Страница 3: ДНАОП 1.1.23-5.03-91. Инструкция по предупреждению основных видов аварий и выбору методов их ликвидации при бурении скважин предприятиями ПО «Укргазпром» (43729)

Рекомендуемые соотношения размеров долот, УБТ и бурильных труб указаны в таблице 1.5.

1.22. В компоновку бурильной колонны при роторном бурении следует включать УБТ, вес которых (в воздухе) должен на 15% превышать нагрузку на долото.

В КНБК рекомендуется включать надполотный комплект из труб ТБВК группы прочности Д с толщиной стенки 10-11 мм длиной 250-300 метров, а также противоприхватные опоры, ясс ударный и разъединительный переводники.

В интервалах резких изменений кривизны ствола или азимута, а также в интервалах набора кривизны в наклонно-направленных скважинах бурильную колонну следует комплектовать из труб повышенной прочности и вести учет их работы в данном интервале. Следует производить более частый (по указанию технологической службы УБР) контроль дефектоскопией, опрессовкой, визуальным осмотром и обмером, а также замену труб в интервалах резких перегибов ствола.

1.23. Эксплуатация бурильной колонны должна осуществляться при:

• строго горизонтальном положении ствола ротора;
• тщательно отцентрированной вышке, соосности ротора и устья скважины;
• исправных спуско-подъемных инструментах (АКБ, ПБК, ПКР, элеваторы, штропы) и контрольно-измерительных приборах (ГИВ, манометры, амперметры, моментомеры)

1.24. При появлении признаков аварии с бурильной колонной (падение давления в нагнетательной линии, изменение массы бурильной колонны по индикатору веса, снижение температуры выходящего из скважины бурового раствора, уменьшение момента вращения по моментомеру) следует приподнять бурильную колонну на длину ведущей трубы с постоянным расхаживанием и проверить работу насосов.

При нормальной подаче бурового раствора необходимо немедленно приступить к подъему бурильной колонны без вращения ее ротором с одновременным осмотром всех труб и проверкой состояния их замковых соединений. Указанные работы являются аварийными и их следует проводить под руководством бурового мастера или другого ответственного ИТР.

1.25. В процессе бурения и при промывках производить замер и регистрацию температуры бурового раствора через каждый час промывки. Понижение температуры при постоянной производительности указывает на негерметичность бурильной колонны.

1.26. В процессе выполнения в скважине работ по ликвидации осложнений или аварий максимальная растягивающая нагрузка не должна превышать 80% нагрузки, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести. Прочностные характеристики бурильных труб приведены в приложении 1.

1.27. Независимо от степени износа резьб следует произвести замену элементов бурильной колонны, если срок их работы в скважине (механическое бурение и проработка) превысит время указанное в таблице 1.6.

Таблица 1.5.

Рекомендуемые компоновки бурильных колонн.

"

рии с шарошечными долотами.

6. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ С ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

6.1. Если при работе турбобуром произошел срыв замковой резьбы его верхнего переводника, соединяющего турбобур с бурильной колонной, то для ликвидации аварии необходимо спустить один из следующие ловильных инструментов: метчик-калибр, новый замковый ниппель или труболовку.

6.2. Если работы, указанные в п. 6.1. оказались безрезультатными, то необходимо для соединения с валом турбобура и ликвидации аварии спустить ловильный инструмент с центрирующим приспособлением (метчик-калибр, труболовку, ловитель и др.).

6.3. Примерьте резьбы, соединяющей верхний переводник о корпусом турбобура или переводника, соединяющего корпус секций его между собой, необходимо для ликвидации аварии спустить резьбовой калибр, новый переводник или трубную ловушку (обсадная труба с прорезями и вмятинами), если позволяет диаметр скважины.

6.4. При отвинчивании ниппеля или срыва его резьбы аварию следует ликвидировать при помощи гладкого колокола или ловителя путем захвата за гайку вала турбобура или трубной ловушкой с вмятинами за верхнюю часть вала трубобура в сборе.

6.5. Если произошел слом вала турбобура по сечению промывочных отверстий и в скважине осталось долото, переводник и нижняя часть вала, то для ликвидации такой аварии следует применить метчик с центрирующим приспособленной, гладкий метчик или колокол.

6.6. При сломе корпуса турбобура ликвидацию аварии следует производить методом захвата за верхний конец вала турбобура укороченным колоколом или калибр-колоколом, имеющим тот же диаметр, что и конец вала турбобура, и аналогичную резьбу.

