.

      Заклинивания долот и элементов бурильной колонны в суженной части ствола скважины наиболее распространены в призабойной зоне. Так, в последние годы в скважинах, пробуренных на предприятиях Украины, у забоя и в 20м от него произошло около 58% всех заклиниваний. В основном аварии этой группы приурочены к зонам сужения в твердых породах и к нерасширенным участкам ствола, которые бурились очень быстро. При разборе причин таких аварий выясняется, что перед началом бурения не учитывался характер сработки и условия работы предыдущего долота. Часто заклинивания случаются при спуске без проработки ствола алмазного, лопастного или четырехшарошечного долота после трехшарошечного. Нередки случаи заклинивания бурильной колонны при увеличении жесткости ее низа. При разбуривании хемогенных толщ очень часто бурильная колонна оказывается прихваченной в результате сужения ствола скважины, вызванного текучестью каменных солей. Наличие гипсовых пропластков в разрезе некоторых месторождений также может вызвать прихват.

       Заклинивания широко распространены при расширении стволов скважин, где, как правило, трудно поддержать необходимый режим, особенно на больших глубинах. Неправильные действия бурильщика порой усложняют заклинивание. В основном заклиненная при спуске колонна останавливается так, что муфта верхней трубы выступает над ротором на несколько метров. В таких  случаях колонну поднимают до следующей муфты, отвинчивают и присоединяют ведущую трубу для последующей промывки и проработки интервала остановки колонны. Однако подъем бурильной колонны до муфты часто приводит к неполному извлечению колонны из зоны сужения. При движении в зоне сужения колонна останавливается не в начале участка ее, а обычно далеко зайдя в него, иногда до 30м, поэтому приподъем колонны на     

3-8м  до муфты недостаточен для  того, чтобы вывести ее из зоны  сужения. Восстановление циркуляции при этом ведет к уплотнению осыпавшихся пород вокруг колонны и к усложнению аварии. Поэтому при заклинивании целесообразно бурильную колонну поднимать не менее чем на свечу и начинать проработку на 12 – 15м выше места посадки.

       Следует отметить, что бурение с эксцентричными переводниками, или с шламометаллоуловителями значительно снижает число залиниваний колонн.

      В последние годы растет число заклиниваний в желобных выработках ствола, развитие которых во времени не контролировалось. Заклиниванию в желобах способствует бурение скважин бурильными колоннами с недостаточной жесткостью низа, что, в свою очередь, приводит к интенсивному набору кривизны и изменениям азимута. Желоба вырабатываются при движении бурильной колонны по стенке скважины, где открытый ствол, как правило, не менее 500 – 700м. На увеличение желоба влияют способ бурения, масса бурильной колонны, кривизна скважины, число спускоподъемов бурильной колонны и крепость пород. Ширина желоба обычно равна диаметру замка. В равных условиях при роторном бурении  образуется более глубокий желоб, чем при турбинном.  К росту желоба приводит увеличение массы бурильной колонны, число спускоподъемов, меньшая твердость пород в месте образования желоба.

      Заклинивание бурильных колонн шламом происходит при бурении с низкой скоростью восходящего потока промывочной жидкости. При этом осыпающиеся и разбуренные частицы пород оседают вокруг бурильной колонны и заклинивают ее.

      Причинами нарушения режима  промывки скважины нередко являются негерметичность резьбовых  соединений; наличие трещин в трубах; плохая работа буровых насосов. Возникновению аварии также способствует эксплуатация бурильных труб без их опрессовки.

      При спуске бурильных труб  с большой скоростью в искривленном интервале, а также в перемятых породах или в зонах сужения ствола замками и  
 

трубами сбиваются куски породы, которые, падая, заклинивают трубы.

      Эти  заклинивания происходят в период спускоподъемных операций, когда кольцевое пространство скважины не перекрыто приспособлением для предупреждения попадания в нее посторонних предметов. 

2.2.3. Прихват бурильной колонны обвалившимися