Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Осложнения и Аварии при Бурении Нефтяных и Газовых Скважин

	Глава АВАРИИ Q              В БУРЕНИИ
	Для предупреждения и ликвидации осложне­ний и аварий необходима единая система классификации, расследования и учета аварий, возникающих при бурении скважин. В практике бурения используются "Инструкция по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ" и «Инструкция по расследованию аварий, не повлекших за собой несчастных случаев на под­контрольных Госгортехнадзору предприятиях и объектах».
	8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ, ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО УЧЕТУ, ЛИКВИДАЦИИ И ПРОФИЛАКТИКЕ АВАРИЙ Аварией считается нарушение непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испыта­ния) скважины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных проектом. Аварии происходят из-за поломки, оставления или падения в сква­жину элементов обсадных или бурильных колонн, из-за не­удачного цементирования обсадных колонн, прихвата, от­крытого фонтанирования и падения в скважину различных предметов. Нарушения непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) скважины при соблю­дении технического проекта и правил ведения буровых ра­бот, вызванные явлениями горно-геологического характера, такие как поглощение, нефтегазопроявление, выбросы, осы­пи, обвалы, желобные выработки, искривление ствола и дру­гие, а также последствия стихийных бедствий в отличие от аварий называют осложнениями. Классификация - это распределение аварий по различным принципам и группам, предусматривающее выделение общих 480

	и частных подразделений. Классификацию используют для разработки мер профилактики, а также выбора способа и технических средств ликвидации аварий. По степени тяжести последствий для производства аварии делятся на две группы: простые и сложные. К сложным от­носятся аварии, ликвидация которых длится более 3-5 сут, а также вызвавшие закрытие скважины или существенное из­менение ее глубины, пространственного положения и конст­рукции. Единого критерия для разграничения аварий на простые и сложные не существует. На практике показатель тяжести аварии определяют методом экспертной оценки технического состояния скважины, а также положением и целостностью оставленных в скважине устройств (буровой снаряд, обсад­ные трубы, гидрогеологические и геофизические приборы). В зависимости от вины исполнителя работ, определяющей порядок и размер оплаты труда за время проведения ликви­дационных работ, аварии подразделяются на две группы. 1.  Аварии, происшедшие по вине исполнителя трудового процесса, т.е. возникшие по субъективным причинам. К ним относятся аварии, которые произошли по вине исполнителя (самонадеянность или небрежность). Самонадеянность харак­теризуется тем, что обязанное лицо предвидит возможность возникновения аварии в скважине, но легкомысленно, безос­новательно надеется ее предотвратить. Вина в форме не­брежности означает, что обязанное лицо не знало о возмож­ности неблагоприятных последствий своих действий, но по обстоятельствам дела могло и должно сознавать характер своей деятельности, предвидеть возможность аварии в сква­жине. 2.  Аварии, возникшие по объективным причинам. Наибольшее число аварий в скважинах возникает по субъ­ективным причинам. Поэтому при разработке мер профи­лактики и борьбы с авариями следует особо обращать вни­мание на строгое соблюдение требований, регламентируемых в геолого-техническом наряде, и положений, излагаемых в производственных инструкциях. По порядку отражения в документах оперативного и ста­тистического учета (отчетности) аварии разделяются на регис­трируемые и учитываемые. Регистрируют все аварии, незави­симо от времени, затраченного на их ликвидацию (включая внутрисменные простои продолжительностью менее 8 ч), а учитывают те аварии, на устранение которых затрачено бо­лее 8 ч. Началом аварии следует считать время ее возникно- 481

	вения, а не обнаружения, так как по времени они часто не совпадают из-за недостаточной квалификации обслуживаю­щего персонала, а также слабой оснащенности буровых уста­новок контрольно-измерительной и регистрирующей аппара­турой или ее неисправного состояния. Окончанием аварии считается момент восстановления нормальных условий, пре­дусмотренных геолого-техническим нарядом, производствен­ными инструкциями, дополнительными указаниями лиц гео-лого-технического персонала. В зависимости от характера возникновений аварий выде­ляют следующие группы: 1  - аварии с элементами бурильной колонны; 2 - обрыв бурильных труб; 3 - аварии с долотами; 4 - прихваты бурильных и обсадных колонн; 5  - аварии с обсадной колонной и элементами ее оснастки; 6 - аварии из-за неудачного цементирования; 7 - аварии с забойными двигателями; 8 - падение в скважину посторонних предметов; 9 - прочие аварии. К авариям с элементами бурильной колонны относится оставление в скважине колонны бурильных труб или элемен­тов компоновки низа (переводника, центратора, амортизато­ра, утяжеленных бурильных труб, расширителя и т.д.) из-за: поломки или срыва по резьбовой части; поломки по сварно­му шву; поломки по сварному телу; поломки ведущей трубы и элементов компоновки. Обрывом называется авария, характеризующаяся наруше­нием целостности элементов бурильной колонны, находя­щейся в скважине. Обрывы бурильных труб классифициру­ются по качественно однородным признакам. По положению слома относительно нулевой линии (деформации от осевых усилий): в сжатой части бурильной колонны; в растянутой части бурильной колонны. По форме обрыва: клиновидный; прямой; фигурный; спи­ралевидный (рис. 8.1, а-а). По месту обрыва: в теле бурильных труб; в резьбовых со­единениях бурильных труб; в соединительных переходниках бурильных труб. Различают подвиды: обрыв тела труб в мес­те нарезки; срыв витков трубных резьб, деталей замка, муфт и самой трубы; поломка корпуса ниппеля замка; срйв ниток резьбы конуса ниппеля; выкрашивание отдельных витков конуса ниппеля. Виды некоторых обрйвов по месту их воз­никновения показаны на рис. 8.1, а, е, ж. 482

	а				е	ж
	I)	1 | / S S	/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / 1= I % ) / / / / / / / / / / / / / / J	A л 1	V/7A	V?
					\Ш7
	Рис. 8.1. Формы обрыва бурильных труб: а - клиновидный; б - прВлой; a - фигурный; a - спиралевидный; а - в резь­бовой нарезке; е - в муфте; ж - в ниппеле замка По числу разрушений, возникающих одновременно при поломке бурильных труб: одинарный; двойной. По характеру проводимых операций, во время которых произошла авария, при: спуске бурового инструмента; поста­новке на забой; углублении скважины; подъеме бурового ин­струмента; натяжении или расхаживании бурильной колонны; заклинивании колонны. По размещению оборванного конца в скважине: с откло­нением от оси в желоба, каверны и пустоты; с расположени­ем параллельно оси скважины. По времени обнаружения обрыва: выявленный непосред­ственно после возникновения; не замеченный своевременно буровой бригадой. Обрыв бурильных труб ограничен тремя основными раз­новидностями: слом тела труб в месте нарезки; срыв витков трубных резьб; обрыв по телу трубы. С породоразрушающим инструментом происходят следу­ющие аварии: 483

	алмазные коронки - отрыв матриц; поломка секторов и выкрашивание из них алмазов; срыв резьб; слом тела в резь­бовой части; алмазные расширители - выпадение алмазосодержащих штабиков; срыв резьбы; слом тела в резьбовой части; твердосплавные долота истирающего типа - выпадение твердосплавных резцов (пластин); срыв резьбы; слом тела в резьбовой части; шарошечные долота и расширители - отрыв шарошки; скол и выпадение вооружения шарошки (зубьев); срыв резь­бы; слом тела в резьбовой части. Прихватом называется авария в скважине, которая харак­теризуется частичным или полным прекращением движения бурового инструмента, обсадных труб или геофизических (гидрогеологических) приборов (устройств). Прихваты - одна из самых распространенных, сложных и трудоемких групп аварий в бурении. Выделяются три основных типа прихватов: породоразру-шающие инструменты и колонковые наборы; бурильные ко­лонны; обсадные трубы. Прихваты разделяются на следую­щие, наиболее распространенные виды. 1.  Прихват шламом. Прихваты шламом происходят во вре­мя всех операций, когда буровой инструмент находится в скважине, т.е. при спускоподъемных операциях; постановке на забой; наращивании колонны и других остановках инстру­мента; бурении; заклинивании керна; ликвидации обрыва и т.д. 2.  Прихват горными породами. Этот вид прихвата возмо­жен при: нарушении целостности и устойчивости стенок скважин (раскрытии естественных и образовании новых трещин; образовании каверн и желобов; набухании пород; вытекании и осыпании пород; обваливании и обрушении); прижоге породоразрушающего инструмента; расклинивании керном, растерянным по стволу скважины или оставленным на забое; пересечении старых горных выработок и пустот, заполненных обломочным, сыпучим материалом и др. 3.  Прихват глинистой коркой. Этот вид аварии происхо­дит вследствие прилипания бурового снаряда к глинистой корке, образуемой на стенке скважины из-за перепада дав­ления жидкости. 4.  Прихват осколками металла породоразрушающих инст­рументов или отколовшимися кусками муфтовозамковых со­единений. 5.  Прихват предметами (ключи, гайки, зажимные плашки и пр.), упавшими в скважину. 484

	6. Сложный (комбинированный) прихват, представляющий собой сочетание нескольких разновидностей. К авариям с обсадными колоннами и элементами их осна­стки относятся аварии со спускаемыми, спущенными и заце­ментированными обсадными колоннами или их частями, вы­званные: разъединением по резьбовым соединениям; обры­вом по сварному шву; смятием или разрывом по телу трубы; повреждением обсадной колонны при разбуривании цемент­ного стакана, стоп-кольца, обратного клапана и направляю­щей пробки. К авариям из-за неудачного цементирования относятся прихваты затвердевшим цементным раствором колонны бу­рильных труб, на которой спускалась секция обсадных труб или хвостовик; отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважины; оголение башмака или недоподъем цемента, если требуются дополнительные работы по устранению нарушений. К авариям с забойными двигателями относится оставление турбобура, электробура, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной. К падению в скважину посторонних предметов относится падение вкладышей ротора, роторных клиньев, ключей, ку­валд и других ручных инструментов и приспособлений, с по­мощью которых проводились работы над устьем скважины. К прочим авариям, происшедшим в процессе бурения, от­носятся аварии при промыслово-геофизических работах в скважине (прихваты и оставление в скважине каротажного кабеля, различных приборов, грузов, шаблонов, торпед и других устройств, применяемых при исследовании скважины и вспомогательных работах в ней). В нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности и геолого-разведочных работах распреде­ление аварий по категориям I и II следующее. Аварии категории I: открытые нефтяные и газовые фон­таны; взрывы и пожары резервуарных парков, компрессор­ных и насосных станций, подземных хранилищ газа, при­ведшие к разрушению или уничтожению объекта; взрывы и пожары на нефтегазоперерабатывающих заводах, вызвавшие остановку предприятия, цеха или восстановительные работы. Аварии категории II: падение или разрушение вышек, морских оснований в процессе эксплуатации, строительства или перетаскивания; падение элементов талевой системы 485

	(кронблока, талевого блока, крюка); взрывы и пожары на буровых объектах, групповых нефтегазосборных пунктах, компрессорных и насосных станциях, приведшие к выходу из строя оборудования, необходимости капитального ремон­та его и остановки объекта; взрывы, пожары и загорания на нефтеперерабатывающих заводах, вызвавшие прекращение работы установки (участка) и требующие замены или капи­тального ремонта отдельных сооружений, машин, агрегатов, аппаратов, сосудов, трубопроводов и товарных резервуаров. Извещения об авариях. Извещения о всех авариях с человеческими жертвами, так же как и об авариях категорий I и II, посыла­ются немедленно руководителем буровой организации - в объединение и соответствующую инспекцию Госгортехнадзо-ра, а также органам местной прокуратуры, МВД. В извещениях указываются дата аварии, место аварии, но­мер бурящейся скважины, площадь, характер аварии и дру­гие необходимые сведения. Мероприятия по организации ликвидации и расследованию аварий По каждой аварии техническая служба под руководством главного инженера буровой организации при­нимает меры, обеспечивающие ликвидацию ее в кратчайший срок, для чего: составляется план работ по ликвидации аварии с указани­ем сроков и ответственных исполнителей; назначается ответственный за выполнение плана работы; контроль за ликвидацией аварии и необходимая помощь в выполнении намеченного плана работ осуществляется РИТС (ЧАС). Общее руководство и ответственность за своевременное принятие мер по ликвидации аварии возлагается на главного (старшего) инженера буровой организации. Ответственный за выполнение плана работ по ликвидации аварии обязан организовать их в строгом соответствии с планом, требованиями техники безопасности и единых технических правил на бурение нефтяных и газовых сква­жин. Все изменения в плане работ должны быть согласованы с главным инженером организации. 486

	Если по плану, составленному буровой организацией, ава­рия не ликвидирована в течение 10 сут, то дальнейший план работ по ее ликвидации при продолжительности свыше 10 сут утверждается объединением, при продолжительности свыше 30 сут объединение сообщает ежемесячно в соответ­ствующее управление Министерства о ходе работ по ликви­дации такой аварии. Все распоряжения по ликвидации аварии, изменение плана работ и т.д. передаются ответственному за их выполнение в письменном виде. При работе в отдаленных районах допус­кается передача распоряжений по телефону или радио, но с обязательным последующим направлением письменного под­тверждения. Все возникшие аварии должны расследоваться в течение 72 ч с момента их возникновения. Аварии расследуются на­значенной приказом буровой организации постоянно дейст­вующей комиссией. Для участия в расследовании аварии могут быть приглашены сотрудники научно-исследова­тельских организаций, заводов-изготовителей и других орга­низаций. Комиссия обязана: установить организационные и технические причины, вы­звавшие аварию, и выявить конкретных виновников; наметить необходимые мероприятия по предупреждению подобных аварий в дальнейшем; составить и подписать акт об аварии в трех экземплярах. Главный инженер буровой организации обязан: изучить обстоятельства, приведшие к возникновению ава­рии, наметить меры по ее ликвидации; рассмотреть и утвердить в течение 3 сут акт об аварии и дать заключение о рекомендуемых комиссией предложениях для предупреждения подобных аварий и мерах воздействия к виновникам данной аварии. Один экземпляр акта об аварии направляется в объедине­ние; второй экземпляр при необходимости направляется на­учно-исследовательской или проектной организации; третий -остается в делопроизводстве буровой организации. В случае возникновения аварии в результате поставки не­качественного оборудования, инструмента и материалов бу­ровая организация обязана предъявить рекламацию заводу-изготовителю в соответствии с действующими положениями и в установленные сроки.

	Учет аварий Все аварии вне зависимости от времени, за­трачиваемого на их ликвидацию, буровая организация регис­трирует в журнале учета аварий в течение 24 ч со времени их возникновения. Журнал учета аварий прошнуровывается, про­нумеровывается и заверяется подписью и печатью руководи­теля организации. Регистрация аварий, учет, ведение и хранение документа­ции по ним возлагаются на одного из инженерно-технических работников, назначаемого приказом по буровой организации. Контроль за правильным заполнением журнала учета аварий возлагается на главного инженера буровой орга­низации. Бухгалтерия и планово-экономический отдел ежемесячно подсчитывают суммарные затраты на ликвидацию аварий. Плановый отдел буровой организации учитывает время рабо­ты, непосредственно затраченное на ликвидацию аварий, время простоев, вызванных ожиданием средств для ведения аварийных работ, а также другими причинами, с момента возникновения аварии до конца ее ликвидации. После ликвидации аварии на скважине (в течение 24 ч с момента ее ликвидации) составляется "Акт о ликвидации ава­рии", который направляется в заинтересованные организа­ции. Отчетность об авариях На основании актов по каждой аварии, жур­нала учета аварий и других отчетных документов инженер по учету аварий буровой организации вносит соответствующие показатели в статистические отчеты. Учет показателей об авариях в отчетах осуществляется в соответствии с действующей инструкцией по составлению этих отчетов. Организационно-технические мероприятия по снижению аварийности Не реже 1 раза в полугодие буровые органи­зации проводят производственно-технические совещания, на которых анализируется состояние аварийности и утвержда­ются организационно-технические мероприятия по снижению аварийности. Ответственность за своевременное проведение производственно-технических совещаний возлагается на глав- 488

	ного инженера буровой организации. Решения совещаний направляются в объединение в течение 10 сут после их про­ведения. На основании отчетных и аналитических материалов по аварийности, а также материалов совещаний при необходимо­сти издаются приказы, в которых отражаются конкретные ме­роприятия по предупреждению аварий при бурении скважин. Для правильной организации работ по предупреждению аварий на каждой буровой, время строительства которой пре­вышает 1 мес, должна быть Профилактическая карта по бе­заварийному ведению работ. Периодичность проверок вы­полнения рекомендаций профилактической карты ежемесяч­но утверждается главным инженером буровой организации. Проверку выполнения рекомендаций карты осуществляет по­стоянно действующая комиссия по расследованию аварий. С целью повышения знаний буровых бригад и инженерно-технических работников, ознакомления их с состоянием ава­рийности в буровых организациях, с приказами и постанов­лениями вышестоящих организаций, мероприятиями по пре­дупреждению аварий, с новой техникой и технологией для их ликвидации и т.д. - предприятия обязаны организовать по­стоянное обучение кадров. К обучению необходимо привле­кать инструкторские бригады и сотрудников НИИ. Ответст­венность за проведение технического обучения возлагается на главного инженера буровой организации. Обязанности и ответственность лиц при профилактике и ликвидации аварий Общее руководство и ответственность за проведение профилактических мероприятий по предупрежде­нию аварий возлагаются на главного инженера буровой орга­низации. На лиц, действия которых привели к нарушению утверж­денного плана ликвидации аварий и к ее усложнению, нала­гаются административные взыскания в соответствии с трудо­вым законодательством. Лица, умышленно скрывающие аварии и не принимающие требуемых мер по их предупреждению, привлекаются к стро­гой ответственности. Ответственность рабочих, инженерно-технических работ­ников и служащих, виновных в возникновении аварий, пре­дусматривается положениями и инструкциями по безопасно­му ведению работ и трудовым законодательством. 489

	8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
	Все факторы и причины, влияющие на воз­никновение аварий при бурении скважин, можно разделить на три основные группы: технические, технологические и организационные. Технические причины аварий: 1) низкое качество исходно­го материала (механическая прочность, твердость, морозо­стойкость, коррозиестойкость, упругость и т.д.), из которого изготовлены буровые установки, технологический, вспомога­тельный и специальный инструмент, технические средства для гидрогеологических и геофизических исследований в скважинах и другие устройства или их отдельные агрегаты, узлы, детали; 2) применение недопустимо изношенных тех­нических средств со скрытыми конструктивными недостат­ками или изготовленных (отремонтированных) с нарушением ГОСТа, ОСТа, ТУ; 3) усталость металла, возникающая в про­цессе эксплуатации под действием различных нагрузок, ме­няющихся по значению и направлению; 4) использование технических средств, разрешающие способности которых не обеспечивают их индивидуальное или комплексное назначе­ние; 5) низкие эргономические показатели технических средств, особенно при оптимальном распределении функций между человеком и машиной, а также соответствии системы управления и контроля психофизическим возможностям че­ловека, рациональном конструктивном решении рабочего места и т.п. Технологические причины аварий: 1) неправильный выбор и нарушение рациональных параметров режима бурения (осевая нагрузка, частота вращения, расход промывочной жидкости) и параметров процесса бурения, включая механи­ческую скорость, крутящий момент, усилие на подъем инст­румента, давление промывочной жидкости; 2) несоблюдение рациональной последовательности правил крепления скважи­ны (цементирование); 3) неправильный выбор типа промы­вочного агента, применение которого не обеспечивает вы­полнение гидродинамических, гидростатических и других функций, включая функции коркообразования; 4) необосно­ванный выбор рецептур промывочных жидкостей, тампо-нажных смесей и цементных растворов; 5) использование материалов и реагентов для приготовления промывочной жидкости низкого качества; 6) недоучет геологических и гид-

	рогеологических условий, степени минерализации подземных вод, характера излива жидкости из скважины; 7) неудовле­творительная подготовка скважины к гидрогеологическом и геофизическим исследованиям (некачественная проработка ствола на всем незакрепленном интервале долотом номиналь­ного диаметра с целью ликвидации уступов, резких перехо­дов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок); 8) необеспечение однородности раствора по всему стволу скважины и др. Организационные причины аварий: 1) низкая трудовая дисциплина и квалификация бригады буровых установок и буровых мастеров, выражающиеся в невыполнении или не­надлежащем выполнении своих обязанностей; 2) нерегуляр­ное проведение планово-предупредительного ремонта; 3) не­выполнение профилактических мероприятий по предупреж­дению аварий, простоев и длительных остановок буровых агрегатов; 4) несовершенство диспетчерской службы, отсутст­вие радиотелефонной связи с объектами, расположенными на отдаленных участках; 5) неудовлетворительное материаль­но-техническое обеспечение; несоответствие режима сменно­сти вахт естественному биологическому ритму жизнедеятель­ности человека и др. Геологические причины аварий: нарушение целостности стенок скважин; обстоятельства, не зависящие от исполните­лей трудового процесса. Каждая из перечисленных причин может обусловливать возникновение одного или нескольких видов аварий. Сочета­ние их, встречающееся наиболее часто, вызывает сложные (комбинированные) аварии. Кроме прямых причин, непосредственно вызывающих воз­никновение аварий, существуют косвенные факторы, умень­шающие или увеличивающие вероятность их появления. К ним относятся: способ бурения; глубина и конструкция скважин; оснащение буровых установок контрольно-измерительными и регистрирующими приборами; степень автоматизации и механизации спускоподъемных операций; скорость бурения скважин; тип породоразрушающего инструмента, бурильных и обсадных труб и элементов их соединений; компоновка низа бурильной колонны; интенсивность пространственного изменения оси скважины и др. Эти факторы в отдельных случаях превращаются в непосредственные причины аварий и снижают технико-экономические показатели буровых работ. Несмотря на многообразие факторов, влияющих на воз­никновение аварий, большая часть аварий происходит по 491

