Резбонарезной ловильный инструмент в бурении

Содержание

Введение            2

1 Аварии и осложнении при бурении общая характеристика    3

1.1 Учет  аварий           3

1.2 Классификация, учет и расследование аварий     4

1.3 Анализ аварийности при бурении       5

1.4Факторы, влияющие на устойчивость стенок скважины    7

2 Классификация осложнений в скважинах, способы их предупреждения и ликвидации             9

2.1 Способы ликвидации аварий и рекомендации по ликвидации аварий  10

2.2 Выбор эффективного метода        11

2.3 Инструменты  для  ликвидации аварий  и  осложнений    13

3 Резьбонарезные соединительные аварийные инструменты    13

3.1 Колокола           13

3.2 Метчики            14

Охрана труда и техника  безопасности       19

Заключение             24

Список использованной литературы        25

Введение

Сооружение скважины –  трудоемкий инженерно-технологический  процесс, нередко осложняющийся  различного рода авариями, которые  снижают производительность труда  и повышают себестоимость буровых  работ. На устранение аварии в год  тратится от 5 до 10 % рабочего времени. Часто  причинами списания скважин, не выполнивших  геологического задания, также являются аварии и осложнения.

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.

Следует помнить, что работы по ликвидации аварий трудоемкие; ошибки, допущенные при ликвидации аварий, ведут к возникновению новых, более сложных аварий, что приводит к потерям и непроизводительным затратам рабочего времени.

1 Аварии и осложнении при бурении.

      Называют  такие отклонения от нормального  хода работ, которые приводят  к преждевременному выходу из  строя части или всего оборудования (инструмента) и непроизводительному  простою скважины, в результате  нарушения технологического процесса  бурения. Аварии могут быть  с наземным оборудованием (с  буровой вышкой, станком, двигателем, насосом, талевой системой) и внутри  скважины. В результате аварии  может частично или полностью  выйти из строя оборудование  и инструмент; иногда аварии приводят  к потере скважины.

Осложнением при бурении  называют такую ненормальную ситуацию в скважине, при которой дальнейшая ее проходка становится невозможной, либо бурение продолжается, но резко снижается  его производительность.

Аварии и осложнения требуют  для их ликвидации больших затрат времени и средств, поэтому буровой  персонал должен знать причины возникновения  и основные мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий и осложнений при бурении скважин

1.1 Учет  аварий

Аварии всех видов разделяют  на две категории:

1) регистрируемые

2) учитываемые.

Регистрации подлежат все  аварии, независимо от времени, затраченного на их ликвидацию (включая внутриеменные аварии, длящиеся менее 8 ч); учитываются аварии, на ликвидацию которых затрачено более 8 ч.

Началом аварии считается  момент ее возникновения, хотя обнаружен  он может быть позже; концом аварии считается момент восстановления условий  для продолжения бурения. Если авария произошла во время ликвидации первоначально  возникшей аварии (осложнение аварии), она отдельно не учитывается, а время на ее ликвидацию суммируется со временем ликвидации первоначально возникшей аварии.

При возникновении аварии и невозможности ее ликвидировать  в течение одной смены бурильщик  сообщает об этом буровому мастеру  и производит первоочередные работы по ликвидации аварии и недопущению  ее усложнения. Буровой мастер ставит в известность об аварии главного инженера предприятия (партии, экспедиции) и производит работы по согласованию с  ними.

1.2 Классификация, учет и расследование аварий.

   Факторы, влияющие  на возникновение аварий, разделяются  на три группы:

природные (неблагоприятные  горно-геологические условия бурения);

технологические (несовершенство и различные нарушения технологии бурения);

организационно-технические (несовершенство организации буровых  работ; несовершенство и неправильное использование буровой техники).

Аварии, возникающие из-за неблагоприятных горно-геологических  условий бурения, зачастую весьма трудно отличать от осложнений при бурении.