При безрезультатных работах укороченным колоколом или калибр-колоколом следует при сломе корпуса трубобура спустить трубною ловушку с вмятинами по телу для заклинивания в ней турбобура. Диаметр обсадной трубы в этом случае должен быть на 5-8 мм меньше диаметра корпуса турбобура. На нижнем торце трубной ловушки с вмятинами следует устанавливать направляющую воронку или же развальцевать на 15-20 мм торец трубы.

6.7. Если при бурении турбобуром произошло отвинчивание гайки и контргайки, и в скважине остался вал турбобура, то для ликвидации аварии следует применить ловитель или колокол.

6.8. Если ловильные работы по ликвидации аварии с турбобуром не дали положительного результата, следует произвести технико-экономическое обоснование на прекращение ловильных работ и целесообразность установки цементного моста и забуривания нового ствола.

7. ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЧИХ ВИДОВ АВАРИЙ

7.1. Ликвидация аварий, связанных с неисправностями бурового оборудования.

7.1.1.Если произошла авария из-за неисправности бурового оборудования вследствие выхода из строя одного или нескольких основных узлов буровой установки в процессе бурения, что приводит к длительным задержкам буровых работ, то необходимо принять меры по предотвращению прихвата бурильной колонны.

7.1.2. При падении или повреждении буровой вышки, выходе из строя буровой лебедки, силового привода, буровых насосов, талевой системы необходимо соответственно:

- если поломана буровая вышка, то для недопущения прихвата находящейся в скважине бурильной колонны, следует принять срочные меры по восстановлению нагнетательной системы и промывки скважины;

- если нагнетательная система не может быть быстро восстановлена, следует промыть скважину при помощи цементировочных агрегатов;

- если промывка скважины осуществляется глинистым раствором, то в раствор следует ввести 10-15 % нефти;

- если вышла из строя буровая лебедка, то следует бурильную колонну поднять от забоя на несколько метров с помощью поврежденной лебедки, соблюдая меры предосторожности, или при помощи тракторов, проворачивая лебедку ротором, вести промывку через забой, спуская ее на 5-10 см через каждый час. Работы по подъему бурильной колонны с помощью трактора необходимо проводить под руководством ответственного ИТР, соблюдая правила техники безопасности;

- если выходит из строя силовой привод, необходимо приподнять колонну от забоя при помощи аварийного привода или тракторов;

- если выходят из строя буровые насосы, то необходимо поднять бурильную колонну в башмак промежуточной колонны в безопасный интервал ствола скважины или полностью;

- при выходе из строя талевой системы, во избежание прихвата бурильной колонны проводить те же меры, что и при падении или поломке буровой вышки.

7.2. Если в скважину упал посторонний предмет, то для ликвидации такой аварии необходимо:

- с помощью геофизических приборов установить местонахождение металла;

- сбить его на забой;

- установить геометрические размеры, форму, вес предмета и соответственно им подобранный ловильный инструмент.

В большинстве случаев для извлечения посторонних предметов рекомендуется использовать магнитные фрезеры, пауки и др. инструменты.

7.2.1. Если упавший предмет ( клин ПКР, роторный клин, челюсть АБК) не может быть извлечен магнитным фрезером, то необходимо его измельчить путем взрыва аккумуляторных торпед или работы торцевыми фрезерами в сочетании с металлоуловителями в компоновке низа. Затем последующими спусками магнитного фрезера следует очистить забой от металла.

7.2.2. Если упавший в скважину металлический предмет не обнаружен в забое, необходимо определить глубину нахождения металла геофизическим методом, проработать открытую часть ствола скважины эксцентричным долотом , сбить предмет на забой, а затем извлечь его магнитным фрезером или пауком.

7.3. При ликвидации аварии, допущенной при испытании скважины испытателем пластов в процессе бурения, необходимо составить специальный план работ, строго выполнять его под руководством ответственного ИТР УБР или ЦИТС.

7.4. Если при спуско-подъемных операциях насосно-компрессорных труб допущено их падение, то ликвидацию аварии необходимо начать в следующей последовательности:

- необходимо установить местонахождение аварийных НКТ, уточнить состояние верхнего их торца (муфты, ниппель или тело трубы) и расположение его по отношению к оси скважины;

- опустить в скважину печать;

- выбрать ловильный инструмент (метчик, колокол, ловитель или труболовку);

• при эксцентричном расположении торца колонны насосно-компрессорных труб ловильный инструмент следует спускать с центрирующим приспособлением или изогнутой бурильной трубе;

- при допуске ловильного инструмента м соединение его с торцом аварийных НКТ следует приступить к подъему колонны НКГ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