	вине исполнителей работ или их недостаточной квалифика­ции - оставление шарошек долота вследствие передержки их на забое или наличие дефекта при производстве долот; по­ломка обсадных или бурильных труб, связанная с наличием в них брака или неумелым использованием. Однако некоторые обстоятельства все-таки повышают вероятность возникнове­ния аварий. К ним могут быть отнесены: недостаточная гео­логическая изученность района, увеличение глубины скважин, сейсмические особенности района, необходимость осуществ­ления буровых работ при недостаточной материальной ос­нащенности и др. Наибольшее число аварий с элементами буровой колонны происходит вследствие усталостных разрушений металла, возникающих при частом изменении нагрузки и направлении ее действия в более напряженно работающих местах. Устало­стные изломы наступают без всякого видимого изменения размеров и форм элементов бурильной колонны. Внешне разрушение металла проявляется в возникновении трещин. Изгибающие воздействия - основной фактор, при­водящий к образованию остаточных напряжений во время вращения бурильной колонны. Крутильный удар характерен для роторного бурения, особенно при работе с долотами ре­жуще-скалывающего типа. Чем больше времени долото оста­ется без движения, тем сильнее крутильные удары. При бу­рении шарошечными долотами, например, в зоне с частым чередованием пород различной твердости, долото заклинива­ется меньше, чем при разбуривании подобного интервала ло­пастными долотами. Вибрации бурильной колонны, возникающие главным образом при бурении шарошечными долотами, зависят от степени однородности и твердости разбуриваемых пород, пульсации бурового раствора, соответствия типа и диаметра долот разбуриваемым породам, компоновки бурильной ко­лонны и ряда других факторов. Перекатывание шарошек вызывает вертикальное перемещение центра тяжести долот, которое передается бурильной колонне. Чем тверже порода, тем интенсивнее колебания колонны. Основные причины аварии с элементами бурильных колонн - нарушения техно­логии проводки скважин и правил эксплуатации бурильных колонн и их составных частей. Вокруг замков и муфт, при помощи которых соединяются бурильные трубы, создаются зоны концентрации напряже­ний. Соединение замок - труба является более жестким, чем соединение труба - муфта. 492

	При знакопеременных нагрузках, действующих на бу­рильную колонну, наибольшие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в пол­ном сопряжении с резьбой бурильного замка. Сломы по утолщенному концу трубы происходят и в других сечениях, расположенных на различных участках резьбы, или одно­временно в нескольких сечениях. Однако наибольшее число аварий приходится на первый виток полного сопряжения резьбы. Эта часть - наиболее опасное место. Резьба в свою очередь способствует образованию трещин в теле трубы, особенно при малых радиусах закругления: там, где резьба имеет острые углы, в металле образуются ультрамикроскопические трещины. Увеличение толщины стен­ки трубы путем высадки не предохраняет от распростране­ния начавшегося трещинообразования в теле трубы. Во всех элементах бурильной колонны возникают устало­стные напряжения, которые зависят от условий работы ко­лонны на отдельных ее участках и соблюдения буровой бри­гадой правил эксплуатации бурильных колонн. Нередко для бурения скважин используют трубы, не соот­ветствующие данной глубине и имеющие дефекты. В некото­рых скважинах глубиной более 1500 м применяют трубы класса III вместо I и П. Основной причиной большого числа аварий, связанных со сломом бурильных труб, является использование их не по назначению. Передаваемые на резьбу усилия зависят от степени жест­кости и плотности свинчивания труб. Если свинчивание про­водилось автоматически, то резьбовые соединения могут пе­ремещаться незначительно. Недокрепление соединения спо­собствует интенсивному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы. Одновременно на износ резьбы влияют число свинчива­ний, качество бурового раствора, наличие в нем кварцевого песка и т.д., а также его давление в момент прокачки. Боль­шие давления при турбинном бурении и бурении гидромони­торными долотами снижают сроки службы замковых и резь­бовых соединений, что менее характерно для роторного бу­рения и электробурения обычными долотами, где давление намного меньше. Не отцентрированный по отношению к скважине фонарь вышки, а также смазка плохого качества для резьб способст­вуют ускорению износа резьбы при ее свинчивании. Многие аварии возникают вследствие износа резьбовых 493

	соединений УБТ в связи с тем, что они работают в самых тяжелых условиях. Кроме того, резьба на соединениях УБТ слабее резьбы на замках, переводниках и долотах. Аварии из-за нарушения резьбовых соединений вследствие заедания трубной резьбы происходят в результате увеличения нагрузки на резьбу. Разрушения резьбовых соединений вызывают и другие причины: несоответствие элементов резьбы, особенно по ко­нусности, применение смазки неудовлетворительного качест­ва и т.д. Размыв трубы происходит из-за дефектов на внутренней поверхности, нарушающих однородность. Такими дефектами являются плены, раковины, включения инородных материа­лов и другие повреждения, связанные с технологией изготов­ления труб. Возникновение аварии от разрыва труб ускоря­ется совместным воздействием усталостных напряжений в металле и коррозии. Концентрация напряжений и дефекты в трубах приводят к образованию трещин. Часты случаи аварий, связанные с падением бурильной ко­лонны вследствие ее подъема на одном штропе, поломки и неисправности спускоподъемного инструмента, неисправнос­ти тормозной системы, слома или разрушения сопряжений ее элементов во время спускоподъемных операций и др. Один из наиболее тяжелых видов аварий - прихват ко­лонн труб при бурении скважин. Аварийным прихватом сле­дует считать непредвиденный при сооружении скважины процесс, характеризующийся потерей подвижности колонны труб или скважинных приборов, которая не восстанавливает­ся даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок (с учетом запаса прочности). Причины их различны. 1. Прихваты у стенки скважины под действием перепада давления (между гидростатическим и пластовым) возможны при наличии в стволе скважины проницаемых отложений (песчаников, известняков и т.п.), использовании в качестве промывочного агента глинистого раствора, наличии прижи­мающей силы, обусловленной нормальной составляющей веса труб, расположенных в зоне проницаемых отложений. Как правило, этот вид прихватов возникает вследствие ос­тавления колонны труб в неподвижном состоянии на опреде­ленное время, в течение которого поверхность труб соприка­сается с фильтрационной коркой, постепенно уплотняющей­ся и принимающей на себя действие перепада давления. Обычно при возникновении этого вида прихватов циркуля­ция бурового раствора сохраняется.

	2.   Прихваты вследствие заклинивания низа колонн труб характерны для зон сужения стволов скважин, вызванных сработкой долот по диаметру в твердых породах; для интер­валов кавернообразования и др. Как правило, такие прихва­ты происходят при спуске инструмента и характеризуются его полной разгрузкой. 3.  Прихват в результате желобообразования сопровожда­ется появлением мгновенных больших затяжек при подъеме инструмента. Попытки освободить инструмент дополнитель­ными натяжками приводит к еще большему затягиванию его в желобную выработку. Обычно циркуляция после возникно­вения прихвата восстанавливается легко, но она не способст­вует освобождению инструмента. 4.  Прихваты вследствие сальникообразования возникают в основном при разбуривании глинистых отложений или хо­рошо проницаемых пород, на которых формируется толстая фильтрационная корка. В этих условиях образованию саль­ников способствует загрязненность ствола скважины выбу­ренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка промывочной жидкости от выбуренной по­роды и шлама, слипание частиц породы и фильтрационных корок, спуск инструмента до забоя без промежуточных про­мывок и проработок ствола или недостаточное и некачест­венное их проведение, длительное бурение в глинистых от­ложениях без периодического отрыва долота от забоя, сту­пенчатость ствола, расширения, каверны, желоба и т.п., не­герметичность бурильной колонны, загрязнение приемных емкостей насосов. Обычно в случае прихватов вследствие сальникообразова-ний циркуляция теряется частично или полностью. 5.  Прихваты в результате нарушения устойчивого состоя­ния пород приурочены к интервалам обвалообразования и осыпей, а также пластического течения пород, слагающих стенки скважин. Обвалы пород характерны для отложений глинистого комплекса и происходят обычно внезапно, особенно при бу­рении перемятых, тектонически нарушенных, сильно трещи­новатых и склонных к набуханию пород. В процессе бурения и при промывке обвалы сопровождаются резким повышени­ем давления, приводящим в ряде случае к гидроразрывам пла­стов и поглощениям, интенсивным затяжкам и обильным выносам кусков обвалившейся породы, недохождениям доло­та до забоя. В некоторых случаях обвалообразование возни­кает в результате поглощения бурового раствора со сниже- 495

	нием уровня и, как следствие, противодавления в затрубном пространстве. 6.   Прихваты, связанные с заклиниванием колонн посто­ронними предметами, возникают мгновенно и ликвидировать их расхаживанием и установкой ванн обычно не удается. 7.  Прихваты, происшедшие вследствие нарушения режима промывки, характеризуются постепенным повышением дав­ления при промывке, появлением затяжек, постепенным пре­кращением циркуляции. Указанное приводит к накоплению осадка из частиц шлама или утяжелителя в затрубном прост­ранстве и трубах, а иногда и к поглощениям бурового рас­твора. 8.  Прихваты испытателей пластов при опробовании сква­жин в процессе бурения в большинстве случаев происходят вследствие "заклинивания" фильтра при интенсивном притоке жидкости из пласта с частицами породы, который может сопровождаться обвалом. Аварии с долотами приводят к оставлению в скважине до­лот или их узлов (шарошки, лапы с шарошками и др.). На извлечение целых долот из скважины затрачивается в 12-20 раз больше времени, чем на извлечение шарошек или лап с шарошками, хотя оставляют долота на забое редко. Долота остаются в скважине главным образом из-за нарушения пра­вил их крепления. Плохо закрепленные долота часто отвин­чиваются при спуске, не достигая забоя. То же происходит при проработках, особенно в зонах сужения, на искривлен­ных участках и в желобах. При бурении электробурами долота отвинчиваются вслед­ствие неправильного присоединения токопроводами. Крепле­ние долот только цепными ключами непременно приведет в аварии. Известно много случаев оставления долот из-за пло­хого состояний резьб у переводников, к которым их крепят. Часто встречаются случаи оставления долот в скважине при расхаживании заклиненных долот вследствие чрезмерно частых отбивок их путем вращения с большой частотой впе­ред и со следующей резкой отдачей назад. Бурильная колонна за счет инерционных усилий поворачивается в обратную сто­рону на значительно большее число оборотов, что ведет к отвинчиванию долота. Нередко происходят сломы долот по резьбе в ниппеле. Авариям этого вида предшествуют удары о выступ. Бывают случаи оставления трехшарошечных долот в сква­жинах в результате их раскалывания на три части. Это сви­детельствует о том, что лапы долот были плохо сварены.

	Долота часто отвинчиваются, когда к муфте переводника с резьбой 3-152 (ЗН-168) присоединяют долота с резьбой 3-147 (ЗШ-141). Эти резьбы незначительно отличаются друг от друга. В практике бурения скважин часты случаи поломки узлов шарошечных долот. В результате аварий с долотами в сква­жине остаются в основном шарошки. Это связано со значи­тельным износом опор, сломом цапф и режимами работы долот в скважине. Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашивания и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и тел качения. Исследования показали, что характер изнаши­вания и разрушения этих поверхностей различен. Это связа­но с неравномерным сложным нагружением различных уча­стков поверхностей опоры, а также с конструкцией, техно­логией изготовления и размерами долот. Трущиеся поверхно­сти опоры подвергаются одновременно абразивному износу, осповидному, хрупкому и усталостному выкрашиванию, смя­тию, окислительному и тепловому износу и высокотемпера­турным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии буровых растворов под высоким давлением. Одновременное развитие этих процессов, а также несовершенная сборка до­лот, различие механических свойств металла узлов и шаро­шек долот и отдельные конструктивные несовершенства приводят к неравномерной сборке опор и вооружения долот и к большому различию в их износостойкости. Все это со­здает трудности в определении качества сработки долот, оп­тимального и предельного времени пребывания долота на за­бое, особенно при турбинном бурении. Причинами поломок долот, в частности оставления шаро­шек на забое, являются: передержка долота на забое; буре­ние с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о забой или уступ; разбуривание пород долотами, не соот­ветствующими крепости пород; малая прочность опор и сварных швов; заклинивание долот; дефекты нарезки резь­бы; неплотное прилегание заплечиков лап долота к торцу пе­реводника; работа долотами по металлу, длительная промыв­ка скважины перед подъемом сработанного долота. Причинами заклинивания алмазных долот являются: 1)   резкая посадка в зоне сужения ствола скважины и в призабойной зоне в результате спуска долота без ограниче­ния скорости, особенно в необсаженной части ствола сква­жины; 2)   преждевременное прекращение циркуляции бурового 497

	раствора перед подъемом колонны с алмазным долотом, ча­ще во время процесса наращивания; 3)   недостаточная промывка скважины через долото -утечки раствора через негерметичные участки бурильной ко­лонны и ниппель турбобура, а также из-за малой подачи бу­рового раствора насосами; 4)   бурение скважины при несоответствующем соотноше­нии размеров долота, УБТ и забойного двигателя; 5)  заклинивание долот инородными предметами (металл и куски породы). Случаи заклинивания алмазного долота часты при первом спуске его в скважину или после работы трехшарошечными долотами (хотя первое имеет несколько меньший диаметр, чем соответствующее трехшарошечное долото), а также по­сле длительной работы алмазного долота на забое без подъе­ма. При бурении скважин алмазными долотами из-за недоста­точного крепления, а также вследствие изнашивания тела до­лота могут выпадать алмазы. Выпавшие алмазы ломают и крошат другие алмазы в долоте, что может привести его в негодность. С турбобурами происходят следующие аварии: поломка корпуса турбобура по телу; срыв резьбы по резьбовому соединению верхнего переводника турбобура с корпусом, верхнего секционного корпуса турбобура с переводником на нижний корпус и т.д.; отвинчивание роторной гайки и контргайки турбобура; слом вала турбобура; отвинчива­ние ниппеля; отсоединение турбобура от бурильной колон­ны. При работе с турбодолотами основное число аварий про­исходит из-за поломок валов. Конструкция турбодолот мало отличается от конструкции турбобуров, но эти изменения -источник возникновения новых разновидностей аварий. К ним относится слом вала турбодолота, причина которого -ослабление прочности вала отверстием под колонковую тру­бу. Наибольшее число аварий приходится на те валы, кото­рые имеют разную толщину стенок. Однако и при одинако­вой толщине стенок вала бывают случаи слома его по телу, преимущественно в верхней части у конца сбега резьбы под гайку или в местах, близких к резьбе. В результате в сква­жине остаются вал с нижним переводником и долото. К основным причинам аварий с турбобурами и турбодо­лотами относятся: нарушение технологии и техники бурения и неправильная эксплуатация; недостатки организации ре-

	монта; наличие большего числа резьбовых соединений и уз­лов, не удовлетворяющих требованиям предельной прочности и износоустойчивости; заводской брак деталей. Специфическими авариями с электробурами являются: от­винчивание гайки сальника шпинделя из-за отвинчивания сальника; оставление части шпинделя с долотом вследствие поломки шпинделя по телу; оставление вала шпинделя с амортизатором ввиду поломки последнего; оставление части электробура в результате поломки его корпуса; оставление электробура из-за промыва резьбы проводника. Аварии с обсадными колоннами составляют 7-8 % всех видов аварий в бурении. На ликвидацию их затрачивается более 10 % времени, затрачиваемого на ликвидацию аварий всех типов. Особенно тяжелы аварии этого вида в районах, где обсадные колонны спускают на большую глубину, и на разведочных площадях. В процессе разобщения пластов возникают аварии при спуске обсадных колонн, их цементировании, а также углуб­лении скважины с зацементированными обсадными колон­нами под последующую колонну. Прихваты обсадных колонн, главным образом кондукто­ров и промежуточных колонн, происходят в основном на площадях, где разрез представлен неустойчивыми породами, бурение в которых вызывает сужение стенок скважин или обвалы пород. Причинами прихвата обсадных колонн часто являются неудовлетворительная организация спуска колонн (несвоевременная промывка или отказ от предусмотренных планом промежуточных промывок, плохая проработка сква­жины перед спуском колонны, установка деревянных про­бок, длительные остановки при спуске и т.д.) и технология бурения ствола скважины под обсадную колонну (бурение без УБТ и центраторов, несоблюдение оптимальных парамет­ров режимов бурения в породах с чередующейся твердостью, использование кривых труб и бурового раствора плохого качества и т.д.). Обсадные трубы разрушаются по телу в связи с образова­нием внутренних давлений при восстановлении циркуляции после окончания спуска колонны, закачивании в затрубное пространство последней порции цементного раствора, испы­тании обсадной колонны на герметичность и т.д. Смятие обсадных колонн происходит как при спуске, так и в процессе бурения скважины. В зависимости от сложив­шихся обстоятельств трубы сминаются по-разному. Отдель­ные технологические упущения приводят к возникновению 499

	избыточных наружных давлений, которые вызывают смятие обсадных колонн. При действии на трубу избыточных давле­ний увеличивается и напряжение, которое достигает больших значений вначале в одной точке, а при дальнейшем росте давления зона повышенных напряжений начинает расши­ряться и труба сминается. При спуске в скважину опасность смятия больше у тех обсадных колонн, которые имеют обратный клапан, так как не учитываются внешние добавочные усилия, возникающие из-за давления на некотором участке в колонне и за колон­ной, а также вследствие большой скорости погружения ко­лонны. При спуске колонны с обратным клапаном обычно стараются не допускать снижения уровня в колонне более чем на 200-250 м для труб диаметром 168 мм и более чем на 300-400 м для труб меньшего диаметра. В противном случае внешнее давление может достигнуть и даже превысить кри­тическое, и колонна может смяться. Аварии такого вида осо­бенно распространены при спуске колонн большого диамет­ра на большую глубину. На месторождениях, где бурят с применением утяжеленных буровых растворов, опасность смятия труб в результате несвоевременного долива еще более возрастает. При спуске обсадной колонны с обратным клапаном про­исходят значительные колебания сминающих и растягиваю­щих усилий. При совместном действии этих усилий сопро­тивление обсадных труб смятию снижается. Большую опасность для обратного клапана представляет повышение гидродинамического давления при спуске обсад­ной колонны. Давление зависит от многих факторов, из ко­торых основными являются статическое напряжение сдвига и вязкость бурового раствора, скорость спуска колонны, раз­мер кольцевого зазора, диаметр колонны и др. Давление до­стигает 10 МПа и более. В практике встречаются следующие случаи обрыва обсад­ных труб по месту их соединения, которые происходят вследствие неправильного свинчивания резьбы труб из-за пе­рекоса осей или неправильной установки трубы в муфте (перекос). При перекосе осей деформируются витки резьбы труб, резьбу "заедает" и трубы полностью не свинчиваются или свинчиваются под большим усилием, приводящим к сильному нагреву места их соединения. При спуске свинченных подоб­ным образом труб места их соединения в колонне разруша­ются. 500

	Неполное свинчивание резьбовых соединений обсадных труб наблюдается также из-за несоответствия размеров про­филя резьбы и погрешности конусности, что приводит к разрушению резьбы. Наибольшее число аварий происходит с обсадными колоннами диаметром 219 мм и более. Обрыв труб по резьбовому соединению может произойти и вследствие приложения чрезмерных нагрузок, превышаю­щих пределы прочности соединения. Причиной выхода резьбы из сопряжения с резьбой муфты может быть неравнопрочность их соединения. Односторон­няя нарезка резьбы на отдельных трубах ослабляет проч­ность одной части трубы и усиливает прочность другой ее части. На участке трубы с ослабленной прочностью концент­рируются напряжения, вызывающие деформацию тела трубы (на участке резьбы) с последующим выходом из сопряжения резьбы. Труба при равномерной нарезке резьбы имеет оди­наковую толщину стенки. Несмотря на это, прочность резь­бового соединения ниже прочности тела трубы в среднем на 30-35 %. Эксцентричная нарезка резьбового соединения об­садных колонн снижает прочность и без того ослабленного участка трубы, что и является в ряде случаев причиной ава­рий. Вследствие нарушения технологии спуска обсадной ко­лонны отдельные трубы или целые секции их могут упасть в скважину. Например, при быстром спуске обсадная колонна становится на уступ, элеватор идет вниз, защелка его подни­мается, в результате элеватор открывается и колонна падает в скважину. Выполнение сварочных работ на буровой (приварка муфт обсадных труб для укрепления резьбового соединения, при­варка фонарей и т.д.) несоответствующими электродами и быстрое охлаждение труб при опускании их в буровой рас­твор, приваривание труб из легированных сталей марки 36Г2С38ХНМ без соблюдения соответствующего специально­го режима и специально подобранных электродов, спуск обсадных колонн без промежуточных промывок, предусмот­ренных планом спуска колонны, также приводят к авари­ям.