По причинам возникновения  аварии разделяют на две группы (это  разделение обусловливает оплату труда  буровой бригады за время ликвидации аварии):

происшедшие по вине буровой  бригады;

аварии, не зависящие от буровой  бригады.

По степени тяжести  аварии делятся на простые и сложные, однако нередки случаи, когда во время ликвидации простой аварии она может превратиться в сложную.

По характеру возникновения  аварии классифицируются на следующие  виды:

с колонной бурильных труб (оставление в скважине бурильных  колонн или их частей из-за поломок  в теле или в соединительных элементах  бурильных, ведущих и утяжеленных  труб; падение в скважину элементов  бурильных колонн; нередки случаи аварий с колоннами бурильных  труб как следствие ликвидации аварий других видов, например, прихватов);

в результате прихвата бурильной  колонны (это аварии, при которых  полностью теряется возможность  спуска или подъема бурильной  колонны; вызываются прилипанием бурильных  труб к стенкам скважины, заклиниванием  породоразрушающего инструмента, колонковых или бурильных труб, возникновением сальников в скважине, обвалами и осыпаниями стенок скважин, прижогами бурового инструмента, затяжкой бурильной колонны);

с обсадными трубами (разъединение по резьбовым или сварным соединениям  спускаемых или уже спущенных  обсадных труб; разрыв труб по телу; падение  обсадных труб в скважину; смятие и  протирание обсадных труб; прихваты обсадных колонн при спуске и подъеме; отвинчивание и обрыв башмаков);

с буровыми коронками и  долотами (прижоги или оставление в скважине коронок, долот);

при скважинных работах (обрыв  и оставление в скважине различных  скважинных приборов, троса или каротажного  кабеля);

падение посторонних предметов  в скважину;

оставление керна в  скважине.

1.3 Анализ аварийности при бурении

    При геологоразведочных  работах все еще высок процент  времени, затрачиваемый на ликвидацию  различного вида аварий, возникающих  в процессе бурения: так, по  данным оценки технико-экономических  показателей колонкового бурения, проведенной ВИТРом, общее время непроизводительных затрат на ликвидацию аварий по геологоразведочной отрасли составляет 4,5%.

Затраты времени на ликвидацию обрывов в зависимости от глубины  скважины

Распределение аварий при  бурении 

Анализ распределения  общего числа аварий при геологоразведочном бурении по отдельным видам показывает, что на долю обрывов бурового снаряда  и прихватов колонкового набора приходится 70,8% всех аварий.   Для  практических целей наибольший интерес  представляют затраты времени на ликвидацию обрывов в зависимости  от глубины скважины

Причины обрывов бурового снаряда 

   Анализ причин  обрывов бурового снаряда показывает, что все их многообразие сводится  к следующим группам:

а) геологические:  повышенная кавернозность стенок скважины; прилипание бурового инструмента, вывалы породы;

б) технические: применение изношенного бурового инструмента; низкое качество изготовления резьбовых  соединений;

в) технологические: превышение предельных крутящих моментов; повышенное искривление скважины; потери промывочной  жидкости;

г) организационные: неудовлетворительное материально-техническое снабжение; недостаточный контроль за состоянием бурового инструмента.

Влияние перечисленных причин существенно сказывается на уровне аварийности, особенно при бурении  глубоких интервалов скважин, поэтому  мероприятия по предупреждению и  ликвидации аварий являются существенно важными для обеспечения максимальной производительности бурения.

1.4 Факторы, влияющие на устойчивость стенок скважины.

Целостность стенок скважины

Целостность (устойчивость) стенок скважины зависит от следующих  факторов:

Геологических:

напряженного состояния  пород в нетронутом массиве;

строения, структурных связей и литофациальных особенностей горных пород;

физико-механических свойств, в том числе пористости, проницаемости, влажности, прочностных и пластических характеристик горных пород;

содержания флюида (пластовых  вод, газа, нефти);

характера и условий залегания  пород (угла напластования, степени  дефектности, неоднородности, трещиноватости, слоистости, перемятости);

наличия других геологических  факторов (тектонических сил; нарушений; аномально высоких пластовых  давлений, приводящих к выбросам и  горным ударам).

Технико-технологических:

параметров промывочной  жидкости и ее физико-химической активности по отношению к горным породам, в  том числе: плотности, от которой  зависит противодавление на стенки скважины;

вязкости и водоотдачи, от которых зависят гидроразрыв и удерживающее усилие;

фильтрации;

коркообразования;

набухаемости и размокания пород;

темпа и качества регулирования  свойств промывочной жидкости;

скорости циркуляции промывочных  жидкостей и числа интенсивных  длительных промывок, ускоряющих эрозионный процесс разрушения горных пород;

гидродинамического и  температурного режимов (амплитуды  и частоты колебаний гидродинамического давления и изменений температуры  на стенках скважины);

механических воздействий  режущих и изогнутых частей бурового снаряда при спуско-подъемных операциях и бурении;

проработки ствола;

способа бурения;

компоновки инструмента;

типа породоразрушающего инструмента, от которого зависит эффект поршневания при спуско-подъемных операциях;

расположения ствола относительно разбуриваемого массива;

продолжительности бурения (времени нахождения пород в незакрепленном состоянии).

Организационных:

технической оснащенности;

культуры на буровой;

инженерно-технической подготовленности бурового мастера и бригады;

правильного выбора профилактических мероприятий и способа ликвидации начавшихся осложнений;

состояния контроля за технологическим процессом бурения скважины;

климатических условий.

Одновременное действие всей совокупности факторов, определяющих устойчивость стенок бурящейся скважины, маловероятно. В каждом конкретном случае для определения наиболее правильных мер и форм борьбы с  потерей устойчивости ствола необходимо установить вид, число и первостепенность воздействия этих  факторов. 
 

2 Классификация осложнений в скважинах, способы их предупреждения и ликвидации

2.1 Способы ликвидации аварий и рекомендации по ликвидации аварий

Общие рекомендации по ликвидации аварий изложены по принципу - от более  простых к более сложным. В каждом конкретном случае следует

внимательно разобраться  в схеме аварии, ее причине, возможных  осложнениях;

составить на основании этих данных подробный план ликвидации аварии;

при аварийных работах  следует систематически контролировать их ход, при необходимости своевременно вносить коррективы.

Следует помнить, что работы по ликвидации аварий трудоемкие; ошибки, допущенные при ликвидации аварий, ведут к возникновению новых, более сложных аварий, что приводит к потерям и непроизводительным затратам рабочего времени.

Расследование аварий

   При расследовании  аварии устанавливают причины,  приведшие к аварии, виновников  аварии, намечают мероприятия по  ликвидации данной аварии и  по предупреждению подобных аварий  в дальнейшем. На ликвидацию сложной  аварии составляется план, в котором  предусматривают: мероприятия по  ликвидации аварии; сроки проведения  работ, мероприятия для предотвращения  несчастных случаев и осложнений; работника, ответственного за  исполнение плана работ по  ликвидации аварии.

Материалы по аварии рекомендуется  систематически обобщать, анализировать  и на их основе разрабатывать мероприятия  по предотвращению аварий в конкретных условиях.

2.2 Выбор эффективного метода

Обрывы, развертывания и  падения инструмента часто сопровождаются прихватами или предшествуют им. Прихват  бурильной колонны и, одновременно, её обрыв являются сложной аварией, требующей огромных затрат времени  и средств на ликвидацию. С ростом глубин бурения технических скважин  сложность и тяжесть прихватов, а также процесса их ликвидации непрерывно возрастают. Значительно повышаются затраты на вспомогательные операции, связанные с предупреждением  и ликвидацией прихватов, а также  предшествующих им осложнений [6].

Разработка и внедрение  эффективных методов и технических  средств предупреждения и ликвидации подобных аварий являются одной из актуальных проблем бурения технических скважин.