	8.3. АВАРИИ С КРЕПЬЮ СКВАЖИНЫ При цементировании обсадных колонн, спус­каемых на большие глубины, нередки случаи обрыва колонн из-за резкой разницы температур колонны и закачиваемого раствора. Такие явления характерны для тех случаев, когда низ обсадной колонны опирается на забой или нижнюю сек­цию колонны (или прихвачен), а верх ее жестко посажен на клинья или элеватор. В подобных случаях необходимо учиты­вать изменение длины колонны от температуры. Закачка в нагретую колонну холодного бурового или цементного рас­твора ведет к деформации колонны с последующим взрывом трубы из ее муфты. На районы с повышенным температурным градиентом приходится основное число аварий по указанным причинам. При цементировании обсадных колонн возможны случаи разрушения тела трубы под действием давлений, превышаю­щих допустимые. Например, при посадке колонны в шлам и восстановлении циркуляции иногда создают давления выше допустимых. Разрушаются главным образом обсадные ко­лонны большого диаметра. Известны случаи оставления цементного раствора в экс­плуатационной колонне из-за быстрого схватывания его -образуется цементный стакан различной высоты. Иногда при разбуривании стакана нарушается целостность обсадной ко­лонны. Причины оставления цементного раствора в ко­лонне - ошибки при расчетах количества продавочной жид­кости (часто не учитывается коэффициент сжимаемости жидкости, который зависит от количества находящегося в ней воздуха или газа), несовершенство конструкций прода-вочньгх пробок, использование неопрессованных цементиро­вочных головок и др. Другими причинами оставления цементного раствора в об­садных колоннах могут быть: несоответствие качества там-понажного цемента температурным условиям скважин, при­водящее к преждевременному схватыванию цементного рас­твора; применение для затворения цемента воды, загрязнен­ной солями и другими жидкостями и веществами, сокраща­ющими сроки схватывания цементного раствора; отсутствие контроля за качеством приготовления цементного раствора. При выполнении всех технических требований по спуску и цементированию обсадных колонн все же наблюдаются 502

	случаи смятия их после цементирования. Смятие происходит выше зоны подъема цементного раствора и в зоне зацемен­тированного участка обсадной колонны, а также в зоне фильтров. Смятие колонны наблюдается в интервалах, сло­женных неустойчивыми породами, склонными к обвалам, а также при снижении уровня в колонне ниже допустимого. Смятие колонн в неустойчивых породах, которые не отделе­ны от колонны цементным кольцом, можно объяснить сле­дующим. Буровой раствор, находящийся за колонной, коагу­лирует; снижается давление на стенки скважины, что способ­ствует поступлению воды, нефти и газа в затрубное прост­ранство. Все это ведет к обвалам пород и смятию труб. С ростом глубины залегания неустойчивых пород увеличи­вается высота столба бурового раствора за колонной над цементным кольцом, в связи с чем повышается опасность смятия колонн. Одно из важнейших мероприятий по предо­хранению колонн от смятия в интервале нахождения неус­тойчивых пород - перекрытие цементной оболочкой неус­тойчивых и газонефтеводопроявляющих горизонтов. Другая причина смятия обсадных колонн выше зацемен­тированного участка - уменьшение уровня жидкости в них ниже допустимого. Подобные аварии встречаются там, где считают, что снижение уровня жидкости допускается на 2/3 длины колонны. Пределы понижения уровня жидкости необ­ходимо рассчитывать в зависимости от условий проходки скважины, плотности бурового раствора, диаметра, толщины стенки и механических свойств материала обсадной колон­ны. Смятие обсадных колонн в пределах зацементированных участков происходит на расстоянии 50-60 м от фильтра и в прифильтровой зоне. Промысловые данные показывают, что подобные аварии бывают также в местах, где продуктивные горизонты сложены неустойчивыми породами и при эксплуа­тации скважины выносится большое количество песка. Для предупреждения поломок обсадных труб Т.Е. Еремен­ко предлагает следующее. 1.  При вызове притока нефти из пласта в момент освое­ния скважины не допускать значительного опорожнения ко­лонны от жидкости, отдавая предпочтение замене жидкости в колонне нефтью или другими растворителями глинистой кор­ки, если она не была удалена в период подготовки скважины к цементированию. 2.   Применять в качестве фильтра трубы более высокой прочности на разрыв с гладкими снаружи соединениями. 503

	3. Использовать в каждом конкретном районе цементиро­вание цементным раствором выше продуктивного пласта. Как видно из изложенного, смятие обсадных колонн в зо­не зацементированных участков происходит в результате движения неустойчивых пластов, залегающих в месте уста­новки фильтров и над ними, что создает нагрузки, превыша­ющие допустимые по расчету на смятие. Обсадные трубы в процессе работы иногда отвинчиваются в верхней или нижней части колонны. В нижней части ко­лонны обсадные трубы отвинчиваются из-за отсутствия связи низа колонн со стенками скважины. Отвинчивание и обрыв обсадных колонн чаще наблюдают­ся в искривленных скважинах и приурочиваются к местам резких перегибов колонны. После цементирования обсадные колонны иногда изгиба­ются вследствие довольно значительных разгрузок во время обвязки устья скважины. Значительная разгрузка ее приводит к передаче дополнительных усилий от веса обсадной колон­ны на нижние трубы, что ведет к изгибу нижней части ко­лонны над цементным камнем. Изгибы приурочены к участ­кам труб, непрочно связанным со стенками скважины, и час­то к таким интервалам, где диаметр колонны в несколько раз меньше диаметра скважины. Это интервалы, сложенные по­родами, легко поддающимися размыву или обвалам. Часто изгиб обсадной колонны происходит против баш­мака предыдущей колонны, обычно перед кондуктором, если цементный раствор поднят не до башмака предыдущей ко­лонны и последняя полностью разгружена. При углублении скважин после спуска кондукторов и промежуточных колонн часто наблюдаются случаи протира­ния обсадных колонн. Это происходит при бурении наклон­ных и вертикальных скважин. Наблюдения показывают, что чем больше выход бурильной колонны из-под башмака пре­дыдущей обсадной колонны и чем больше кривизна скважи­ны, тем больше вероятность протирания обсадной колонны. В остальных случаях можно не заметить этого, особенно когда за колонной в месте протирания имеется цементный камень. Тогда колонна, связанная в местах протирания це­ментным камнем, не деформируется. Протирание таких ко­лонн обнаруживается только при проведении геофизических работ в скважине, и притом в большинстве случаев перед спуском последующей колонны. Отсутствие деформации объясняется тем, что при бурении обсадная колонна запол­нена буровым раствором и давление на стенки труб с внеш- 504

	ней и внутренней сторон почти одинаково, в результате чего труба сохраняет первоначальную форму. Там, где между тру­бой и стенками скважины цементного камня нет, протирание колонн ведет к разрушению резьбового соединения труб, их смятию, и создаются препятствия свободному прохождению бурильной колонны (Л.Б. Измайлов, М.Л. Кисельман, И.П. Пус-товойтенко). При бурении глубоких скважин очень часты аварии из-за износа обсадных труб и повреждения их бурильной колон­ной и долотами. Рост числа спускоподъемных операций при­вел к тому, что практически невозможно избежать износа труб. Так, по данным М.Л. Кисельмана, в объединении "Гроз-нефть" в скважинах глубиной до 4000 м в обсадных колоннах трубы совершают 500-550 тыс. м возвратно-поступательных движений и 1500 тыс. м вращений. Такой большой объем работ в обсадных колоннах ведет к износу труб и протира­нию их при самых благоприятных условиях проходки сква­жин. Бурильная колонна вырабатывает при спускоподъемных операциях в стенках обсадной колонны односторонний же­лоб с поперечным сечением в виде круга диаметром, равным диаметру бурильных замков эксплуатирующейся бурильной колонны. Трубы, имеющие указанные дефекты, уже сами являются источником аварии, так как при повышении давле­ния в колонне они рвутся вдоль желоба. Желоба и прорезы в обсадных колоннах усиленно вырабатываются движением долот всех типов, особенно колонковыми долотами режуще­го и режуще-истирающего типа, а также долотами фрезерно­го типа. Повреждение колонны резко растет с увеличением силы прижатия долота к одной стороне колонны вследствие искривления ствола скважины и других причин, нарушающих центричность колонны по отношению к стволу скважины. Неровности внутренней части труб (коррозионные впади­ны, уступы и т.д.) способствуют также увеличению числа прорезов и надрезов. Отмеченные неровности, а также тор­цы труб являются упорами для режущей части долот, поэтому от них берут начало прорезы. Приустьевые трубы обсадных колонн подвергаются значи­тельному износу. Первая труба часто имеет односторонний износ, нередко до полного истирания толщины на 0,5-0,8 длины трубы. Таких значений износ достигает в результате постоянного контакта ведущей трубы с первой трубой об­садной колонны. При этом на значение износа влияют: кри­визна скважины, эксцентричное расположение труб, а также 505

	конструкция скважин, виды и типы спускаемого бурильного инструмента и установленного бурового оборудования. Протирание обсадных колонн в значительной степени за­висит от использования на бурильных трубах предохрани­тельных резиновых колец. При их отсутствии степень износа увеличивается. Установлено, что обсадные трубы протираются главным образом при работе в колоннах без предохранительных ре­зиновых колец на бурильных трубах при роторном и тур­бинном бурении, а протирания часто возникают в местах искривления. Основная причина проседания обсадных колонн - недо­статочное крепление их на устье, особенно если колонна не посажена на клинья. Часты нарушения обсадных колонн в процессе разбурива-ния цементного стакана и элементов низа обсадной колонны, продавочных пробок, стоп-кольца, обратного клапана и на­правляющей пробки. Ликвидация негерметичности Причины негерметичности обсадных колонн могут быть разные. К их числу относят разрывы вследствие возникновения чрезмерных внутренних давлений, утечки по резьбе из-за неправильного свинчивания, отверстия, образо­вавшиеся в результате коррозии или эрозионного воздейст­вия струй промывочной жидкости и т.п. В зависимости от типа и протяженности зоны негерме­тичности выбирают метод ремонта обсадной колонны. Прежде всего надо определить местоположение повреждения. Для этого лучше использовать съемный пакер. С его помо­щью проводят серию опрессовок колонны, начиная снизу и постепенно поднимаясь вверх до тех пор, пока не будет об­наружена негерметичность. Самым нераспространенным методом ликвидации негер­метичности обсадных колонн, видимо, следует считать це­ментирование под давлением. Цементный раствор продавли­вается сквозь негерметичную часть за колонну, и после его схватывания колонну опрессовывают. Иногда надо провести цементирование в несколько ступеней и оставить часть це­ментного раствора в колонне под давлением до схватывания. После разбуривания цементной пробки колонну испытывают на герметичность. Зона негерметичности может быть перекрыта хвостови- 506

	ком, "голова" которого располагается над зоной, а башмак может находиться на забое скважины. В комплекс устройст­ва для подвески хвостовика может входить пакер, обеспечи­вающий герметизацию пространства между "головой" хвосто­вика и обсадной колонной. Для повышения надежности кре­пи за хвостовиком поднимают цементный раствор до пакера. Хвостовики уменьшают диаметр скважины, что ограничивает применение технологических операций и инструментов в бу­дущем. По этой причине спуск хвостовика может оказаться нежелательным. Если место негерметичности расположено неглубоко и спуск хвостовика до забоя нецелесообразен, то может быть спущен укороченный хвостовик - вставка. Верхний и ниж­ний концы такой вставки оборудуют якорными узлами и па-керами, в результате чего пространство между хвостовиком и обсадной колонной оказывается загерметизированным снизу и сверху. Недостаток такого способа ликвидации негерме­тичности - образование местной суженной зоны. Иногда обсадную колонну обрезают ниже места негерме­тичности. Обрезанную часть поднимают, а на ее место спус­кают новые трубы и соединяют их с оставшимися в скважи­не при помощи ремонтного овершота. Эта работа включает следующие операции. Определяют нижнюю границу негерметичности или зоны повреждения обсадных труб, для чего спускают соответствующие инстру­менты. Затем механической труборезкой, спущенной на бу­рильных трубах, отрезают обсадную колонну ниже этой зо­ны. Ремонтный овершот спускают на новых обсадных тру­бах и соединяют его с оставшимися в скважине трубами по правилам, принятым при работе с овершотом: осторожно накрывают "голову" труб с поворотом вправо. После того как захват вошел в зацепление с трубой и пакер герметизи­ровал пространство между трубой и корпусом овершота, об­садную колонну натягивают до расчетной нагрузки и сажают на подвеску колонной головки. При спуске обсадных колонн в морские скважины с под­водным расположением устья устройство для подвески ко­лонны крепится к верхней обсадной трубе и спускается на бурильных трубах для посадки в колонную головку, распо­ложенную глубоко под водой. По пути обсадная колонна мо­жет быть прихвачена, и подвесное устройство не дойдет до колонной головки. В этом случае обсадную трубу отрезают ниже устья так, чтобы прихваченную колонну можно было вытянуть вверх на необходимую для подвески длину. 507

	На обсадных трубах спускают ремонтный овершот. Верх­нюю трубу, оборудованную подвесным устройством, сажают в колонную головку, а нижний торец овершота при этом должен находиться немного выше "головы" обрезанной тру­бы. Сквозь верхнюю секцию обсадных труб на бурильной колонне спускают внутреннюю труболовку, ловят "голову" обрезанной колонны, затаскивают ее в захват овершота и там подвешивают, натянув согласно расчету. При этом пакер овершота обхватывает обрезанную трубу, обеспечивая герме­тичность колонны. Проворотом бурильной колонны осво­бождают труболовку и поднимают ее из скважины. Применение ремонтного овершота позволяет создать рас­четное натяжение колонны и обеспечить постоянство ее вну­треннего канала. По наружному диаметру овершоты нена­много превосходят обычные муфтовые соединения стандарт­ных обсадных труб. После посадки в колонную головку ко­лонну с ремонтным овершотом опрессовывают для проверки герметичности уплотнения. Отвинчивание обсадных труб Если на сравнительно небольшой глубине об­садная колонна сильно корродирована или негерметична, можно отвинтить ее верхнюю поврежденную часть при по­мощи специальных инструментов и заменить новыми труба­ми, соединив их с оставшейся в скважине частью специаль­ным метчиком (или колоколом). Если ремонтируемая колонна находится в обсаженной скважине, то область применения способа может быть расширена до глубины 900 м. Однако наибольшее распространение этот способ получил на глуби­нах до 300 м. Отвинчивание начинают сверху. С помощью внутренней труболовки, бурильных труб с левой резьбой и высокомо-ментного бурового ключа отвинчивают на три оборота влево одну или несколько верхних труб обсадной колонны. Затем труболовку спускают в следующую трубу и отвинчивают ее тоже на три оборота. При вращении трубы влево ее нижнее резьбовое соединение развинчивается, а верхнее свинчивается с расположенными выше неподвижными трубами. Таким об­разом отвинчивают по очереди все трубы до намеченной глу­бины, где полностью отвинчивают всю расположенную выше колонну. Успех этому методу обеспечивают небольшие потери на трение, так как трубы отвинчивают поодиночке, а благодаря 508

	тому, что при отвинчивании нижней резьбы все находящиеся выше резьбы завинчиваются, практически исключается веро­ятность отвинтить и уронить в скважину какую-нибудь трубу. В компоновку бурильной колонны включают трубы с центра­торами, чтобы поддерживать соосность верхней и нижней частей обсадной колонны как при отвинчивании, так и при соединении их между собой. Повсеместное применение метода сдерживается не только ограничениями по глубине, но и возможностью проявления продуктовых горизонтов в этот период работ, когда верхняя часть обсадной колонны отсутствует или не может быть ис­пользована для герметизации устья и глушения скважины. Отвинчивание обсадных труб - один из дешевых методов, не требующих применения дорогостоящих соединителей типа ремонтного овершота. Стальные деформируемые перекрыватели для обсадных колонн Суть метода заключается в том, что зона не­герметичности обсадной колонны перекрывается изнутри, как пластырем, тонкостенной (толщина стенки 2-3 мм) де­формируемой трубой, изготовленной из мягкой стали. Трубу сначала подвергают отжигу, потом на ней прокатывают про­дольные гофры, уменьшая таким образом ее наружный диа­метр, и снова отжигают для снятия остаточных напряжений прокатки. Наружный диаметр трубы подбирают с учетом размера и толщины стенки обсадной колонны в перекрыва­емом интервале. Это очень важно, так как после деформации перекрыватель должен плотно прилегать к внутренней по­верхности обсадной колонны. Обычно наружная окружность поперечного сечения тру-бы-перекрывателя на 2 % длиннее внутренней окружности поперечного сечения обсадной колонны. Снаружи на пере­крыватель наносится слой стекловолокна, который насыща­ют эпоксидным клеем и который служит уплотняющей про­кладкой. В комплект инструментов для установки перекрывателя входит гидравлический поршень, который проталкивает двухступенчатую оправку внутри гофрированной трубы-перекрывателя. Перед спуском в скважину слой стекловолок­на пропитывается эпоксидным клеем, срок схватывания ко­торого подбирается с учетом продолжительности работ и температурных условий в скважине. 509

		Рис. 8.2. Схема установки гофрированной манже­ты в обсадной колонне: 1 - гофрированная манжета; 2 - конус оправки; 3 - расправленный участок манжеты; 4 - обсад­ная колонна; 5 - шаровая пружинная цанга; 6 -стопор; 7 - доливной клапан; 8 - поврежденный участок колонны Рис. 8.3. Схема распространения смятия по ко­лонне
		а
	Оправка (рис. 8.2) состоит из монолитного направляющего конуса и следующей за ним шаровой пружинной цанги. Из­готовленный из мягкой стали перекрыватель деформируется и, расправляясь, плотно прилегает к внутренней поверхности обсадной колонны. Поскольку первоначальный его размер больше, чем ему позволяет поперечное сечение скважины, то после установки на место перекрыватель оказывается как бы обжатым снаружи обсадной колонной. 510

	Рис. 8.4. Грушевидная оправка
	Рис. 8.5. Роликовая оправка
	Смятие обсадных колонн Смятие обсадной колонны, как правило, яв­ляется очень серьезной аварией, так как часто возникают трудности при определении степени и протяженности зоны смятия. Поэтому требуется особая тщательность при подго­товке плана аварийных работ и при его реализации. Прежде всего необходимо, если это возможно, уточнить границы зоны смятия. Для этого используют прихватомер. В зону смятия спускают печать, осторожно разгружая ко­лонну труб для получения отпечатка. Для уточнения глубины кровли зоны смятия необходимо сделать контрольный замер труб при подъеме печати. Если смятие распространяется по 511

	колонне вверх от места наибольшей деформации, печать будет сжата с боков при посадке в образовавшееся сужение колонны (рис. 8.3, а). Такой тип смятия - наиболее простой. Если же место наибольшей деформации приходится на муфтовое соединение и смятие от этого места распространя­ется вниз (рис. 8.3, б), то на донной части печати будет отпечаток торца смятой трубы. В таком случае надо помнить, что мятая труба работает как уипсток, и все спускаемые в скважину инструменты будут отклоняться ею за пределы ко­лонны. При проведении работ по выправлению колонны следует избегать инструментов с твердосплавными наплавка­ми. Грушевидные оправки (рис. 8.4) - это прочные инструмен­ты обтекаемой формы, которые проталкивают внутри смя­той трубы и извлекают назад с помощь ясса. Обычно на скважину завозят набор оправок различного диаметра. Их спускают поочередно, начиная с наименьшей. За один рейс проход в зоне смятия расширяют на несколько миллиметров (от 6 мм и более), а последняя оправка бывает на 3-4 мм меньше первоначального внутреннего диаметра колонны в смятом месте. Наиболее совершенный инструмент - составленный из упрочненных роликов с направляющим конусом (рис. 8.5). Выправление колонны грушевидными или роликовыми оп­равками связано с большими нагрузками, и в аварийную ко­лону всегда следует включать яссы и УБТ, так как инструмен­ты зависают и заклиниваются в зоне смятия. Прежде чем приступить к откачке жидкости из скважины или другим операциям, способствующим росту избыточного наружного давления, необходимо укрепить выправленную колонну. Для этого можно провести цементирование под дав­лением или перекрыть зону смятия хвостовиком.
	8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Исследования большого количества аварий с трубами, проведенные в Азинмаше, привели к заключению, что разрушение труб обычно носит усталостный характер. Явления усталости в трубах возникают в результате действия переменных нагрузок, к которым относятся переменный из- 512

	гиб, крутильный удар и колебания бурильной колонны. Ос­новной фактор, приводящий к образованию переменных на­пряжений, знакопеременный изгиб, возникающий при вра­щении колонны (А.Е. Сароян). Крутильный удар появляется в тех случаях, когда прекра­щает вращаться долото, что сопровождается скручиванием труб с последующим внезапным освобождением долота, вы­зывающим раскручивание колонны труб. Крутильный удар, как правило, наблюдается при работе долотом режущего ти­па, при быстром увеличении нагрузки на долото, а также при переходе долота из мягкой породы в крепкую, что сопро­вождается иногда заклиниванием долота с последующим его освобождением. Колебания колонны в значительной степени зависят от уравновешенности элементов бурильной колонны (трубы, бурильные замки, турбобур и др.), однородности разбурива­емой породы, от пульсации промывочной жидкости, работы долота и др. А.Е. Сароян считает, что в результате усталостного разру­шения возникают и постепенно развиваются трещины. Когда трещина достигает значительного размера, сечение трубы уменьшается, что в свою очередь приведет к увеличению на­пряжений, а в дальнейшем и слому всего сечения, который может произойти при наличии одних лишь статических нагрузок. Типичным признаком большинства сломов является наличие в изломе двух зон: зоны усталости и зоны заключи­тельного разрушения. Первая зона соответствует постепен­ному развитию трещины от усталости и характеризуется относительно гладкой (мелкозернистой) поверхностью. Вто­рая зона имеет крупнозернистую поверхность, соответству­ющую разрушению металла под действием постоянных на­грузок. Для развития явления усталости необходимы переменные напряжения выше предела выносливости. Условиями, способствующими возникновению и развитию трещин усталости, являются различные дефекты материала (расслоения, структурная неоднородность), резкие переходы в сечении (нарезка, запилы) и т.д. Анализ аварийности с бурильными трубами показал, что при роторном бурении 85-90 % аварий происходит с резьбо­выми соединениями бурильных труб, бурильных замков и других элементов колонны. Данные (в %) по аварийности бу­рильных труб в роторном бурении (Д.С. Касум-заде и др.) следующие: 513