Создание комплекса устройств, состоящего из наружной освобождающейся труболовки и гидроударника позволит сократить время на ликвидацию аварии. Поскольку данный комплекс осуществляет одновременно захват колонны за оборванную часть трубы и, удерживая её, передаёт динамические нагрузки, способствующие ликвидации прихвата. Так как обрыв зачастую происходит вдоль тела трубы или с образованием неровностей на её верхнем торце, то применение именно труболовки позволяет захватить и извлечь колонну. Способность труболовки освобождаться от оборванной колонны, когда прихват ликвидировать не удалось, является также большим преимуществом данного комплекса. Т.к. аварийный инструмент извлекается на поверхность, а не остаётся в скважине.

Методика ликвидации аварий

Организация труда при ликвидации аварий. Аварию важно своевременно обнаружить, чтобы предупредить ее осложнение. Поэтому бурильщик обязан внимательно следить за всем ходом технологического процесса, показаниями контрольно-измерительных приборов и циркуляцией промывочной жидкости, знать состав, размеры и техническое состояние бурового снаряда, конструкцию скважины и геолого-технические условия бурения.

Если авария произошла, необходимо определить тип и вид ее, точное место (глубину), вероятную причину, положение верхнего конца оставленной  части труб относительно оси скважины, возможность восстановления циркуляции промывочной жидкости, общее состояние  скважины и особенно в месте аварии (наличие зон осложнений, интервалы  искривлений, физико-механические свойства пород, где произошла авария, наличие  шлама и т. д.).

Все эти вопросы можно  выяснить по фактическим данным, полученным при подъеме бурового снаряда  и по буровому журналу. Поэтому в  буровом журнале должны точно  отражаться технические данные о  скважине и буровом снаряде, его  размеры, состав, качество промывочной  жидкости, встречаемые осложнения, режим бурения. Целесообразно раз  в неделю производить контрольный  замер глубины скважины.

О возникновении аварии бурильщик  обязан сообщить буровому мастеру, начальнику смены пли диспетчеру, а последние  должны доложить об этом главному инженеру.

Если авария простая, бурильщику надлежит немедленно приступить к ее устранению или принятию мер по предотвращению осложнения. Положительные результаты во многом зависят от быстроты ликвидации аварии.

Ликвидацию сложной аварии следует начинать только после конкретного  и всестороннего ее исследования, экономического обоснования и составления  плана, утверждаемого главным инженером  экспедиции. Неправильный выбор метода и технических средств приводит к осложнению аварии.

До начала ликвидации аварии необходимо проверить исправность  станка, вышки, талевой системы, спуско-подъемных инструментов и КИП, а также провести инструктаж по безопасным методам работы. Работы по ликвидации аварий должны проводиться под руководством опытных высококвалифицированных специалистов.

В геологоразведочной организации  необходимо вести непрерывный сбор, анализ и оценку статистических данных о затратах времени и средств  по каждому методу ликвидации аварий. В дальнейшем эти материалы могут послужить исходными данными для разработки на ЭВМ планов ликвидации аварий при минимальных затратах.

2.3 Инструменты  для  ликвидации аварий  и  осложнений

Аварии при бурении  можно рассматривать как непредвиденное прекращение углубки скважины, вызванное нарушением нормального состояния бурового инструмента (обрывы, падения инструмента в скважину, прижоги коронки и др.). Осложнения же в бурении обычно связывают с изменением состояния скважины (обвалы стенок, пучение пород, прихваты инструмента, образование желобов в скважине и др.).

3 Резьбонарезные соединительные аварийные инструменты

К аварийным резьбонарезным соединительным инструментам относятся  простейшие инструменты - колокола и  метчики. Их достоинствами являются простота, надежность и прочность. Все  резьбонарезные инструменты выпускаются  как с правыми, так и с левыми резьбами. При заказе инструментов с левым направлением резьбы в конце полного шифра добавляется буква «Л».