	Слом бурильных труб в теле................................ 9,5 Слом бурильных труб в утолщенных кон­цах.................................................................................. 46,8 Срыв бурильных труб по 8-ниточной на­резке............................................................................. 11,2 Слом бурильного замка......................................... 4,2 Срыв резьбового соединения бурильного замка............................................................................. 9,6 Слом и срыв резьбового соединения тяже­лого низа..................................................................... 10,5 Слом труб, переводников и срыв по резьбе 8,2 Как видим, аварии с трубами происходят в основном вследствие слома или срыва резьбы. В роторном бурении наиболее часто встречается разруше­ние трубы в резьбовом соединении по утолщенному месту, составляющее 60-70 % от общего числа аварий. В отдельных случаях число это доходит до 90 %. Срыв резьбы происходит в результате деформации раз­рушения резьбового соединения из-за износа резьбы, размы­ва соединения прокачиваемой промывочной жидкостью, за­едания резьбы. В турбинном бурении количество сломов доведено до ми­нимума, и выход труб из строя происходит, как правило, по причине износа резьбовых соединений, а также размыва резьб и тела труб. Сломы в турбинном бурении наблюдаются преимущест­венно в нижней части колонны и в соединениях турбобура в результате воздействия переменных нагрузок, возникающих в процессе работы турбобура. При отсутствии тяжелого низа усталостные разрушения концентрируются в сжатой части колонны, т.е. на том участ­ке колонны, где действуют наибольшие переменные нагруз­ки. Использование на практике тяжелого низа достаточной длины в сочетании с оптимальным размером долота приводит к резкому сокращению усталостных разрушений бурильных труб и их соединений. Усталостные разрушения наблюдаются также в растянутой части колонны, работающей в обсаженном стволе скважины. В этом случае усталостные разрушения возникают вследст­вие эксцентричного вращения труб в скважине, сопровожда­ющегося ударами труб о стенки обсадной колонны; искрив­ления ведущей трубы, приводящего к слому бурильных труб на длине до нескольких сотен метров от устья, а также к слому ствола и переводника вертлюга; нарушения соосности оси вышки и скважины и других причин. Скручивание бурильных труб в результате воздействия 514

	крутящего момента встречается очень редко и наблюдается в трубах, сечение которых сильно ослаблено коррозийным действием промывочной жидкости на внутренней поверхнос­ти труб. Слом труб по утолщенному концу Эти разрушения происходят по нарезанной части трубы. Наблюдается поперечный слом трубы по пер­вому витку резьбы, находящемуся в сопряжении с буриль­ным замком. Сломы утолщенного конца трубы происходят также и в других сечениях, расположенных на различных участках резьбы, или одновременно в нескольких сечениях. Отмечается выкрашивание отдельных витков резьбы. Зна­чительное число сломов в утолщенном конце трубы, несмот­ря на то, что толщина трубы в этом месте в 1,5-2 раза больше толщины тела трубы, объясняется влиянием нарезки, являющейся местом концентрации напряжения. В резьбовом соединении ведущей трубы с переводником наиболее часто ломается конец штанги по первому витку резьбы. Отсутствие упора в резьбовом соединении труб и штанг приводит к тому, что в опасном сечении полностью действует изгибающий момент, возникающий в процессе вращения бу­рильной колонны. Воздействие переменных нагрузок в сочетании с концент­рацией напряжения во впадинах резьбы обусловливает уста­лостный характер сломов. Разрушению способствует также и то, что нагрузки, действующие по виткам резьбы, в результа­те приложения осевых сил и изгибающих моментов, носят неравномерный характер. Неравномерность эта увеличивает­ся при наличии отклонений по элементам резьбы, особенно по конусности. Слом труб по телу В практике бурения наблюдаются два вида сломов по телу трубы. Один из них представляет собой по­перечный излом тела трубы, имеющий усталостный харак­тер. Причинами, приводящими к концентрации напряжений на отдельных участках поверхности трубы, являются различные повреждения, направленные перпендикулярно к оси трубы. К 515

	ним относятся клейма, наносимые на поверхности трубы; поперечные риски, возникающие в результате работы клинь­ями, особенно при вращении труб ротором; дефекты прока­та на поверхности труб. Другой вид слома представляет собой разрушение трубы в виде спирали, встречающееся при бурении в обсаженном стволе скважины или в узкой скважине. Направление спира­ли обычно правое, что совпадает с направлением вращения стола ротора. Спиральный слом начинается всегда с попереч­ной трещины на поверхности трубы. Угол подъема спирали составляет приблизительно 45° к оси трубы, что соответствует направлению плоскости, в ко­торой действуют наибольшие нормальные напряжения, воз­никающие при кручении. Спиральный слом, как правило, не связан с деформацией, наблюдаемой в процессе изготовления и правки труб, когда поступательное движение трубы сочетается обычно с левым ее вращением. В промысловой практике наблюдались случаи спирального слома с левым направлением спирали, однако при этом тру­бы имели левую резьбу и вращение их было левым (против часовой стрелки). Сломы происходят в бурильных трубах, изготовленных путем контактно-стыковой сварки соединительного конца (замковой части) с трубой. Использование труб, у которых сварка соединительного конца произведена по телу трубы (не по высаженной части) показало, что сломы возникают как по сварному шву, так и по зоне термического влияния шва. Слом резьбового соединения бурильного замка и утяжеленных бурильных труб Разрушение резьбового соединения по своему виду А.Е. Сароян делит на две группы: выкрашивание отдель­ных витков и слом конуса ниппеля или муфты (раструба). Наиболее многочисленным видом разрушения резьбы яв­ляется выкрашивание отдельных витков, наблюдаемое на различных участках резьбы вдоль образующей конуса. При выкрашивании отдельных витков трещины усталости, обра­зованные во впадинах смежных витков, распространяются в глубь тела резьбы до их взаимного пересечения, что приво­дит к слому части витков. Чаще всего выкрашивание витков происходит на участках, расположенных у большего или меньшего диаметра конуса, т.е. у первых или последних вит- 516

	ков. При одновременном разрушении ряда витков степень разрушения уменьшается в направлении от крайних витков, находящихся в сопряжении, к середине. Это в значительной степени объясняется неравномерным распределением нагрузки по виткам резьбы и отклонением по конусности ниппеля и муфты. Нагрузка, действующая вдоль оси резьбового соединения, находящегося в скважине, распределяется по виткам резьбы неравномерно: больше у крайних витков, находящихся в сопряжении, и уменьшается к середине. Кроме осевых сил, на замковое соединение действует из­гибающий момент, имеющий переменный характер и равный моменту, действующему на бурильную колонну. Последний приводит к возникновению на поверхностях витков нагру­зок, неравномерно распределенных вдоль резьбы. При этом под действием изгибающего момента нагрузки по окружнос­ти витка также распределяются неравномерно: наибольшее значение они имеют в осевом сечении замка, в плоскости изгиба, и наименьшее - в плоскости нейтрального слоя. Реже встречается слом конуса ниппеля, имеющий вид вы­крашивания отдельных участков конуса или отлома конуса в форме кольца, что объясняется характером распределения осевых сил и изгибающих моментов по длине резьбы. При этом усталостные трещины, образуясь у впадины резьбы, распространяются в глубь сечения; в некоторых случаях пе­реходят ступенчато от одного витка к другому. Ширина отломанных колец конуса ниппеля бывает раз­личной: начинается от одного последнего витка и доходит до отлома всего конуса по первому витку, находящемуся в со­пряжении (у большого основания). Слому конуса в резьбовом соединении способствуют от­клонения по конусности ниппеля и муфты, особенно разно­именные, что приводит к увеличению нагрузки на крайних витках резьбы. В значительной мере на разрушение резьбы влияет сте­пень ее износа. При изготовлении замковой резьбы с отрицательным на­тягом наличие зазора по одной стороне профиля резьбы в свинченном соединении создает возможность относительного движения (скольжения) соприкасающихся сторон профиля при знакопеременном изгибе, что приводит к износу профи­ля и в дальнейшем способствует его разрушению. Изготовление резьбы с положительным натягом, при ко­тором профиль резьбы соприкасается по двум сторонам с 517

	одновременным доведением упорного уступа ниппеля и упор­ного торца муфты до соприкосновения в процессе принуди­тельного крепления замкового соединения, предотвращает относительное перемещение (скольжение) сторон профиля при знакопеременном изгибе колонны, что уменьшает износ резьбы, а следовательно, и разрушение витков резьбы. Реже наблюдается отлом тела муфты замка в виде кольца или всей резьбовой части по последнему витку резьбы. Более редкие случаи отлома тела муфты по сравнению с ниппелем объясняются ее большей жесткостью. Размыв резьбового соединения и тела трубы Размыв резьбы представляет один из часто встречающихся разрушений резьбового соединения в резуль­тате действия прокачиваемой жидкости. Разрушение соеди­нения вследствие размыва происходит в замковом соедине­нии и в соединении трубы с бурильным замком. Чтобы возник размыв, необходим зазор, по которому могла бы двигаться жидкость, и перепад давления между по­лостью труб и кольцевым зазором. Истечение жидкости может происходить как в направле­нии образующей конуса, так и в направлении винтовой ли­нии. Встречается и комбинированное истечение жидкости: по образующей и винтовой линиям. Размыв резьбы по образующей происходит вследствие волнообразного движения жидкости по виткам в направлении зазора, который образуется вдоль образующей конуса. При размыве резьбы по винтовой линии разрушается несколько витков, расположенных в месте выхода промывочной жид­кости. На остальных витках не отмечается заметных следов размыва, что объясняется отсутствием резких изменений в направлении движения жидкости по винтовой линии. Если размыв соединения произошел с выходом струи че­рез тело детали, навинченной на трубу, зазор может быть только на части длины резьбы. При этом прокачиваемая жидкость, встречая на своем пути сопротивление, изменяет направление течения, что создает завихрение; в результате разрушаются тело трубы и детали. Зазор в соединении может образоваться по причинам тех­нологического и эксплуатационного порядка. Причины технологического порядка следующие: несоответствие средних диаметров резьбы, заключающееся 518

	в увеличении диаметра муфты и в уменьшении его у ниппеля на узком участке вдоль длины резьбы, что связано с техноло­гией резьбофрезерования; перекос упорных торцов и уступов вследствие неправиль­ной подрезки; значительное отклонение у отдельных элементов резьбы, особенно по конусности и шагу, а также овальность резьбы, исключающая правильность сопряжения. Причины эксплуатационного порядка следующие: свинчивание резьб с поврежденными упорными торцом и уступом, с не очищенной от засохшего глинистого раствора резьбой, недокрепление резьб, что приводит к нарушению правильности сопряжения; нарушение герметичности вследствие заедания резьбы, от­винчивания соединения в процессе бурения и сработки резьбы; применение некачественной смазки; недостаточное значение крутящего момента свинчивания соединений. Размыв тела трубы может быть вызван дефектами на вну­тренней поверхности трубы (глубокие закатанные плены, крупные раковины и др.), нарушающими сплошность по­верхности и связанными с технологией изготовления труб. Наблюдается размыв бурильной трубы, расположенной у устья, в которую вставляется фильтр при турбинном бурении. Струя промывочной жидкости, выходящая из отверстий фильтра, воздействует на внутреннюю поверхность трубы, в результате возникает размыв. У труб с приваренными соединительными концами отме­чается размыв по сварному шву. При этом размыв появляет­ся с образованием трещины усталостного характера по свар­ному шву или с наличием значительного внутреннего грата после сварки, на участке которого наблюдается завихрение промывочной жидкости, способствующее размыву. Срыв резьбы Срыв резьбы наблюдается в 8-ниточном резь­бовом соединении бурильных труб, соединении переводника с корпусом турбобура, замковой резьбе бурильных и утяже­ленных труб. Срыв резьбы, как правило, происходит в результате зна­чительного износа или размыва резьбового соединения. Износ замковой резьбы возникает вследствие многократ­ного свинчивания-развинчивания замкового соединения, свя- 519

	занного со спуском и подъемом бурильного инструмента; вращения бурильной колонны, а также колебаний ее, вы­званных работой забойного двигателя, долота и др. На поверхности резьбы, подвергнувшейся сильному изно­су, срабатываются обе стороны профиля резьбы. В замковом соединении больше срабатывается короткая сторона профи­ля, т.е. та, которая расположена ближе к упорному уступу ниппеля, вследствие того, что короткая сторона в процессе работы соединения в скважине является рабочей стороной и воспринимает основную часть нагрузки. На рис. 8.6 показан ниппельный конец утяжеленной трубы после срыва резьбы. Переменные нагрузки расслабляют соединения, что созда­ет возможность перемещения одной детали резьбового со­единения по другой. Этому в большой степени способствует недостаточная затяжка соединения перед спуском в скважи­ну. Относительное смещение деталей свинченного соединения приводит к постепенному износу поверхности витков и в дальнейшем к уменьшению высоты витка. Глубина резьбы равна приблизительно 2,2 мм, в то время как глубина резьбы нового соединения составляет 3,74 мм (см. рис. 8.6). В отдельных случаях срыву способствуют значительные отклонения элементов резьбы, особенно по конусности, ко­торые приводят к увеличению неравномерности распределе­ния нагрузки по виткам резьбы и в дальнейшем к значитель­ному износу резьбы в процессе работы. В результате износа площадь соприкосновения витков резьбы уменьшается, а следовательно, при одних и тех же осевых нагрузках увеличиваются напряжения по виткам резьбы с последующим ее срывом. Воронкообразные деформации замкового соединения Воронкообразные деформации возникают в результате значительного увеличения наружного диаметра муфты. При этом наблюдается также деформация упорного уступа ниппеля. Проведенными наблюдениями было установлено, что ос­новной причиной, приводящей к воронкообразным дефор­мациям, является значительный крутящий момент, особенно в процессе отвинчивания труб, прихваченных в скважинах, при капитальном ремонте скважин. 520

	Рис. 8.6. Срыв замковой резьбы	Рис. 8.7. Бурильные трубы с блоки­рующим пояском
	Значительный крутящий момент создает осевую сжимаю­щую силу в резьбовом соединении, приводящую к последую­щей деформации деталей замков. Разрушение бурильных замков и муфт бурильных труб по телу В процессе бурения или капитального ремон­та скважин наблюдаются продольные и поперечные трещины по телу замковых деталей и муфт бурильных труб. Этот вид разрушения является следствием приложения значительных усилий, приводящих к довинчиванию деталей замка или муфт на трубы или неправильной термообработки (наличие зака­лочных трещин, высоких закалочных напряжений). 521

	Продольные трещины, образовавшиеся на муфте 89-мм бурильной трубы в процессе приложения значительного кру­тящего момента, не связаны с понижением качества металла по сравнению с требованиями ГОСТа на бурильные трубы и муфты к ним. Трещины образуются в результате возникно­вения в стенке муфты значительных нормальных напряжений в тангенциальном направлении в процессе довинчивания тру­бы в муфту. Трещины, возникающие в результате наличия в замковых деталях значительных внутренних (термических) напряжений, встречаются редко и выявляются до работы или вскоре после пуска замков в работу. На практике отмечались случаи слома новых бурильных замков в процессе разгрузки при их транспортировке. К трубам, позволяющим уменьшить переменные нагрузки, действующие на резьбу, относятся трубы с блокирующим пояском (рис. 8.7), у которого за резьбой имеется проточен­ный поясок, диаметр которого превышает диаметр расточки замковой детали. Замки навинчиваются на трубы в нагретом состоянии, что позволяет после охлаждения получить напря­женное резьбовое соединение. Благодаря блокирующему по­яску на резьбу передается лишь часть изгибающего момента, действующего на трубу. Это привело к увеличению предела выносливости труб указанной конструкции по сравнению со стандартной. Значительные удельные давления, возникающие на по-
		Рис. 8.8. Соединительный элемент ведущей трубы с блокирующим пояском
	522

	верхности сопряжения трубы с замковой деталью (особенно на участке контакта торца трубы с внутренним уступом дета­ли), обеспечивают герметичность соединения. Применяются соединения с блокирующим пояском других конструкций, в которых резьба выполняется цилиндрической и конической. В некоторых конструкциях отсутствует кон­такт торца трубы с внутренним уступом замковой детали. Конструкция соединения с блокирующим пояском кроме бурильных труб используется также для соединения ведущих труб с переводником (рис. 8.8). Промысловые испытания со­единений ведущих труб с блокирующим пояском показали их высокую работоспособность. Увеличение глубин скважин и возросшие нагрузки, дейст­вующие на бурильную колонну, привели к необходимости по­вышения механических свойств элементов бурильной колон­ны. Предел текучести бурильных труб превышает 1050 Н/мм2. С целью увеличения прочности бурильные замки изготовля­ются из хромоникелевых и хромомолибденовых сталей. Значительное влияние на работу бурильной колонны ока­зывает уравновешенность ее вращающихся частей. В ротор­ном бурении особое значение приобретает уравновешенность утяжеленных труб. С этой целью рекомендуется производить механическую обработку утяжеленных труб, что позволяет
	Таблица 8.1
	Проверка бурильных Способ или средст- Критерий от- Периодич­ность про- Последую­щее исполь­зование труб во провер-ки браковки верки отбракован- ных труб Ультразву- Дефекто- Трещины глуби- 1 раз в 1 Перевод в ковая де- скопическая ной более 3 мм, мес или 25- материал фектоско- установка длиной по дуге 30 рейсов пия труб- более 50 мм долота ных резьб Опрессовка Цементиро- Потеки и подпо- 1 раз в 2 Перевод в свечей на вочный аг- тевание в резьбо- мес материал давление регат вых соединениях или ремонт ЗОМПа и теле труб резьбы Проверка Замер час- 3-121 менее 3 об.; Бурильные Перенарез- сработки тоты вра- 3-147 менее 4 об., трубы 1 раз ка резьбы замковых щения по- наличие острых в 1 мес, УБТ резьбовых сле посадки граней в нитках постоянно соединений ниппеля в резьбы муфту и визуальный осмотр резьбы
	523

	П ро до лж ен ие табл. 8.1 Проверка бурильных Способ или средство Критерий отбра- Периодич­ность про- Последую­щее исполь­зование от- труб проверки ковки верки бракованных труб Проверка Предельная ЗШ-146 до 138 мм; 1 раз в месяц Смена зам- сработки минусовая ЗШ-178 до 168 мм; ковых сое- наружной скоба ЗШ-203 до 192 мм; динений, поверхно- ТБПВ-127 наплавка сти замков и износо- УБТ стойких по- ясков Проверка Предельная Уменьшение диа- 1 раз в месяц Перевод в наличия смя- минусовая метра бурильной материал тий в месте скоба трубы: посадки тру- до глубины 3200 м - бы в клино- 4,5 мм, до 4500 м - вой захват 4 мм, свыше 4500 м - 3 мм Наружный Визуально Вмятины, промы- Постоянно Перенарез- осмотр при спуско- тости заплечиков, ка резьб, подъеме резьбы и тела тру- перевод в бы материал Проверка Предельная Уменьшение диа- 1 раз в ме- Перевод в толщины минусовая метра трубы за сяц при глу- типоразмер стенки бу- скоба счет износа на бине скважи с толщиной рильной тру- 1,5 мм в любом ны более стенки, на бы в гладкой сечении 4500 м, 1 раз 1 мм мень- части в 3 мес при шей глубине сква- жины менее 4500 м Уменьшение диа- - Перевод в метра трубы на материал 3 мм
	значительно повысить их уравновешенность, а тем самым увеличить надежность работы труб и резьбовых соединений. В турбинном бурении важна уравновешенность вращающихся частей турбобура, позволяющая уменьшить вибрации забой­ного двигателя в процессе работы. Когда для борьбы с ис­кривлениями скважины между турбобуром и долотом уста­навливается утяжеленная труба, высокая степень уравнове­шенности трубы оказывает существенное влияние на умень­шение вибрации турбобура. В качестве успешной профилактики сломов бурильных труб можно рекомендовать опыт нефтяников Ставрополь­ского края, обобщенный в виде табл. 8.1.

	8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ Газонефтепроявления при бурении, креплении и освоении скважин - это неорганизованное поступление относительно небольших количеств нефти и газа в скважину и на поверхность, не представляющее на первых порах непо­средственного препятствия для выполнения основных техно­логических операций. Предотвращение и ликвидация воз­никших нефтегазопроявлений являются, по существу, нор­мальными технологическими процессами в практике развед­ки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Хотя нефтегазопроявления чреваты опасными последствиями и мо­гут перейти в фонтаны, тем не менее нефтегазопроявления считают не авариями, а осложнениями технологического цик­ла бурения скважин. Аварийный фонтан - это неконтролируемое поступление нефти и газа на поверхность по стволу скважины, препятст­вующее проведению бурения и связанное с разрушением элементов оборудования и конструкции скважины. Зачастую аварийные фонтаны осложняются взрывами, пожарами, гри­фонами и т.д. В зависимости от геолого-технических и орга­низационных условий степень сложности аварийных фонта­нов бывает различной (табл. 8.2). Аварийные фонтаны могут возникать и действительно
	Таблица 8.2
	Обобщенные сведения об аварийных фонтанах
	Типичные причины аварийного фонта­нирования скважин Количество аварийных фонтанов, % Всего В том числе газовых В том числе нефтя­ных Осложненных пожара­ми грифоно-образо-ванием Недостаточная изу­ченность геологиче­ских условий буре­ния, вскрытие плас­тов с аномально высоким давлением Неправильная кон­струкция скважин, нарушение обсадных колонн и их некаче­ственное цементи­рование 10 20 8 20 2 4 6 2 10
	525

	Продолжение табл. 8.2
	Типичные причина варийного фонта­нирования скважин Количество аварийных фонтанов, % Всего В том числе газовых В том числе нефтя­ных Осложненных пожара­ми грифоно-образо-ванием Внезапные поглоще­ния промывочной жидкости при буре­нии Отсутствие, неис­правность или не­правильное исполь­зование противо-фонтанной армату­ры на устьях сква­жины Нарушения техноло­гических требований буровыми бригадами 10 20 40 9 17 35 1 3 5 2 6 10 2 5 10
	имеют место на всех этапах строительства и эксплуатации скважин. Ликвидация их может продолжаться и продолжает­ся на практике от нескольких часов до нескольких лет. Фак­тор времени при этом носит скорее экономический и техни­ческий, а не принципиальный характер при оценке существа произошедшей аварии. Аварийное фонтанирование скважин всегда приводит к временному или постоянному прекраще­нию основного технологического процесса в скважине (бурения или добычи нефти и газа). Грифон - это неконтролируемое поступление нефти, газа и воды на поверхность по естественным и искусственным каналам, происходящее в результате нарушения естественной герметичности стволов скважин при бурении и эксплуатации. Грифоны опасны своей неожиданностью как по времени, так и по месту появления, трудностью определения источников пи­тания. В подавляющем большинстве случаев источником грифо-нообразований служат аварийно-фонтанирующие или ранее фонтанировавшие скважины, а также скважины, пришедшие в процессе эксплуатации в негодность.

	Геолого-технологические причины возникновения аварийного фонтанирования скважин Основной причиной аварийного фонтаниро­вания при бурении скважин является внезапное или посте­пенное снижение противодавления на продуктивный пласт, создаваемого весом столба промывочной жидкости в сква­жине. Такая обстановка при бурении скважин может сложиться в результате: внезапного вскрытия скважиной газонефтесодержащего пласта с аномально высоким давлением, т.е. больше нор­мального гидростатического давления; производства буровых работ с промывкой забоя жидкос­тью, плотность которой не обеспечивает необходимого про­тиводавления на пласты; падения уровня жидкости в скважине из-за несвоевремен­ного заполнения ее при подъеме бурильного инструмента или поглощения промывочной жидкости хорошо проницаемым пластом, кавернами и трещиноватыми породами; резкого снижения давления на пласт из-за быстрого подъ­ема бурильного инструмента из скважины (поршневой эф­фект); снижения плотности промывочной жидкости в связи с на­сыщением ее пластовой нефтью или газом (аналогичное явле­ние может иметь место при постановке нефтяных ванн в скважинах с целью освобождения прихваченного бурильного инструмента). Начавшееся в таких условиях нефтегазопроявление в сква­жине переходит в аварийное фонтанирование, если: отсутствует или неисправно противовыбросовое оборудо­вание на устье скважины; неправильно используется противовыбросовое оборудова­ние, что приводит к разрушению его герметизирующих эле­ментов; нарушена герметичность обсадной колонны и цементного кольца за ней, что приводит к выбросу нефти и газа по за-трубному пространству. Из приведенных данных (см. табл. 8.2) видно, что более 70 % фонтанов произошло из-за нарушения технологическо­го режима бурения и неправильной установки и эксплуатации превенторов. Виды, мощность и степень осложненности аварийных 527

	фонтанов достаточно многообразны. Но общим для них яв­ляется неорганизованное и бесконтрольное выбрасывание на поверхность больших объемов нефти, газа, воды и обломков горных пород. Этот могучий поток, разрушая все на своем пути, устремляется на поверхность земли. Механическое раз­рушение скважины, уничтожение бурового оборудования и инструмента, постоянная опасность взрыва и пожара, опас­ность отравления людей, разрушение залежей нефти и газа, а также подземных водных бассейнов в районе фонтанирую­щей скважины - вот неполный перечень вредных воздейст­вий аварийных фонтанов. Классификация аварийных фонтанов По виду выбрасываемой продукции аварий­ные фонтаны подразделяют на нефтяные, газовые, нефтега­зовые, газонефтяные, водяные и газонефтеводяные. Такое подразделение фонтанов носит чисто условный ха­рактер, так как оно не содержит в себе каких-либо количе­ственных параметров. Например, чем отличается нефтегазо­вый фонтан от газонефтяного и, главное, как их различать на практике, когда, как правило, дебиты скважин по жидкой и газовой фазам меняются и могут быть оценены прибли­женно. Кроме того, аварийный фонтан, особенно в началь­ной стадии, представляет собой нестабильный процесс. Неф­тяной фонтан, например, может превратиться в газовый и наоборот. По интенсивности притока продукции различают фон­таны: а)  слабые, когда дебит скважины по газу не превышает 0,5 млн. м3/сут, а по нефти - 100 м3/сут; б)   средние, когда дебит скважины по газу доходит до 1 млн. м3/сут, а по нефти - до 300 м3/сут; в)   сильные, когда дебит скважины по газу доходит до 1 млн. м3/сут, а по нефти - превышает 300 м3/сут. Численные пределы величин, характеризующих мощность фонтанов, также приняты условно. Дополнительно к этому можно ввести понятие "очень сильные фонтаны", когда они приобретают качественно новый вид. Пределы дебитов для скважин с очень сильным фонтаном можно рекомендовать по газу более 10 млн. м3/сут, а по нефти более 1000 м3/сут. При этом целесообразно учитывать всю газовую и жидкую фазы продукции фонтана, так как при решении вопросов, связанных с выбросом и реализацией способа ликвидации 528

	фонтана, важно знать объем всей продукции скважины, а потом уже фазовое соотношение. И, наконец, аварийные фонтаны делят на неосложненные и осложненные. К первой группе относят фонтаны из сква­жин, у которых еще "не потеряна база" для ликвидации фонтана - сохранены надежность обсадных колонн, фланце­вая часть устьевой арматуры и спущенные в скважину бурильные трубы. Фонтанами второй группы считают фон­таны, действующие через разрушенное устье скважины и сопровождающиеся возникновением пожаров, грифонов и кратеров. Из-за ограниченности разделения аварийных фонтанов всего на несколько групп приведенная классификация полно­стью не удовлетворяет многообразию геолого-технических обстоятельств, сопутствующих аварийным фонтанам. Поэто­му она не может служить основой для быстрого принятия решения о путях ликвидации того или иного аварийного фонтана в конкретных геолого-технических условиях. Оценка параметров аварийно возникшего фонтана пред­ставляет собой важнейшую основу успешной ликвидации его. Поэтому необходима объективная и детальная классификация фонтанов по признакам, влияющим на выбор и возможность быстрейшей ликвидации таких аварий. Такая классификация фонтанов должна служить основой методики выбора опти­мального варианта работ по ликвидации аварийных фонтанов из имеющихся на сегодня методов. Правильный выбор методов ликвидации фонтанов, осно­ванный на объективных критериях, позволяет сократить сроки аварийных работ и в конечном счете поможет сберечь значительные средства. В табл. 8.3 приведена классификация аварийных фонтанов по семи основным геолого-техническим и технологическим признакам: фазовому составу фонтана, пластовому давлению, производительности фонтана (дебиту), глубине вскрытия про­дуктивного горизонта, конструкции и состоянию ствола фон­танирующей скважины, пространственной ориентации ствола фонтанирующей скважины, степени осложненности фонтана, предложенная В.И. Игревским и К.И. Мангушевым. Каждому из этих признаков присвоен условный номер (I, II, ..., VII). Фонтаны с указанными признаками подразделяются на две-четыре категории, которые, в свою очередь, делятся еще на две-три группы. Эти подразделения характеризуются детальными технологическими особенностями фонтанов 529

	Таблица 8.3
	Классификация и характеристики аварийных фонтанов (В.И. Игревский, К.И. Мангушев)
	Основные тех­нологические и технические признаки аварийных фонтанов, определяющи е условия применения методов их ликвидации Услов -ный класс Категории аварийных фонтанов Основные группы фонтанов Примечание Название Характери­стика Индек с Группы Техническая и количествен­ная характеристи ки группы Индек с Фазовый состав Пластовое давление 1 Газовый Жидкост­ный Низкона­порный Из скважины выбрасываете я газ Из скважины выбрасываете я в основном жидкость Давление не превышает нормальное гидростатичес­кое и градиент разрыва А1 А2 Б1 - - - Возможен вынос песка и обломков горных по­род

	Производитель -ность фонтана	Высокона­порный	вышележащих пластов Давление превышает нормальное гидростатичес кое и градиент разрыва вышележащих пластов	Б2	Поддаю- Давление не щиеся превышает воздействи пределы ю противо- рабочих давлением нагрузок на обсадные колонны и устьевую арматуру Не Давление поддающие превышает ся пределы воздействи рабочих ю нагрузок на противодав обсадные ко- лением лонны скважины и устьевую - арматуру	Категория фонтана повышается (на одну) при приближении количества выбрасывае­мой
		Слабые Средние	Or s 500 тыс. м3/сут или ОЖ5 100 м3/ сут Ог = 500 тыс. + 1 млн. м3/сут или Ож = 100 +	В1
				В2

	Сильные			300 м3/сут Ог = 1 млн. + 10 млн. м3/сут или Ож = 300 + 1000 м3/сут О > 10 млн. м3/сут О > 1000 М7	ВЗ		сопутствующ э й про-дукции (газ или жидкость) к предельно-му значению егс дебита по категории, определяе­мой дебитом скважины по основной продукции фонтана
	Организация буровых работ	Очень сильные			В4
		IV	Разведочно е бурение	Геологические условия района работ не изучены (литология, продуктивность , наличие поглощающих пластов и т.д.)	П	Приповер­хностные Глубинные Труднодо­ступные	Н < 500 м 500 sHs 2000 м Н > 2000 м
	П родолжен ие табл. 8.3 Основные тех- Категории аварийных фонтанов Основные группы фонтанов нологические и технические

	признаки аварийных фонтанов, определяющи е условия применения методов их ликвидации Уел о в -ный класс Название Характери­стика Индек с Группы Техническая и количествен­ная характеристи ки группы Индек с Примечание Конструкция и состояние ствола скважины Эксплуата­ционное бурение Изолиро­ванные Основные геологические сведения подтверждены материалами разведочного бурения (ли­тология, глубина и мощность продуктивных и поглощающих пластов и т.д.) Все пласты, залегающие выше продуктивного горизонта, перекрыты обсадными Г2 Д1 Приповер­хностные Глубинные Труднодо­ступные Надежно изолиро­ванные Надежно Н < 500 м 500sHs 2000 Н > 2000 м Обсадные ко­лонны сохранили герметичность Бурильная колонна цела Герметичность

	колоннами, зацементиров энными до устья (или до башмака предыдущей колонны, заце- ментированно й до устья); в ск-важине имеется колонна бурильных труб То же, но в скважине нет бурильных труб		изолиро­ванные		обсадных колонн потеряна. Бурильная колонна цела Герметичность обсадных колонн потеряна. Бурильный инструмент поврежден
			Д2	Ненадежно изолиро­ванные и осложнен­ные
				Надежно изолиро­ванные	Обсадные колонны сохранили герметичност ь Герметич­ность обсадных колонн нарушена Бурильная колонна сохранена	Фонтани­рование возможно как
			Ненадежно изолиро­ванные
	Неизолиро -ванные	В разрезе скважины имеются отло-жения	ДЗ	Доступные гидродина­мическому воздей-

	хорошо ствию одновремен проницаемых Не Герметич- но по и доступные ность трубному и неустойчивых гидродина бурильной затрубному пород, не пе- миче-скому колонны простран- рекрытые об- воздействи нарушена ству, так и садными ю раздельно - колоннами; в по скважине бурильным имеется трубам или колонна затрубному бурильных труб То же, но в пространст Д4 То же _ _ ву скважине нет бурильных труб
	Продолжение табл. 8.3
	Основные тех­нологические и технические признаки аварийных Уел о в -ный Категории аварийных фонтанов Основные группы фонтанов Примечание Название Характери- Индек Группы Техническая и Индек

	фонтанов, определяющи е условия применения методов их ликвидации класс стика с количествен­ная характеристи ки группы с Пространстве н-ная ориентация фонтанирую­щей скважины IV Ориенти­рованные Слабоорие нтирован-ные Простран­ственное положение ствола фонтанирую щей скважины подтвержден о геофизиче­скими исследовани ями Геофизиче­ские данные о пространст­венном положении ствола Е1 Е2 - - -

	Осложненност ь VII Неориенти -рованные Доступные Сложные фонтанирую щей скважины имеются не по всей глубине или эти данные недостаточно убедительны Простран­ственное положение ствола фонтанирую щей скважины неизвестно Верхняя часть обсадной колонны сохранилась Устье разрушено, образовался кратер. ЕЗ Ж1 Ж2 Негорящи е Горящие Негорящи е Горящие Пожара нет Пожар Пожара нет Пожар - Учитыва­ются также фактиче­ские признаки II, III, V и VI

	имеет место грифонообра -зование

	и пределами количественных оценок отдельных парамет­ров. Фазовый состав аварийного фонтана определяет характер работ по его ликвидации, поэтому этот признак выдвигается в число основных. Действительно, для ликвидации аварийного газового фонтана требуются разработка специальных мер пожарной и отравляющей безопасности людей, арматура, рассчитанная на высокое рабочее давление, и высокая сте­пень герметизации всей скважины и арматуры. При возник­новении нефтяного фонтана появляется необходимость в сборе и транспортировке выбрасываемой нефти и в предот­вращении ее горения на поверхности. Делается акцент на две категории аварийных фонтанов, различающихся по фазовому составу, - газовые и жидкост­ные, поскольку работы по ликвидации этих фонтанов прин­ципиально различны. Промежуточные случаи (газонефтяные, нефтегазовые, водонефтяные) существенно не влияют на вы­бор метода ликвидации фонтанов. К какой категории отнес­ти такие фонтаны, всегда можно решить, оценив основной вид продукции фонтана, определяющий его характер. Со­держание воды в выбрасываемой фонтаном нефти не требует каких-то дополнительных градаций, поскольку характер ра­бот по ликвидации такого фонтана определяется общим ко­личеством выбрасываемой жидкости и напором в скважине. Как газовый, так и жидкостный фонтан могут постоянно или в течение какого-то периода выбрасывать песок и об­ломки других горных пород. Иногда это может приводить к серьезным осложнениям в работах. По признаку пластового давления аварийные фонтаны де­лятся на низко- и высоконапорные. Фонтаны первой катего­рии характеризуются пластовым давлением, не превышаю­щим нормальное гидростатическое давление и градиент раз­рыва пород, слагающих вышележащие пласты. Фонтаны та­кого типа встречаются все реже, и ликвидация их большого труда не составляет. Вторая категория - высоконапорные фонтаны являются сейчас преобладающими. Они связаны со вскрытием залежей нефти и газа с аномально высоким пластовым давлением, превышающим и нормальное гидростатическое давление, и градиент разрыва вышележащих пород. В этом случае налицо опасность произвольных утечек нефти и газа, образования грифонов и повышенная опасность работы на устье фонта­нирующей скважины. По соотношению пластового давления и допустимых на- 530

	грузок на обсадные колонны и устьевую арматуру скважины фонтаны второй категории можно разделить еще на две группы (Б2а и Б2б). Наибольшую опасность представляют фонтаны именно второй группы, так как превышение плас­тового давления над гидростатическим или градиентом раз­рыва пород, техническими возможностями обсадных колонн и устьевой арматуры лишает смысла всякие попытки ликви­дировать фонтан путем герметизации устья скважины или путем задавки фонтана нагнетанием тяжелых растворов. Как уже отмечалось, к принятой градации фонтанов по их производительности добавлена еще одна категория фон­танов - очень сильные, когда дебит скважины по газу пре­вышает 10 млн. м3/сут и по нефти - 1000 м3/сут. Случаются они редко, но затраты сил и средств на их ликвидацию очень значительны. Категории фонтанов по признаку III устанавливаются по объему выбрасываемой основной продукции. Если количест­во попутного продукта также приближается к предельному значению для этой категории, фонтан следует отнести к кате­гории, на одну превышающую ранее определенную. Напри­мер, фонтан, выбрасывающий 800 тыс. м3/сут газа и 250 м3/сут жидкости, следует отнести к категории сильных фонтанов ВЗ. По признаку IV (организация буровых работ) скважины делят на разведочные и эксплуатационные. Целесообразно эту разбивку сохранить и для оценки аварийных фонтанов, поскольку она отражает количественное различие и скважин, и возникающих при их бурении фонтанов. При бурении первых разведочных скважин на любом месторождении сте­пень изученности геологических условий бывает недостаточ­ной, и это естественно. Это обстоятельство накладывает особый отпечаток на разработку и осуществление методов ликвидации таких фонтанов: всегда остается значительный элемент неопределенности и риска. Фонтаны каждой из этих категорий делятся на три груп­пы: приповерхностные, когда глубина залегания кровли про­дуктивного горизонта (условно) не превышает 500 м; глубокие, когда глубина вскрытия продуктивного горизон­та достигает 2000 м; труднодоступные, когда продуктивный горизонт вскрыва­ется на глубине, превышающей 2000 м. Такое деление больше отражает возможности современ­ной буровой и геофизической техники, чем природную осо- 531

	бенность фонтанов. С совершенствованием методики и тех­ники определения пространственного положения стволов скважин, техники и технологии бурения наклонных скважин указанные выше предельные глубины могут быть изменены в сторону их увеличения. На современном же этапе такое де­ление оправдано. Если скважиной вскрыто несколько про­дуктивных горизонтов, группу и категорию фонтана следует определять исходя из условий достижения самого глубокого горизонта. Пятым важнейшим технологическим признаком аварий­ных фонтанов являются конструкция и технологическое со­стояние ствола фонтанирующей скважины. По этому при­знаку фонтаны делятся на изолированные (Д1 и Д2) и неизо­лированные (ДЗ и Д4). К категории Д1 относятся аварийные фонтаны из сква­жин, в которых все пласты, залегающие выше продуктивного горизонта, перекрыты обсадными колоннами, качество пер­вичного цементирования которых не вызывает сомнений и в которых находится (или может быть спущена) колонна бу­рильных труб. Фонтаны, полученные из скважин, в стволе которых нет (и не может быть спущена) бурильной колонны, относятся к категории Д2. Соответственно к категориям ДЗ и Д4 относятся фонтаны, полученные из скважин, в разрезе которых оставлены от­крытыми потенциально поглощающие, напорные и неустой­чивые пласты. Фонтаны категорий Д1 и ДЗ могут действовать как одно­временно по бурильной колонне и ее затрубному простран­ству, так и раздельно по трубам или по затрубному прост­ранству. Аварийные фонтаны категории Д1 делятся на три группы: надежно изолированные Д1а, когда обсадные и бурильная колонны сохранили свое исходное состояние и герметич­ность; ненадежно изолированные (Д1в), когда в результате износа или аварии герметичность обсадных колонн потеряна, но бу­рильная колонна цела, т.е. остается возможность подачи на забой скважины различных тяжелых и тампонирующих рас­творов; ненадежно изолированные и осложненные (Д1с), когда герметичность обсадных колонн нарушена, а бурильный ин­струмент поврежден или упал ниже досягаемой в условиях фонтана глубины от поверхности земли. Фонтаны категории Д2 аналогично делятся на две группы 532

	Д2а и Д2в. Аварийные фонтаны категории ДЗ могут быть разбиты только на две группы ДЗа и ДЗв, отличающиеся со­стоянием бурильной колонны, которое в подобных условиях приобретает очень важное значение. Успешность подземных работ по ликвидации аварийных фонтанов путем бурения специальных скважин для отвода нефти и газа или закачки различных жидкостей в ствол фон­танирующей скважины или призабойную зону продуктивного пласта во многом зависит от наличия сведений о пространст­венном положении ствола фонтанирующей скважины, и это понятно. Если неизвестно положение ствола аварийной сква­жины, попытки вскрытия его специальными наклонными скважинами или создания гидродинамической связи между скважинами путем гидравлического разрыва пласта не прине­сут успеха. По этому признаку аварийные фонтаны делятся на три категории: ориентированные (Е1), когда пространственное положение всего ствола скважины известно и подкреплено геофизичес­кими данными; слабоориентированные (Е2), когда геофизические (и дру­гие) данные о положении ствола фонтанирующей скважины имеются не по всей глубине скважины, что очень часто бы­вает на практике, или же когда достоверность геофизических данных вызывает сомнения; неориентированные (ЕЗ), когда никаких объективных дан­ных о пространственном положении ствола фонтанирующей скважины нет. И, наконец, по степени осложненности аварийные фонта­ны разделены на две категории: доступные (Ж1) - верхняя часть обсадной колонны сохра­нилась; фонтан действует только по обсаженному стволу скважи­ны, грифонообразования нет; фонтан можно ликвидировать путем ремонта или замены вышедшего из строя противовыбросового оборудования и герметизации устья аварийной скважины; сложные (Ж2), когда устье скважины разрушено и вокруг него образовался кратер, имеются грифоны. Каждая из указанных категорий фонтанов делится еще на две группы в зависимости от воспламенения фонтана. Пожар нал устьем фонтанирующей скважины или над образовав­шимся кратером, горение грифонов - обстоятельства, серь­езно осложняющие работы по ликвидации аварийных фон­танов. 533