3.1 Колокола

Колокола представляют собой  резьбонарезной инструмент трубчатой  конструкции, предназначенный для  нарезания новой или исправления  имеющейся наружной резьбы на поверхности  труб. Колокола выпускаются двух основных типов. Тип «К» предназначен для  соединения с верхним торцом аварийной  трубы. Тип «КС» (колокола сквозные) предназначен для нарезания наружной резьбы и соединения с ближайшим  от торца утолщением (муфтой, замком и т.п.). Кроме того колокола могут  различаться по виду ствола скважины (обсаженной эксплуатационными колоннами  или нет), в которой они используются. К буквенному шифру колокола, предназначенному для использования в эксплуатационной колонне, добавляется буква «Э». За буквой «Э» в шифре колоколов  этого типа указывается число, определяющее наибольший диаметр ловильной резьбы, затем число, указывающее условный диаметр эксплуатационной колонны, для работы в которой предназначен инструмент.

 Рисунок 12.2.1. Колокол

Примеры обозначения: Колокол  правый с максимальным диаметром  ловильной резьбы 125 мм и минимальным диаметром ловильной резьбы 103 мм:         К 125-103

Колокол правый с максимальным диаметром ловильной резьбы 68 мм для работ в эксплуатационной колонне диаметром 114 мм:                   К 68-114

Колокол левый сквозной с  максимальным диаметром ловильной резьбы 100 мм: КСБ-100Л

3.2 Метчики

Метчики представляют собой  резьбонарезной инструмент для нарезания  внутренней резьбы в утолщенной части  труб и соединительных элементах, например, в замках (типа МБУ и МЭУ) или  исправления имеющейся, но нарушенной резьбы в муфтовых частях (типа МСЗ  и МЭС).

В шифрах метчиков универсальных (МБУ, МЭУ) за буквенным обозначением следует два числа, первое из которых  указывает наименьший диаметр ловильной резьбы, а второе - наибольший диаметр ловильной резьбы.

В шифре метчиков специальных (МСЗ и МЭС) указывается размер ловильной резьбы, соответствующий стандартным соединительным резьбам по ГОСТ 5286-75 (для МСЗ) или ГОСТ 633-80 (для МЭС).

Рисунок 12.2.2. Метчик типа МБУ, МЭУ

Рисунок 12.2.3. Метчик типа МСЗ, МЭС

Пример обозначения: Метчик универсальный с наименьшим диаметром  ловильной резьбы 36 мм и максимальным диаметром резьбы 60 мм: МЭУ 36-60, то же, левый: МЭУ 36-60Л.

Технические характеристики:

- минимальный диаметр: 78

- максимальный диаметр: 100

- максимальный: 100

- минимальный: 78

- к колонне труб: 3-88 ГОСТ 28487-90

- к направляющей: В114 ГОСТ 633-80

Технические условия: ТУ-26-16-284-90

 Назначение: Инструмент  для наружного захвата. 

 Колокол - резьбонарезной  инструмент трубчатой конструкции,  предназначенный для нарезания  новой или исправления имеющейся  резьбы на наружной поверхности труб. Используется для соединения с верхним торцом аварийной резьбы.

 Диаметр наружный, мм: 122

 Диаметр внутренний, мм: 56

 Тип резьбы: правая

 Описание: Колокол ловильный представляет собой резьбонарезной инструмент трубчатой конструк-ции и предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб пу-тем врезания навинчиванием на их наружную

 Резьба присоединительная  по ГОСТ 28487-90: 3-88

 Нагрузка осевая, допустимая, кН: 850

 Диаметр захватываемых  труб, мм: 146

 Масса, кг: 25.5

Охрана труда  и техника безопасности

К социальным требованиям  относятся безопасность работы, легкость управления и обеспечения нормальных условий труда для обслуживающего персонала. Социальные требования должны рассматриваться как обязательные вследствие того, что условия работы относятся к тяжелым и опасным.