	Конечно, рекомендуемая попытка классифицировать ава­рийные фонтаны по определенным объективным критериям не может претендовать на законченность и полноту учета всех возникающих ситуаций, но она позволяет дать быструю и объективную оценку любому аварийному фонтану, на ос­новании которой должны приниматься решения о путях лик­видации аварии. Методы ликвидации аварийных фонтанов путем герметизации устья скважины Метод ликвидации аварийных нефтяных и га­зовых фонтанов посредством перекрытия устья фонтаниру­ющей скважины широко распространен в практике. Этот метод достаточно прост, несмотря на многообразие вариан­тов его осуществления. Основан метод на восстановлении равновесия в системе пласт - скважина, нарушенного в ре­зультате аварии: восстановление нарушенной герметичности устья скважины и создание в ней противодавления на пласт, превышающего пластовое давление, или же заполнение ее инертными и тампонирующими материалами с целью ликви­дации ствола аварийной скважины. В случаях, когда уже произошло воспламенение струи фонтана, в первую очередь тушат пожар. Обязательным условием ликвидации фонтанов путем пере­крытия устья аварийной скважины являются наличие обсад­ной колонны и сохранность ее герметичности, исключающие возможность утечки газа и жидкости в окружающую среду при повышении давления в стволе скважины. Желательными, но не всегда обязательными условиями применения этого ме­тода являются сохранность фланцевой основы противовыб-росового оборудования на устье фонтанирующей скважины и наличие колонны бурильных или насосно-компрессорных труб в ее стволе. В зависимости от конкретных геолого-технических и ор­ганизационных условий для ликвидации аварийных фонтанов разработано и практически применено множество вариантов этого метода. Все известные приемы герметизации устья фонтанирую­щих скважин можно представить в виде следующих техниче­ских схем: а)  ремонт или замена противовыбросового оборудования на колонне обсадных труб; б)  установка специальных приспособлений на имеющийся 534

	бурильный инструмент или имеющееся, но нарушенное про-тивовыбросовое оборудование (в том числе и допускающие свободный или принудительный спуск через них труб в скважину); в) установка специальных герметизирующих приспособле­ний в стволе фонтанирующей скважины при частичном разру­шении верхней части обсадной колонны и устья скважины. Наличие в стволе фонтанирующей скважины свободной и исправной колонны труб (бурильных, незацементированных обсадных или насосно-компрессорных) всегда облегчает глу­шение аварийных фонтанов с устья. В этом случае путем за­качки в скважину через эту колонну воды или утяжеленных буровых растворов удается сначала снизить давление на устье скважины, а затем и окончательно подавить фонтан. В случае необходимости для этих целей в скважину спускают буриль­ные или насосно-компрессорные трубы, свободно или при­нудительно при помощи тракторов-подъемников и натяжных канатов (рис. 8.9). Для тушения пожаров на устьях фонтанирующих скважин предварительно отрывают пламя: а)  путем создания водяной или пенной завесы и охлажде­ния струи фонтана; б)  воздушной ударной волной, созданной взрывом над ус­тьем фонтанирующей скважины; в)   «сдуванием» пламени мощным потоком отработанных газов и воздуха, направляемым на струю фонтана из сопел реактивных двигателей. В последние годы при ликвидации мощных фонтанов наи­более широко применяется последняя схема. Тушение пожа­ров с помощью воды и пены возможно при относительно небольшой мощности фонтанов. Автомобиль газоводяного тушения с турбореактивной ус­тановкой предназначен для получения и подачи в очаг пожара огнегасительной струи, представляющей собой смесь отрабо­танных газов турбореактивных двигателей и воды, распылен­ной до мелкодисперсного состояния. Установка состоит из самоходного шасси, турбореактив­ного двигателя, подъемно-поворотного механизма, системы водоснабжения, топливного бака, системы защиты и охлаж­дения, системы автоматического управления, системы связи и необходимого комплекта противопожарного оборудования. Для отрыва пламени над горящим фонтаном воздушной ударной волной разработаны два способа взрыва. В обоих случаях желательно точку взрыва максимально приблизить к 535

	Рис. 8.9. Схема принудительного спуска бурильных труб в фонтанирую­щую скважину: 1 - талевая система; 2 - верхний натяжной ролик; 3, 4 - натяжной канат; 5 - хомут; 6 - направляющий ролик; 7 - нижние натяжные ролики; 8 - на­правляющий ролик

	вертикали, проходящей через устье фонтанирующей скважи­ны. По первому способу расчетное количество ВВ размещается в контейнере, подвешенном на стреле-укосине, которая мон­тируется на специальной тележке. Для перемещения тележки к устью аварийной скважины укладываются рельсовые пути. В период работы с макетом заряда точно фиксируется опти­мальное положение тележки в момент взрыва, после чего работа уже ведется с реальным зарядом. Заряд подрывается дистанционно путем подачи сигнала по кабелю. Подача заряда ВВ к устью аварийной скважины по второ­му способу показана на рис. 8.10. После предварительного охлаждения площади вокруг горящего фонтана устанавливают передвижные или стационарные опоры высотой 4-5 м. Рас­стояние между ними в зависимости от температурных усло­вий, размеров кратера и других местных условий может до­стигать 30-50 м. Натяжка грузового каната и фиксирующих оттяжек строго отрабатывается с макетом заряда. После за­вершения всех подготовительных операций заряд подается к оси струи фонтана и взрывается. Одновременно со взрывом
	..Ill '' ,4 1 ,
	\\\i [i J1jII Начало пламени 4 5 1 V.V.ll/'/'X,                    3
	Рис. 8.10. Схема подготовки взрыва на устье фонтанирующей скважины: 1 - натяжной канат подачи ВВ; 2 - направляющие ролики; 3 - опорные ра­мы; 4 - центрирующий канат; 5 - грузовой канат подвески; 6 - контейнер с ВВ; 7 - лебедки; 8 - трактор-подъемник; 9 - устье фонтанирующей скважи­ны 537

	принимаются меры по охлаждению устья скважины и нахо­дящихся вблизи металлических предметов с тем, чтобы пре­дотвратить повторное воспламенение фонтана. В тех случаях, когда аварийное фонтанирование скважины привело к частичному или полному разрушению имеющегося противовыбросового оборудования, но фланцевая основа по­следнего (фланец, колонный патрубок и обсадная колонна) сохранилась, меняют вышедшую из строя деталь (задвижка, например), тампонируют образовавшиеся каналы для пропус­ка газа и жидкости или же меняют целиком устьевую арма­туру. Если на устье установлен фланец или повреждена ко­лонна, а дебиты небольшие, ликвидировать фонтан можно после установки специального запорного приспособления, состоящего из пакера с крестовиной и задвижками и уст­ройств для спуска его в скважину при фонтанировании (рис. 8.11). После снятия с устья скважины поврежденного запор­ного оборудования (превенторов, задвижек, арматуры) под верхней муфтой обсадной колонны устанавливают устройст­во для подачи пакера в скважину, которое состоит из двух-стоек 3, имеющих ленточную резьбу. Стойки соединяются хомутом 12, на котором закреплен кронштейн 13. На по­следнем установлены червячное колесо 7, нажимная гайка 8 и шарнир Гука 9 карданной тяги, идущей к штурвалу. Направ­ляющий хомут 5 служит для центрирования пакера относи­тельно муфты обсадной колонны. Этот хомут охватывает стойки 3 через бронзовые втулки 4. Для обеспечения жесткости, а также для удержания хомута 5 в заданном положении устанавливают две планки 6. При подходе хомута 5 к муфте колонны подачу пакера прекра­щают, снимают обе планки 6 и хомут 5, а затем подают па-кер в колонну до тех пор, пока резиновое кольцо 21 не ус­тановится в теле трубы. Неподвижный хомут 1 с шарниром 2 служит для подъема и опускания пакера. Пакер подается вниз вращением червячного колеса 7 по стойке 3, колесо увлекает за собой хомут 12, а последний - пакер. Собственно пакер состоит из внутренней трубы 22 с на­правляющим конусом, резинового кольца 21, наружной тру­бы 20, задвижки высокого давления 10, отводящего патрубка 11, крестовины 14, фланца 15, насаженного на внутреннюю трубу 22, нажимных шпилек 16 и гаек 17, фланца 18, наса­женного на наружную трубу 20, и сальника 19. Закрывают фонтан следующим образом. После очистки устья и снятия поврежденной арматуры устанавливают и за­крепляют хомут 1 на колонне под муфтой. Затем подносят 544

	//////////// ////// /// ////// /// /// /// ///
	Рис. 8.11. Запорное устройство герметизации устья скважины при закрытии фонтанов

	пакер и в горизонтальном положении вставляют в стойки 3 и в шарниры 2. После проведения остальных подготовительных работ при открытой задвижке 10 устанавливают пакер в вертикальное положение, затем, вручную вращая обе карданные тяги, спу­скают (задавливают) его в колонну. Подачу пакера прекра­щают после того, как резиновое кольцо 21 окажется ниже муфты и установится в теле трубы. Вращением гаек 17 пере­крывают наружную трубу 20 и уплотняют пакер в колонне. После присоединения отводных линий к крестовине 14 лик­видируют фонтан прикрытием задвижек, одновременно зака­чивая в скважину жидкость под давлением. Метод ликвидации открытых фонтанов созданием пробки в кольцевом пространстве основан на превышении забойного давления в фонтанирующей скважине над пластовой закачкой в нее жидкости после создания пробки в кольцевом прост­ранстве между обсадной колонной и бурильными или насос-но-компрессорными трубами ниже места повреждения ко­лонны или между стенками скважины и спущенными в нее трубами ниже интервала возможного разрыва пород давлени­ем газа при глушении фонтана. Метод применим в случае герметизированного устья сква­жины и фонтанирования ее через грифоны или в случае опасности возникновения последних при герметизации устья. Для ликвидации фонтана по указанному методу использу­ют опущенные в скважину бурильные трубы, а при их отсут­ствии на устье скважины устанавливают сальниковое устрой­ство для спуска труб под давлением и на насосно-компрессорных или бурильных трубах спускают фонарь. Да­лее через лубрикатор вводят алюминиевые или резиновые шары, которые прокачкой бурового раствора выдавливаются из труб и струей газа прижимаются к фонарю. Вслед за ша­рами подают порцию материалов (паклю и др.), которые уп­лотняют зазор между шарами под фонарем, вследствие чего прекращается доступ газа на поверхность по кольцевому пространству. Фонтан ликвидируют дальнейшей задавкой жидкости. Максимальный диаметр шара выбирают из расче­та пропуска последнего через колонну труб. При наличии долота в скважине его предварительно отрывают торпедой. Схема оснастки при задавливании труб показана на рис. 8.12, а схема оборудования устья скважины при спуске труб под давлением (для 114-мм бурильных труб) - на рис. 8.13. Н.И. Титковым, А.И. Булатовым и Е.А. Лыковым предло­жен способ глушения фонтанов в бурящихся скважинах. 546

	//////////// уу/ К трактору
	1312 11 10 9
	Рис. 8.12. Схема оснастки на устье для спуска бурильных труб под давле­нием: 1 - кран; 2 - обратный клапан; 3 - подвижной захват; 4 - катушка; 5 - уп­лотняющая головка; 6 - превентор; 7 - переходная катушка; 8 - задвижка высокого давления; 9 - задвижка боковых отводов; 10 - манометр; 11 - ро­лик; 12 - хомут; 13 - кондуктор
	В компоновку бурильного инструмента (рис. 8.14) входит шар 2, стопорящийся потайным винтом 4, что обеспечивает свободный проход бурового инструмента с переводником через ротор и превентор. Циркулирующий буровой раствор проходит мимо шара. Над УБТ, несколько выше нулевой точки, на бурильном инструменте устанавливают специаль­ный пакер 5. Седло 7 служит для посадки в него шара 2 с последующей герметизацией внутреннего канала (бурильных труб). На рис. 8.14, а показана компоновка бурильного инстру­мента в процессе бурения, на рис. 8.14, б - момент глушения фонтана задавливанием жидкости через бурильный инстру­мент. 547

			б
			° о°Газовы1П°
			о о о . пласт _о
	Рис. 8.13. Оборудование устья скважины для спуска бурильных труб под давлением: I  - обсадная колонна; 2, 4, 6, 8 - крестовины; 3, 5 - превенторы; 7 -штуцер; 9 - уплотняю­щая головка; 10, 12 -шлипсовые катушки; II  - бурильная труба	Рис. 8.14. Компоновка бурильного инструмен­та при глушении фонтанов в бурящихся сква­жинах

	Рассмотрим пример глушения открытого фонтана. В про­цессе бурения возник фонтан. Для его ликвидации ведущую трубу приподнимают выше ротора, закрывают превентор и, согласно общим правилам борьбы с газопроявлениями, зака­чивают имеющийся в запасных емкостях буровой раствор. Допустим, что вследствие возникновения пропусков газа, грифонов и других явлений фонтан ликвидировать не уда­лось. В этом случае (см. рис. 8.14) отвинчиванием винта 4 ос­вобождают шар 2 и создают циркуляцию жидкости. Шар 2 садится в седло, и циркуляция прекращается. При создании избыточного давления обе диафрагмы 6, рассчитанные на определенное давление, разрушаются. Давление передается на пакер 5, который срабатывает и герметизирует затрубное пространство. Жидкость, залавливаемая в бурильный инст­румент, при прямой циркуляции проходит в затрубное про­странство. Создавшееся давление не может вызвать разрыва части обсадной колонны, находящейся выше пакера, или разрушения приустьевой части оборудования скважины. Фонтан может быть заглушён с помощью гораздо мень­шего количества агрегатов при использовании меньшего ко­личества жидкости ("лобовая" задавка). Кроме того, фонтан можно заглушить, применяя только буровые насосы, так как их подача для проведения указанных работ вполне достаточ­на. Экономичность предложенного способа подтверждается также тем, что отпадает необходимость создания глинохо-зяйства. Если же ниже башмака последней колонны разрез представлен крепкими породами, можно также использовать предложенный способ, а при нарушениях в колонне он явля­ется единственным. Если по условиям прочности сверление в рабочем пере­воднике 3 для винта 4 допустимо, то шар 2 можно заложить в стояк циркуляционной системы на высоте примерно 1,5 м от пола буровой. Тогда обратный клапан 1 следует устанавли­вать в нижней части инструмента или совсем не применять его. Преимуществами метода ликвидации аварийных фонтанов путем герметизации устья фонтанирующей скважины являют­ся его техническая простота, быстрые сроки выполнения (при удачном стечении обстоятельств) и относительно не­большая капиталоемкость. Но этому методу присущи и серьезные недостатки: а) применимость метода ограничена, так как работы сле­дует выполнять лишь тогда, когда есть уверенность в надеж- 549

	ной герметичности ствола скважины выше продуктивного горизонта; в противном случае герметизация устья скважины может привести к катастрофическим последствиям (обра­зование грифонов, рассеивание запасов нефти и газа и т.п.); б)  исключительная опасность для людей, занятых в ликви­дации аварии, особенно в ликвидации мощных фонтанов. (Когда действуют фонтаны с пластовым давлением 30,0-50,0 МПа, подход к устью скважины становится опасным.); в)  неуверенность в длительности и в исходе операции по глушению фонтана. Поэтому принимать решение о ликвидации аварийных фонтанов таким методом можно только после глубокого ана­лиза геолого-технических, технологических и организацион­ных условий. Методы ликвидации аварийных фонтанов посредством комплекса подземных работ В тех случаях, когда возможность ликвидации аварийных фонтанов путем производства работ по гермети­зации устьев фонтанирующих скважин становится невоз­можной, обычно применяется комплекс подземных работ. Эти работы предусматривают: непосредственное соединение со стволом аварийной сква­жины с помощью специальных наклонных скважин и осуще­ствление через них отвода газа и жидкости, а также закачку воды, глинистых или тампонажных растворов (рис. 8.15); блокирование забоя фонтанирующей скважины путем бу­рения вокруг нее галереи специальных скважин, через кото­рые интенсивно отбирают нефть и газ, чтобы уменьшить их приток к забою аварийной скважины, или же нагнетают воду и различные буровые и тампонажные растворы в продуктив­ный пласт с целью прекращения или затруднения притока нефти и газа к забою фонтанирующей скважины (рис. 8.16). Для соединения со стволом аварийной скважины на доста­точной глубине, определяемой из соотношения между плас­товым и гидростатическим давлением столба жидкости в ава­рийной скважине, бурят одну или несколько специально наклонно направленных скважин. Конструкцию и профиль направленных скважин определяют из конкретных геолого-технических условий (глубина интервала соединений, рассто­яние между скважинами на поверхности, устойчивость и газонефтенасыщенность разреза). Профиль и конструкция должны обеспечить предотвращение преждевременной сты- 550

	Рис. 8.15. Схема проводки направленной скважины для глушения фонтанирующей скважины: 1 - фонтанирующая скважина; 2 - про­дуктивный пласт; 3 - направленная сква­жина	i ]/ ! < 1 7 /// /// /У/ /У/ А ''/ / _- z-z-z-z-z-7-i-i-i- ш •.-.■.•.•/•.•. :■:
	Рис. 8.16. Схема направленных скважин для разгрузки фонтанирующего пласта: а - фонтан до разгрузки; б - фонтан по­сле пуска разгрузочных скважин; 1 - ава­рийная скважина; 2 - разгрузочные сква­жины; 3 - продуктивный пласт

	ковки стволов аварийной и наклонной скважин и аварийного фонтанирования по стволу наклонной скважины; возмож­ность бурения наклонных скважин с высокой скоростью и высокой точностью ориентирования; получение потока газа или жидкости с давлением, равным пластовому, в момент со­единения стволов. Бурение специальных противофонтанных скважин отлича­ется повышенными требованиями к профилактике нефтега-зопроявлений и системе контроля за ориентированием ствола. Вероятность прямого соединения стволов скважин на глу­бинах 1,5-2,0 км и более невысокая. Очень часто не имеется сведений о фактическом пространственном положении ство­ла аварийной скважины. Даже если и есть "точные" сведения об азимуте и значении отклонения ствола фонтанирующей скважины, нельзя забывать, что при точности сегодняшних методов определения этих величин рассчитывать на встречу стволов скважин диаметром 250-300 мм очень трудно. Кроме того, подобные же ошибки неизбежно вкрадыва­ются и в оценку действительного положения ствола наклон­ной скважины. Тогда вероятность нахождения и вскрытия ствола фонтанирующей скважины становится еще меньшей. Поэтому обычно приходится бурить не одну, а несколько скважин, однако и эта мера часто оказывается неэффектив­ной. Поэтому были предложены методы создания гидродинами­ческой связи между стволами фонтанирующей и специальных наклонных скважин: гидравлическим разрывом пласта, захва­тывающим стволы обеих скважин (рис. 8.17, а); размывом перемычки (в отложениях каменной соли) между скважинами (рис. 8.17, б); разрушением перемычки между скважинами взрывом (рис. 8.17, в). Наиболее отработанным методом соединения стволов аварийной и противофонтанных скважин является гидравли­ческий разрыв пласта с целью создания устойчивой гидроди­намической связи между скважинами. Для этого ствол на­клонно направленной скважины сближают со стволом фон­танирующей скважины и закрепляют обсадной колонной. Продуктивный пласт наклонной скважиной не вскрывают. Интервал разрыва выбирают в малопроницаемых или прак­тически непроницаемых породах (глины, каменная соль и т.п.). Даже если удается создать связь между скважинами, это еще не означает, что фонтан обязательно будет заглушён. Дело в том, что для подавления фонтана необходимо успевать 552

			Рис. 8.17. Схема соединения стволов скважин гидравлическим разрывом (а), размывом перемычки [б], взрывом (а): 1 - аварийная скважина; 2 - направ­ленная скважина; 3 - продуктивный пласт; 4 - трещины от гидравлического разрыва; 5 — каменная соль; 6 — зона разлива соли; 7 — зона взрыва

	подавать достаточное количество жидкости. Поэтому пропу­скная способность канала, по которому будут подавать жид­кость в ствол фонтанирующей скважины (промыв, трещина, щель и т.д.), должна быть высокой. А создание таких кана­лов связи не всегда возможно. Минимально необходимое для глушения газового фонтана количество жидкости, которое должно быть подано в ствол аварийной скважины, определяется из уравнения ^,                                                                               (8.1)
	где Ож - необходимое количество жидкости, м3/с; Ог - дебит скважины по газу, м3/с; рг, рж - соответственно плотность газа и жидкости, используемой для глушения фонтана, г/см3; Д. - глубина залегания продуктивного пласта, м; Нж - глуби­на подачи жидкости в ствол аварийной скважины (соединение стволов или спуск труб), м; К - безразмерный коэффициент, равный отношению пластового давления к ус­тьевому давлению. Нет нужды доказывать сложность создания каналов связи между скважинами, имеющих такую пропускную способ­ность. Методу ликвидации аварийных фонтанов путем бурения серии наклонно направленных скважин присущи некоторые преимущества перед наземными методами глушения фонта­нов - этот метод более универсален, менее опасен для людей, и при определенных условиях он может применяться доста­точно широко. Этому методу также присущи серьезные не­достатки: а)  техническая трудность сближения стволов фонтаниру­ющей и специальных наклонных скважин, которая возраста­ет по мере увеличения глубины бурения скважин; б)   постоянная опасность получения неожиданных новых фонтанов через стволы наклонных скважин; в)  трудность создания устойчивых и достаточных по про­пускной способности каналов связи стволов или призабой-ньгх зон пласта, что затрудняет или делает невозможным по­дачу в ствол фонтанирующей скважины нужного количества и качества жидкостей для глушения фонтана; г)  затяжной характер работ по ликвидации фонтанов, их высокая капиталоемкость, потеря больших количеств нефти и газа; д)  трудность влияния на действие фонтана из скважины, вскрывшей многопластовую залежь, несколько залежей или 554

	мощный пласт газонасыщенных трещиноватых горных по­род. Все указанные недостатки обязывают внимательно изучить эти обстоятельства, прежде чем принимать решение о начале работ по ликвидации фонтана таким методом. Ликвидация фонтанов с помощью подземных ядерных взрывов При этом методе ствол аварийной скважины на большой глубине перекрывается путем деформации горно­го массива с помощью подземного ядерного взрыва. Проис­ходит уплотнение горных пород, смятие обсадных и буриль­ных труб, находящихся в скважине, и разрушение ее ствола на значительном интервале, измеряемом десятками и сотнями метров (рис. 8.18). Стенки ствола фонтанирующей скважины при взрыве могут обрушиться и создать пробку большой мощности, сложенную из горных пород и глинистой корки, что иногда достаточно для полного перекрытия ствола ава­рийной скважины. Значительные смещения горного массива в зоне действий взрыва в результате остаточного смещения пород на уровне взрыва создают как бы срез ствола аварийной скважины и перекрытие его на значительном интервале сдвинутой массой горных пород. В реальных условиях, очевидно, будет происходить ком­бинированное воздействие взрыва на ствол фонтанирующей скважины, что еще больше повышает надежность этого ме­тода ликвидации фонтанов. В результате тщательного изучения геологического строе­ния месторождения, конструкции и фактического состояния ствола фонтанирующей скважины выбирают интервал пере­крытия и глубину взрыва, отвечающие условиям безопаснос­ти и надежности решения задачи. Для доставки ядерного заряда на заданную глубину бурят специальную наклонную скважину соответствующего диамет­ра. Профиль наклонной скважины определяется: жесткостью системы спуска заряда и допускаемыми нагрузками на его контейнер; минимально возможным приближением буровой установки к фонтану с учетом его шумового и теплового воздействия на людей; глубиной заложения заряда. Перед взрывом производится соответствующая подготовка промысловых сооружений и находящихся вблизи населенных пунктов с учетом сейсмического и радиационных эффектов. 555

	1000
	- 1500
	2000
	2500
	3000 сз                                           ев Скв.7-Р Скв.2-Р Ске.10-11Ги/1, Скн.10                         СКвЛ
	Рис. 8.18. Схема ликвидации аварийного фонтана с помощью подземного ядерного взрыва

	При этом должна полностью исключаться возможность со­здания каких-либо опасных ситуаций для населения и персо­нала промысла. После взрыва и прекращения фонтанирования ствол ава­рийной скважины в кратчайший срок обсаживают колонной с соответствующей обвязкой устья или цементируют по всей глубине в целях недопущения в будущем перетока пластовых флюидов. Технологический цикл работ по ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов с помощью камуфлетных подземных ядерных взрывов включает в себя: детальное изучение геолого-технических условий фонтана (геологическое строение месторождения, конструкции и фак­тического состояния ствола фонтанирующей скважины и др.), а также географо-экономической обстановки (обус­троенность района, состояние сооружений, населенность и т.д.); бурение специальной наклонной скважины для доставки заряда на заданную глубину и на заданное расстояние от ствола аварийной скважины; спуск заряда и герметизацию специальной и ближайших эксплуатационных скважин промысла; производство взрыва необходимой мощности; заключительные работы по герметизации ствола аварий­ной (фонтанировавшей) скважины. Описанный метод характеризуется следующими преиму­ществами перед традиционными методами ликвидации мощ­ных аварийных фонтанов: 1)  большой надежностью по результату, определенностью завершения работ во времени; 2)  перекрытие ствола фонтанирующей скважины на боль­шой глубине в выбранном интервале устраняет опасность грифонообразования в будущем; 3)  для ликвидации фонтана требуется бурение только од­ной наклонной скважины, что увеличивает экономичность и быстроту осуществления работ по глушению фонтана; 4)  полностью устраняется необходимость в опасной работе людей на устье фонтанирующей скважины. Накопленные в мире знания и опыт производства подзем­ных ядерных взрывов в различных геологических условиях, разработка достаточно надежных методик прогнозирования сейсмических и радиационных последствий взрывов позволи­ли рекомендовать использование ядерных взрывов для ликви­дации фонтанов на территории газодобывающих промыслов. 557

	Выполненные исследования и накопленный производст­венный опыт уже позволяют определить как круг возможно­стей, так и критерии эффективности применения этого ме­тода для ликвидации фонтанов. Выбор метода ликвидации аварийных фонтанов Своевременный выбор правильного метода ликвидации аварийного фонтана определяет успешность ра­бот, затраты времени и средств на их осуществление. Пра­вильная оценка ситуации, возникшей на промысле в резуль­тате аварийного фонтанирования скважины, и определение пути ликвидации фонтана являются наиболее ответственной и наиболее творческой частью работ по устранению аварии. При этом одинаково недопустимы как поспешность, паника и принятие недостаточно обоснованных решений, так и чрезмерная затяжка в организации и осуществлении работ по ликвидации аварии. Необходимы глубокий анализ всех геоло­го-технических и организационных условий, сопутствующих аварийному фонтану, оценка всех возможных в подобных обстоятельствах вариантов по ликвидации аварии, выбор оп­тимального, самого быстроосуществимого и надежного, са­мого экономичного и безопасного для людей варианта. Предложенная классификация аварийных фонтанов помо­гает создать объективную основу для принятия такого реше­ния. Рассмотрим вкратце объективные критерии возможности и эффективности применения различных методов ликвидации аварийных фонтанов. 1. Многочисленные разновидности метода ликвидации ава­рийных фонтанов путем герметизации устья скважин имеют несколько общих определяющих условий применимости дан­ного метода на практике. Удобнее их рассмотреть в соответ­ствии с вышеизложенной классификацией по тем же основ­ным признакам и категориям. По признаку I жидкостные и газовые фонтаны могут быть ликвидированы путем герметизации устья скважин. По признаку II аварийные фонтаны категорий ПБ1 и ПБ2, при всех прочих благоприятных условиях, могут быть ликви­дированы с устья. Если фонтаны соответствуют категории ПБ2в, т.е. если аномально высокое пластовое давление пре­вышает нормальное гидростатическое давление, градиент разрыва вышележащих горных пород, пределы прочности 558

	обсадных колонн и устьевого оборудования, всякие попытки их ликвидации путем герметизации устья лишены успеха. Они могут привести только к осложнению аварии и неоправ­данному риску. Поэтому, если аварийный фонтан соответст­вует принятой категории ПБ2в, необходимо сразу же присту­пать к работам по ликвидации каналов поступления нефти или газа в ствол скважины на большой глубине. Производительность фонтана сильно влияет на успешность работ по его ликвидации путем герметизации устья скважи­ны. Нет необходимости объяснять, насколько трудно и опас­но работать людям над устьем скважины, из которого выры­вается мощная струя нефти, газа, воды и обломков горных пород. Особенно когда существует опасность отравления лю­дей, взрыва и загорания фонтана (а она существует практи­чески всегда). На практике известны случаи успешной ликвидации с ус­тья аварийных фонтанов категорий ШВ1 и ШВ2. Известно несколько случаев успешной ликвидации фонтанов категории ШВЗ и даже IIIB4. Однако, исходя из обеспечения безопаснос­ти людей, фонтаны ШВЗ и ШВ4 необходимо ликвидировать, полностью исключая работу людей на устье фонтанирующей скважины. Признак IV носит в данном случае подчиненный характер и не влияет прямо на решение вопроса о применимости или не­применимости метода ликвидации фонтана с устья скважины. По признаку V необходим наиболее тщательный анализ каждого реального аварийного фонтана, прежде чем будет принято решение о его ликвидации путем герметизации устья скважины. Только фонтаны категорий УД1а и УД2а могут быть надежно ликвидированы таким методом. В отдельных случаях, когда разрез скважины представлен непроницаемы­ми породами, можно рассчитывать на успех в попытках та­ким методом ликвидировать фонтаны категорий УД1в и УДЗа. Попытки ликвидировать аварийные фонтаны катего­рий УД 1с, УД2в и УДЗв, УД4 путем герметизации устья фон­танирующих скважин не будут успешными, так как они не­избежно приведут к образованию грифонов и рассеиванию запасов нефти и газа. Поэтому всякие попытки ликвидиро­вать сильные аварийные фонтаны категорий УД1с, УД2в, УДЗв и УД4 путем герметизации устья скважин не только бессмыслены, но и должны быть запрещены на практике по соображениям обеспечения охраны недр. По признаку VI все фонтаны могут считаться доступными для ликвидации с устья. 559

	По степени осложненности аварийных фонтанов (признак VII) попытки их ликвидации путем герметизации устья оправ­даны только в случае сохранения верхней части обсадной колонны и фланцевой основы устьевого оборудования - ка­тегорий VIDKla и VIDK16. Если же устье разрушено, на нем образовался кратер и возникли грифоны (категории VIDK2a и VIDK2b), следует прекратить попытки ликвидировать такие фонтаны с устья. Таким образом, работы по ликвидации аварийных фонта­нов, соответствующих категориям ПБ26, ШВЗ, ШВ4, VAlc, VA26, VA36, VA4, ^1Ж2а и VIDK2b, сразу же следует вести из расчета перекрытия ствола фонтанирующей скважины на большой глубине или подавления фонтана путем соединения специальных наклонных скважин со стволом аварийной скважины для закачки тяжелых и цементных растворов, об­воднения пласта или отвода продукции фонтана по стволам подготовленных наклонных скважин. Всякие попытки ликви­дации таких фонтанов путем герметизации устья скважины обречены на неудачу. Фонтаны категорий VA16 и VA3a до принятия решения о начале работ на устье скважин подлежат дополнительному изучению. Если невелико пластовое давление, а разрез сква­жины представлен малопроницаемыми породами, вполне возможно успешное ведение работ по ликвидации такого фонтана с устья. 2. Технологические схемы ликвидации аварийных фонта­нов путем бурения специальных наклонных скважин с целью соединения со стволом фонтанирующей скважины (стыков­кой, взрывом, гидравлическим разрывом пласта) и последу­ющей задавки фонтана закачкой воды и тяжелых растворов или изоляции ствола закачкой в него цементного раствора, обводнения призабойной зоны продуктивного пласта, чтобы воспрепятствовать поступлению в ствол фонтанирующей скважины новых порций нефти и газа, или отвода всей или части продукции фонтана через оборудованные стволы на­клонных скважин и создания условий ликвидации основного очага фонтана путем предварительного его ослабления связа­ны с затратами значительных средств и времени на их осу­ществление, поэтому использование их должно быть обосно­вано. Здесь в первую очередь необходимо рассмотреть все те категории аварийных фонтанов, ликвидация которых с устья признана невозможной, т.е. категорий ПБ26, ШВЗ, ШВ4, VAlc, VA26, VA36, VA4, VIDK2a, ^1Ж2б, а также категорий VA16, VA3a. 560

	Определяющими признаками при оценке принципиальной возможности и целесообразности принятия решения о лик­видации аварийных фонтанов путем бурения специальных наклонных скважин являются: а)  глубина фонтанирующей скважины и состояние изучен­ности разреза, наличие поглощающих и непроницаемых пла­стов; б)  мощность и тип продуктивных коллекторов; в)  конструкция фонтанирующей скважины; г)   пространственная ориентация ствола фонтанирующей скважины; д)  значение пластового давления. В соответствии с приведенной классификацией аварийных фонтанов ликвидация их путей бурения специальных наклон­ных скважин возможна в следующих случаях (по основным признакам фонтанов). По признаку I применение данного метода не ограничива­ется. По значению пластового давления (признак II) ограничения в применении метода связаны с принципиальной возможнос­тью создания в стволе аварийной скважины противодавления на пласт закачкой в него жидкости, способного преодолевать пластовое давление, и технической допустимостью такого давления в стволе скважины. Такой возможности может не быть при вскрытии нефтяных и газовых залежей с аномаль­но высоким пластовым давлением, когда давление превышает градиент разрыва обнаженных в разрезе скважин горных пород и допустимые для обсадных труб пределы. Следовательно, ликвидация аварийных фонтанов в катего­рии ПБ26 методом бурения наклонных скважин не может быть рекомендована, а фонтаны категории ПБ2а могут так ликвидироваться только в отдельных случаях, когда возмож­ный самопроизвольный разрыв вышележащих горных пород не грозит серьезными осложнениями и потерями запасов нефти и газа. Производительность фонтана (признак III) имеет немало­важное значение при ликвидации его путем воздействия через стволы наклонных скважин. Минимально необходимое коли­чество жидкости, которое должно быть подано в ствол фон­танирующей скважины для глушения фонтана, в зависимости от производительности последнего, может достигать больших значений, что не всегда можно осуществить. Если принять во внимание действительные плотности газа и промывочной жидкости, реальность обеспечения необхо- 561

	димых значений Ож вызывает сомнение, так как Ог достига­ет, а иногда и превышает 10-12 млн. м3/сут. Поэтому вряд ли можно рекомендовать такой метод для ликвидации аварий­ных фонтанов категорий ШВ4 и ШВЗ. Значительная глубина залегания продуктивного пласта (признак IV) затрудняет применение метода ликвидации ава­рийных фонтанов путем бурения специальных наклонных скважин. С учетом недостаточной точности современных ме­тодов ориентирования бурильного инструмента при проводке наклонных скважин и определении положения стволов сква­жин в пространстве можно сказать, что ликвидировать ава­рийные фонтаны категорий IVTlc и IVT2C с помощью на­клонных скважин нецелесообразно в связи с большой нео­пределенностью исхода таких работ. Даже на глубинах до 2000 м достаточно точная проводка и сближение скважин представляют собой сложную техничес­кую задачу. При наличии в стволе фонтанирующей скважины обсадных и бурильных труб практически невозможно осу­ществить соединение стволов наклонных скважин с аварий­ной путем гидроразрыва пласта и размыва солей. Аварийно фонтанирующие скважины категорий V/\2a, УД1б, VAlc, УД2а, УД2б, УДЗа и УДЗб, по существу, недо­ступны воздействию данным методом. В этих случаях остает­ся только возможность воздействия на фонтан через продук­тивный пласт (обводнение пласта или форсированный отбор продукции пласта через галерею специальных скважин), если он ограниченной мощности. Когда продуктивный пласт пред­ставлен трещиноватыми коллекторами и его мощность изме­ряется сотнями метров, подобный метод воздействия на фон­тан успеха не имеет. Пространственная ориентация ствола фонтанирующей скважины (признак VI) имеет важнейшее значение при осу­ществлении работ, направленных на ликвидацию фонтана путем стыковки стволов аварийной и наклонной скважин на большой глубине. Поэтому терять время и средства на по­пытки обнажить ствол скважины - источник фонтана кате­гории VIЕЗ - не следует. Фонтаны категории VIЕ2 можно ликвидировать таким путем только в отдельных случаях, ког­да глубина аварийной скважины невелика (до 1000 м). Степень осложненности фонтана (признак VII) обычно не влияет на успешность работ по ликвидации аварийных фон­танов путем бурения специальных наклонных скважин. 3. Метод ликвидации аварийных фонтанов с помощью под­земных ядерных взрывов обладает большой универсальностью. 562

	Таким методом можно ликвидировать, по существу, любой фонтан там, где имеются геолого-технические условия для взрыва. Но подготовка и производство подземного ядерного взрыва на территории нефтяного или газового промысла со­пряжены и со значительными затратами средств и ответст­венностью за все технологические операции. Поэтому ис­пользование ядерных взрывов для ликвидации любого ава­рийного фонтана неоправдано. Их следует применять лишь в тех случаях, когда более доступных и более легковыполни­мых возможностей ликвидации мощных фонтанов нет. К таким фонтанам в первую очередь можно отнести ава­рийные фонтаны категорий ПБ26, ШВЗ, ШВ4, IVTlc, ГУГ2с, УД 16, УД2 и УДЗ (возможны все группы этих категорий); VIE2, VIE3, У11Ж2 (а и б). На практике могут возникнуть и такие ситуации, когда аварийные фонтаны и других категорий можно и нужно бу­дет ликвидировать с помощью подземного ядерного взрыва. Очевидно, это будет возможно при упрощении и удешевле­нии изготовления, доставки и подрыва ядерных зарядов в глубоких скважинах. Для простоты выбора способа ликвидации конкретного аварийного фонтана В.И. Игревский и К.И. Мангушев пред­лагают использовать табл. 8.4. Приводимая классификация аварийных фонтанов и мето­дика выбора способов их ликвидации не могут претендовать на законченность: на практике возможны и не предусмот­ренные здесь ситуации. Необходимо также в каждом конкретном случае учиты­вать все факторы, характеризующие фонтаны. Но можно уверенно рекомендовать методы ликвидации аварийных фонтанов для следующих условий. А. Пластовое давление превышает нормальное гидростати­ческое, градиент разрыва вышележащих пород и прочност­ные пределы обсадных колонн и устьевого оборудования; производительность фонтана превышает 1 млн. м3/сут газа или 300 м3/сут нефти; глубина скважин превышает 2000 м и геологический раз­рез выше продуктивного пласта осложнен наличием откры­тых поглощающих и проницаемых пластов; фонтан действует из скважины с разрушенным устьем, ствол которой перекрыт обсадными трубами, или в нем име­ется колонна бурильных труб, по которым также выбрасы­вается газ или нефть, особенно когда все эти трубы частично потеряли свою герметичность; 563

	Таблица 8.4 Рекомендации по выбору методов ликвидации аварийных фонтанов
	Аварийные фонтаны, для ликвидации Признаки, которых определяю- возможно Методы щие условия рекомен- не рекомен- применение ликвидации примени- дуется дуется данного Особые аварийных мости применение применение метода в условия фонтанов данного данного данного отдельных метода метода метода случаях с учетом осо- бых условий Гермети- II, III, V, ИБ1, ИБ2 ПБ26 — — зация VII устья IIIB1, ШВ2 ШВЗ, ШВ4 — — фонтани- VA16, УД1с,УД2б, VA16 и Если разрез рующих УД2а УДЗб и УД4 УДЗа скважины скважин представлен непрони- цаемыми породами. ЛП1Ж1а ЛП1Ж2а Если нет ограни- ЛП1Ж16 ЛП1Ж26 — чений по приз- накам И, III и V Воздейст- И, III, ИБ1 ПБ26 ИБ2а Если не- вие на IV, V, VI возможны пласт или самопро- фонтан извольный через разрыв стволы пластов и наклонных потери скважин нефти и газа ШВ1, ШВ4, ШВЗ Если еще ШВ2 ШВЗ (редко) есть реаль- (чаще) ная воз- можность подачи рас- четного количества жидкости в ствол фонтани- рующей скважины rVTla, IVTlc, IVT16, Если хоро- IVT2a IVT2c 1УГ26 шо извест- но прост- ранствен- ное поло- жение ство- ла фонта- нирующей скважины
	564

	Продолжение табл. 8.4
	Аварийные фонтаны, для ликвидации Признаки, которых определяю- возможно Методы щие усло- рекомен- не рекомен- применение ликвидации вия приме- дуется дуется данного Особые аварийных нимости применение применение метода в условия фонтанов данного данного данного отдельных метода метода метода случаях с учетом особых условий Воздей- II, III, VA4 VAla, — — ствие на IV, V, VI VA16, пласт или VAlc, фонтан VA2a, через VA26, УДЗа, стволы удзб Если наклон- VIE1 V2E3 VIE2 глубина ных аварий- скважин ной скважины не пре- вышает 500-1000 м Подзем- — ПБ26 — — — ный ядерный ШВЗ, — — — взрыв ШВ4 — — — rVTlc, IVT2c VAl(a, с), — — — VA2 (а) VA3 — — — (а) VIE2 — — — VIE3 ЛП1Ж2а, _ _ _ ЛШЖ2
	отсутствуют сведения о пространственном положении ствола фонтанирующей скважины (или значительной части ствола); устье скважины разрушено и недоступно для людей (кратер, пожар, грифоны) - подземные ядерные взрывы. Б. Пластовое давление не превышает прочностных харак­теристик обсадных труб и градиента разрыва обнаженных пород; производительность фонтана позволяет его глушение пу­тем нагнетания жидкости в ствол скважины. Такими предель- 565

	ными значениями производительности фонтана следует счи­тать дебит до 1 млн. м3/сут газа или 300 м3/сут нефти; глубина скважины не превышает 2000 м; ствол фонтанирующей скважины открыт и доступен для создания гидродинамической связи его со стволами специаль­ных наклонных скважин (ГРП, размыв, стыковка); имеются надежные сведения о пространственном положе­нии ствола аварийной скважины — бурение направленных скважин. В. Герметизация устья аварийно фонтанирующей скважи­ны — во всех остальных случаях. Оценка характеристик фонтана и режимных параметров его глушения Газовый фонтан (рис. 8.19) представляет со­бой сложную газодинамическую систему, которую можно разбить на три участка: источник, канал, сток. Источник — пласт или система пластов, связанных фон­танирующей скважиной, из которых поступает газ. Канал — частично или полностью обсаженный ствол скважины, по которому движется газ при фонтанировании. В стволе возможно присутствие подвешенных или оборванных бурильных или насосно-компрессорных труб. Форма и по­перечные размеры канала могут быть различными по глубине скважины. На разной глубине газ может двигаться по коль­цевому пространству, внутренним трубам или одновременно по кольцу и трубам. Верхняя граница канала — сток, а ниж­няя — источник. Сток представляет собой открытое устье скважины или разрыв в колонне, а возможно, и в стенках скважины, через который газ уходит из ее ствола в атмосферу или поглоща­ющий пласт. Возможно одновременное истечение газа в обо­их направлениях. Для определения характеристики фонтана прежде всего составляют геологический разрез скважины с выделением газонасосных, водонасосных и поглощающих горизонтов и указанием их пластовых давлений. На разрез наносят конст­рукцию скважины и положение находящихся в ней подве­шенных или оборванных труб. Рекомендуется следующий порядок проектирования меро­приятий по глушению открытого фонтана. 566