Конструкция ВСП-1200, монтаж и эксплуатация должны соответствовать  «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и  требованиям ГОСТ 12.2.088-93, а также  обеспечивать:

пожаро- и взрывобезопасность;

уровень акустического давления на рабочих местах при работе ВСП-1200

не более 85 дБ;

параметры вибрации на месте  оператора не должны превышать значений, указанных в ГОСТ 12.2.019-86.

 Меры безопасности

6.1. К работам по монтажу  изделия на буровой установке  должны

допускаться лица, знакомые с устройством изделия и прошедшие  инструктаж по технике безопасности.

6.2. Все работы по монтажу  изделия на мачте буровой установки  должны выполняться монтажниками, экипированными в соответствии  с погодой и данным видом  работ и оснащенными защитными  касками, предохранительными поясами  и системами безопасного подъема  на мачту.

При выполнении наиболее опасных  операций монтажники должны фиксироваться  в месте их проведения фалом индивидуального предохранительного пояса за элементы конструкции мачты.

6.3. При подъеме и перемещении  секций направляющей балки и  других элементов конструкции  с большой массой использовать  только предусмотренные места  строповки.

Металлоконструкции изделия, а также все электрооборудование  на нем должны быть надежно заземлены.

6.5.При монтаже изделия  на буровой установке следует  соблюдать «Правила безопасности  в нефтяной и газовой промышленности»,  а также правила. Срочность  работ и любые другие причины  не являются основанием для  несоблюдения мер безопасности.

Общие указания

6.2.1 ПВЭГ-1200 – изделие,  изготовленное по высокому классу  точности. Абразивная пыль, грязь,  вода и прочие инородные вещества  внутри системы недопустимы: они  могут привести к дополнительному  износу или поломке.

Следите за тем, чтобы рабочая  жидкость и гидросистема не загрязнялись, особенно рукава и соединения. Не разъединяйте без необходимости самоуплотняющиеся и быстроразъемные гидравлические муфты.

Не кладите и не роняйте  тяжелые или острые предметы на гидрорукава. Рукава должны храниться на барабанах или на полках, когда не используются.

Внимательно проверяйте, чтобы  гидросистема не имела влаги, конденсата или воды в рабочей жидкости. Это особенно важно в холодном климате, так как приводит к замерзанию и повреждению узлов. Не запускайте узлы верхнего привода, если установка не была подготовлена к запуску в холодную погоду. Подготовка к холодной погоде включает замену обычного гидравлического масла в гидросистеме на специально предназначенное для работы в холодных условиях и проверку на наличие влаги в гидросистеме.

Не используйте блок питания  гидросистемы, если он отчетливо вибрирует. Вибрация происходит от нарушения центровки или плохой опоры блока питания. В случае необычной вибрации, выключите установку и, перед возобновлением операций, найдите и устраните причину вибрации.

6.2.2. Для поддержания работоспособности  изделия и обеспечения его  максимального срока службы установлены  следующие виды технического  обслуживания (ТО) изделия и его  составных частей:

- ежесменно (ТО «Смена»);

- после первых 100 операционных  часов (ТО «100»);

после каждых 500 операционных часов с начала эксплуатации (ТО «500»);

после каждых 2000 операционных часов с начала эксплуатации (ТО «2000»). ТО «2000» включает все виды работ, проводимых при ТО «500», поэтому  ТО «500» в это время не проводят;

- перед началом бурения  каждой новой скважины (ТО «Скважина»);

- два раза в год при  подготовке к зимнему и летнему  сезонам (ТО «Сезон»).

В скобках приведены условные обозначения видов ТО.

6.2.3. Проведение видов  технического обслуживания, определяемых  определенными часами наработок,  имеет следующую последовательность (в часах): 100, 500, и т.д.

6.2.4. Работы по ТО «Скважина»  и ТО «Сезон» допускается совмещать  с ТО «500» и ТО «2000», если  даты их проведения совпадают  или достаточно близки. Объем  работ, проводимых в этом случае  должен охватывать объем работ  обоих совмещаемых видов ТО.