	а
	Рис. 8.19. Схема движения газа в фонтанирующей скважине: а - устье закрЕЗто, но есть разрНв в колонне; б - задвижки отводов закрЕЗ-ты, газ течет по внутренней колонне; а - газ выходит из скважины по отво­дам; а - газ выходит по отводам и через внутреннюю колонну; а - газ из разрушенного устья выходит в атмосферу; 1 - забой скважины; 2 - газонос­ные пласты; 3 - трещина; 4 - повреждения в колонне; 5 - скважина для глу­шения; 6 - бурильная колонна
	1. Определение характеристик фонтана. Необходимо по­лучить более полную информацию о фонтане. Следует уста­новить местоположение газовых и поглощающих пластов и их характеристики, глубину залегания непроницаемых плас­тов, размеры скважины и находящихся в ней труб, места разрыва колонн, а также найти глубину стока Л, давление р0, дебит газа О0. Определить р0 и Qo необходимо, если неизве­стны параметры пласта и размеры фонтанирующей скважи­ны. Способы их расчета различны по истечении газа в атмо­сферу и при перетоке его в один из залегающих выше плас­тов. Выбор способа и точность вычисления р0 и Qo зависят от состояния устья скважины, характера истечения газа, на­личия соответствующих измерительных приборов и возмож­ности установки их в поток газа. 567

	При разрушенном устье и наличии кратера, заполненного жидкостью, дебит фонтанирующей скважины можно оценить по размерам буруна (по Н.С. Теплицкому), возникающего на поверхности жидкости. В случае если колонна труб, по которой вытекает газ, вы­ходит на поверхность, дебит газа можно определить фотоме­трическим (по Е.Г. Леонову и В.Д. Малеванскому) или акус­тическим (по Ю.П. Коротаеву) способом. Если устье скважины оборудовано несколькими нагнета­тельными линиями и по условиям прочности колонны можно закрыть одну или несколько из них, то на одной из линий можно установить соответствующие средства для измерения дебита газа известными методами. Приток газа из источника в скважину (канал) описывается уравнением
	(8.2) где Рзаб — давление в стволе скважины (канале) у выхода газа из пласта (у источника), Па; a, b — постоянные коэффици­енты, характеризующие продуктивность пласта, Q — дебит газа, приведенный к нормальным условиям (рн = 1,013105 Па и t = 20 °С). Для последующих расчетов режимов глушения фонтана необходимо иметь значения а, Ъ и рпд. При фонтанировании скважин, находившихся в эксплуатации, эти величины, как правило, известны. Однако в ряде случаев их следует вычис­лять. Если рпд и размеры канала известны, а р0 и Qo опреде­лены, то необходимо рассчитать рза6 при Q = Qo, т.е. I{Q0). Для нахождения а и Ъ необходимо иметь данные о рзаб и Q не менее чем при двух установившихся режимах истечения газа из скважины. Если пластовое давление рпд не известно, то его можно приближенно определить из геологических соображений с учетом данных по соседним месторождениям. Если по техни­ческим причинам нельзя найти дебит газа О0 и соответству­ющее ему давление рзаб для определения коэффициентов а и Ь, то для расчета режимов глушения следует принимать их равными нулю, что завышает параметры этих режимов. В случае, когда при фонтанировании скважины газ посту­пает из нескольких горизонтов и известны их характеристи­ка, т.е. параметры рпд„ а,, Ь, для каждого пласта, в качестве рпд для последующих расчетов следует принять наибольшее, после чего определить а и Ъ. 568

	Указанное допущение при больших расстояниях между пластами и существенной разнице пластовых давлений может привести к значительному завышению расхода задавочной жидкости при последующих расчетах. Поэтому в подобных случаях при наличии данных — рпд, а, и Ь, следует пользо­ваться более точными методами. 2. Определение исходных данных для расчета. Глушение фонтана закачкой жидкости в ствол фонтанирующей сква­жины предполагает наличие длинного участка канала, в ниж­нее сечение которого возможна подача жидкости. Целесооб­разно глушить скважину подачей жидкости через внутренние трубы, в связи с чем в первую очередь необходимо опреде­лить возможность применения труб, имеющихся в скважине, или возможность спуска труб в скважину под давлением. Ес­ли использование труб неосуществимо, то следует, исходя из конструкции фонтанирующей скважины и геологических ус­ловий, определить возможные места соединения наклонной скважины с аварийной. Этого достигают с помощью гидро­разрыва в непроницаемых породах (желательно, глинах), не перекрытых обсадными колоннами в фонтанирующей сква­жине. Чем ниже по глубине выбрано место соединения, тем (при прочих равных условиях) ниже темпы закачки жидкости для глушения фонтана. Для намеченных вариантов подачи жидкости следует рас­считать режимы глушения, после чего выбрать наиболее при­емлемый в реальных условиях. Методика расчета режимов глушения получена теоретиче­ски (Е.Г. Леонов, В.Д. Малеванский и др.) для идеализирован­ного случая, схематически изображенного на рис. 8.19, 8.20. Предполагается, что задавочная жидкость подается в нижнее сечение участка канала длиной 1 (см. рис. 8.17), представляю­щего собой кольцевое пространство с постоянными по вы­соте наружным и внутренним диаметрами dl и d2; при отсут­ствии внутренних труб d2 = 0. В верхнем сечении этого участка давление ру в про­цессе глушения остается постоянным. Поступление газа в нижнее сечение описывается зависимостью давления в этом сечении от расхода р = I{Q). Таким образом, для про­ведения расчетов необходимо иметь следующие исходные данные: l,dvd2,X,ps,py; аналитическое или                1 графическое описание зависимости p = I(Q)\ 569

		Рис. 8.20. Схема к расчету режимов глуше­ния газовых фонтанов: 1 - пласт; 2 - заколонный канал; 3 - сток; 4 - трубы для подачи жидкости
		Z77777777
	При расчетах на компьютере зависимость р = I(Q) должна быть задана аналитически, т.е. должны быть даны коэффи­циенты а и Ъ условия (8.2). Для расчета вручную удобнее ис­пользовать график р = I(Q). С целью проведения расчетов каждый выбранный вариант глушения фонтана необходимо привести к описанной выше схеме (см. рис. 8.23), определив исходные данные (8.3). Все упрощения при выборе этих исходных данных для кон­кретной ситуации следует проводить так, чтобы расчет­ные режимы глушения имели дополнительно запас надежнос­ти. Для определения расчетной величины 1 необходимо знать глубины верхнего и нижнего сечений участка канала, в кото­ром проводят глушение. Верхнее сечение расположено либо на устье скважины при фонтанировании в атмосферу, либо в точке перетока. При закачке жидкости через внутренние трубы нижнее сечение участка совпадает с концом этих труб, а при закачке через наклонную скважину — с трещиной гид­роразрыва, соединяющей фонтанирующую скважину с на­клонной. Запас надежности увеличивается, если для расчета выбрать длину канала 1 меньше действительной. Величины dl, d2 определяются по известной конструкции скважины. Если они изменяются по высоте канала на участке 1, то их рассчитывают по формуле 570

	1(2)
	где т — число участков с постоянными поперечными разме­рами; 1Y + 12 + ... + 1т = 1 — длины участков; d1(2)1, d1(2)2, ..., di(2)ra ~~ диаметры канала. Запас надежности увеличивается при завышении dt и за­нижении d2 по сравнению с действительными их значениями. Если нельзя определить коэффициент гидравлического со­противления к для конкретного случая, принимают к = 0,02 для круглых труб и к = 0,025 для кольцевого пространства. Занижение к приводит к увеличению запаса надежности. Плотность газа рн, приведенная к нормальным условиям, может быть определена по соседним скважинам. Выбор для расчетов заниженного по сравнению с действительным зна­чения рн приводит к увеличению запаса надежности. Рн = 1.24А,                                                                            (8.5) где А — удельная плотность газа. При фонтанировании в атмосферу и невозможности регу­лировать устьевое давление ру = 1-Ю5 Па. Если на устье при фонтанировании в атмосферу имеется оборудование, позво­ляющее поддерживать устьевое давление, то для облегчения глушения следует поднять давление ру до пределов, допускае­мых прочностью обсадной колонны и устьевого оборудова­ния. Выбор для расчетов заниженного по сравнению с дейст­вительным значения ру приводит к увеличению запаса надеж­ности. Зависимость р = I(Q) следует находить в соответствии с (8.2), если задавочную жидкость подают на незначительном (до 100 м) расстоянии от кровли верхнего фонтанирующего пласта. Если это расстояние превышает 100 м, то полученные зна­чения параметров в формуле (8.2) следует заменить величина­ми, вычисленными по формулам:
	a=ae~2s;                                                                                      (8.6)
	s= 0,114- 103Ai4, где 14 — расстояние от кровли верхнего продуктивного плас- 571

	та (источника) до сечения фонтанирующей скважины, в ко­торое поступает задавочная жидкость, м (см. рис. 8.17); du d2 — внутренний диаметр обсадных труб или ствола фонта­нирующей скважины и наружный диаметр внутренних труб на участке 74, м. Если для расчета будет выбрана зависимость р = p(Q) так, что полученные значения давления будут больше действитель­ных, соответствующих тому же расходу, то запас надежнос­ти увеличится. 3. Расчет режимов глушения. Методика расчетов режимов глушения открытых газовых фонтанов (Е.Г. Леонов и др.) позволяет по исходным данным 1, dv d2, к, рн, ру р = Р(о) = д/рп2д -аО- ЬО2 получить зависимость V = V(Q3) объема задавочной жидкос­ти V (достаточного для глушения) от расхода 03 этой жидкос­ти заданной плотности р3. В методике используются следую­щие расчетные формулы:
	}+i = 03	(8.7)
	ПС)	dy
	Ру ПС)	га dy	(8.8)
	(Q=f
	Ру
	0.0825X
	[dl-d2f[dl-d2f
	q=-
	-"(о) 572

	2S = 0,228-Ю"3 Л/;                                                                         (8.9)
	0 =	Рпл - Py si.	> 1                                                              (8.10)
	Если при определении зависимости давления от расхода в нижнем сечении выбранного для глушения участка канала использовались формулы (8.6), то вместо рпд, а, Ъ в (8.9) сле­дует подставить р*д, а*, Ь*. Для расчета величины V = V(Q3) при некотором ее значе­нии нужно вычислить по (8.8) последовательно Gv G2, ..., G,, принимая Go = 0. Вычисления G, прекращают, когда при некотором i = n будет выполняться неравенство Gn a q или Gn < 0.                                                          (8.11) Теперь искомый объем V определяется по формуле V(Qa). V 4 ' l(n+l).                                                            (8.12) Е.Г. Леоновым, В.Д. Малеванским и другими показано, что для каждого значения р3 существует такой предельный расход Q3, что при 03 ^ 03 неравенство (8.12) будет выполняться по­сле вычисления конечного числа О,, а при Q3 s Q3 неравенст­во (8.11) не будет выполняться при любом значении п. Так как величина 03 заранее не известна, то расчеты по формуле (8.7) следует заканчивать, когда число вычисленных членов G, будет таким, что объем, рассчитанный по формуле (8.12), станет технологически неприемлемым. После этого расчеты повторяют для нового большего значения Q3. Аналитические выражения интегралов (8.8) сложны, и для проведения расчетов вручную их следует упростить. Если при выбранной величине р3 не соблюдается условие ру + p2Lg a (1,15-5-1,20) рпл, то после закачки объема V во из­бежание возобновления фонтана после остановки насосов в скважину следует закачать необходимое количество жидкости повышенной плотности. 573

	Объемы жидкости, рассчитанные по приведенным форму­лам, не учитывают возможного ее поглощения в скважине после прекращения фонтанирования, что может происходить из-за сильного дренирования продуктивных горизонтов. В таких случаях вслед за прекращением фонтанирования надо проводить работы по ликвидации поглощения жидкости из­вестными средствами (закачка инертных материалов, быстро-схватывающихся смесей и т.п.). 4. Выбор параметров режима глушения газовых фонтанов. Параметры режима глушения газового фонтана выбирают в зависимости от конкретной обстановки и наличия техничес­ких средств или возможности изыскания их для проведения работ. Основные факторы, определяющие выбор режима глушения (плотность, темп закачки и количество задавочной жидкости), — рабочее давление, подача и возможное число насосов, цементировочных агрегатов и др.; пропускная спо­собность и прочность колонны труб, находящихся в скважи­не, намечаемых к спуску под давлением или выбранных для оснащения наклонных скважин; возможность приготовления и накопления задавочной жидкости в необходимых объемах соответствующей плотности. При необходимости глушения фонтана закачкой жидкости только через имеющуюся в скважине или опускаемую прину­дительно колонну труб (бурильных или насосно-компрес-сорньгх) равнопроходного сечения следует определить пропу­скную способность труб при максимальном рабочем давле­нии намечающихся к использованию закачивающих средств. Для этого пользуются выражениями: Рч.1 + РтР2 = РР + Рст - Рпд;                                             (8.13) (8.14)
	где рр, рст, рпд — соответственно рабочее давление на обору­довании для закачивания жидкости, гидростатическое давле­ние столба задавочной жидкости (от устья скважины до от­метки ввода жидкости в ствол фонтанирующей скважины) и пластовое давление газового горизонта, принятое при расчете режимов глушения; р^, ртр2 — потери давления на преодоле­ние гидравлических сопротивлений соответственно в нагнета­тельной линии от насосов до устья скважины и в колонне 574

	труб равнопроходного сечения, спущенных в фонтанирую­щую скважину; Iu dTl, Xu L2, dT2, k2 — длина, внутренний ди­аметр и коэффициент гидравлических сопротивлений соот­ветственно нагнетательной линии и колонны труб, спущен­ных в скважину. Значения "к можно принимать в соответст­вии с данными, приведенными в Справочнике по гидравличе­ским расчетам в бурении. При определении Qmax для различных р3 выбирают режим глушения. Далее, согласно Временной инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, для при­нятого рр проверяют на прочность трубы нагнетательной ли­нии и колонну труб, спущенных в скважину. Если для нагнетания задавочной жидкости используют спущенную в аварийную скважину бурильную колонну, в компоновке которой имеются местные сопротивления (турбобур, долота, бурильные замки и др.), то Qmax следует рассчитывать, пользуясь формулами и табличными данными, приведенными в Справочнике по гидравлическим расчетам в бурении. При этом ртр1 в формуле (8.13) будет представлять суммар­ную потерю напора в бурильной колонне с учетом местных сопротивлений. Расчет проводят следующим образом. По формуле (8.13) определяют сумму ртр1 + ртр2 (общая макси­мально допустимая потеря напора в нагнетательной линии и бурильной колонне). Затем, произвольно задаваясь значением Ож, находят для этого расхода потерю напора в нагнетатель­ной линии р^ и бурильной колонне р^,2. Если имеется неравенство Р'тр1 + Р'тр2 = Ртр1 + Ртр2. то соответственно уменьшается или увеличивается величина 0^., и расчет повторяют, пока не будет выполнено условие P'rpl + Р'тр2 = Ртр1 + Ртр2- Подобная для этого условия величина О'ж и будет отвечать пропускной способности Отах спущенной в скважину буриль­ной колонны при максимально допустимом рабочем давлении закачивающих средств. Однако в большинстве случаев в результате значительных потерь напора в турбобурах и долотах (при реально необхо­димых расходах задавочной жидкости) необходимо оторвать нижнюю часть бурильной колонны. С этой целью обычно 575

	проводят торпедирование бурильной колонны над турбобу­ром или УБТ со спуском торпеды через лубрикатор. При необходимости глушения фонтана закачкой жидкости через наклонные скважины после выбора глубины места со­единения их со стволом фонтанирующей скважины следует рассчитать параметры режимов глушения, а затем выбрать наиболее приемлемый режим глушения, исходя из реальных возможностей обеспечения соответствующими закачивающи­ми средствами. Количество и тип их должны быть определе­ны с учетом необходимости проведения гидроразрыва (после окончания бурения наклонных скважин) и размыва трещины до размеров, обеспечивающих пропуск жидкости с необхо­димым для глушения расходом, при максимальном рабочем давлении закачивающих средств. Для определения необходимого количества и типа наклон­ных скважин следует определить пропускную способность каждой скважины при максимальном рабочем давлении зака­чивающих средств для выбранногго режима глушения. При расчетах потери напора от прохождения жидкости через трещину разрыва не учитываются, так как после размыва трещины они несоизмеримо малы по сравнению с общими потерями напора в системе. Необходимое число наклонных скважин каждого типа для закачки жидкости при глушении фонтана определяют из вы­ражения п = 03/0тах,                                                                        (8.15) где 03 ~~ темп закачки задавочной жидкости, выбранный для глушения фонтана; Qmax — пропускная способность сква­жины. Число и тип наклонных скважин окончательно выбирают в зависимости от технических возможностей их сооружения в районе работ. Основные мероприятия по предупреждению выбросов и открытых фонтанов при возникновении газопроявлений — увеличение интенсивности промывки и противодавления на проявляющие пласты. Первое обеспечивает замену газиро­ванного бурового раствора в скважине дегазированным, что приводит к повышению противодавления в пласты. Если при этом газ продолжает поступать в скважину, то утяжеляют буровой раствор. Помимо исправности всех частей противовыбросового оборудования для предупреждения открытых фонтанов необ­ходимо закрывать превенторы в следующих случаях: при 576

	длительном оставлении скважины без промывки во вскры­тых проявляющих пластах; если при максимальной возмож­ной подаче наносной установки, работающей на скважину, плотность бурового раствора продолжает снижаться; при на­чавшихся интенсивных переливах бурового раствора. Всеми работами по закрытию превенторов руководит бу­рильщик. Порядок работ примерно таков: бурильщик и его помощ­ник устанавливают на колонну бурильных труб обратный клапан, а при наличии шарового крана его закрывают. Затем бурильщик приподнимает колонну бурильных труб так, что­бы муфта первой трубы находилась на 0,5 м выше ротора. Если на выкидных линиях установлен гидравлический за­твор или диафрагма, сбросовые задвижки на амбары должны быть открытыми; при их отсутствии указанные задвижки открывают для того, чтобы предупредить нарушение резино­вых элементов превентора в момент его закрытия. Указан­ную работу выполняют два помощника бурильщика. После того как задвижки открыты, все члены вахты по сигналу бу­рильщика, находящегося у пульта управления буровой уста­новкой, закрывают превенторы. Один из помощников бу­рильщика считает число оборотов штурвала до полного за­крытия превентора. При механизированном закрытии пре­вентора бурильщик включает привод сигнала об открытии сбросовых задвижек. Важный элемент в области предупреждения открытого фонтанирования — определенная очередность закрытия пре­венторов. Здесь могут быть два случая: при интенсивном переливе промывочной жидкости, вы­бросов, переходящих в фонтанирование, вначале закрывают гидравлический превентор, затем нижний. При отсутствии гидравлического превентора вначале закрывают нижний, а верхний плашечный превентор является резервным; во всех остальных случаях (слабый перелив промывочной жидкости, резкое снижение ее плотности, поглощение, дли­тельная остановка и др.) закрывают верхний превентор, а нижний остается в резерве. После того как превентор закрыли, в обоих случаях сразу же закрывают задвижки на всех нагнетательных линиях и устанавливают наблюдения за давлением в затрубном прост­ранстве. В зависимости от этого давления, а также темпа его нарастания составляют конкретный план ликвидации газо­проявления. При давлении в затрубном пространстве до 6 — 577

	8 МПа скважину промывают при наличии штуцера на нагне­тательной линии и одновременно с этим утяжеляют буровой раствор. Указанный метод ликвидации газопроявления можно применять только в случаях, когда в скважине бурильная ко­лонна спущена на достаточно большую глубину. Если в скважине имеются пласты, которые при опреде­ленном давлении могут поглощать буровой раствор, то лик­видировать газопроявления можно задавливанием раствора в пласт. Его проводят как напрямую, так и созданием противо­давления на устье установкой штуцера необходимого диа­метра. Требуемый диаметр штуцера можно определить по фор­муле расхода через насадку
	где Q — расход жидкости через насадку, м3/с; ц — коэффи­циент расхода; F — площадь сечения отверстия насадки, м2; д — ускорение свободного падения; Н — противодавление, Па. Задаваясь противодавлением и зная подачу бурового насо­са, можно найти диаметр штуцера
	d-2
	2дН
	Ниже приводятся коэффициенты расхода для бурового раствора различных плотностей на основании опытных дан­ных. Плотность бурового раствора, г/см3...... 1,2—1,3 1,4—1,6 1,7—1,9 Коэффициент расхода ц.............................. 0,9            0,8              0,7 При открытом фонтанировании газа или нефти образует­ся пожаровзрывоопасная зона. Для обеспечения пожарной безопасности администрация бурового предприятия совмест­но с пожарной охраной определяет границы загазованной зоны, выставляет охрану, устанавливает вдоль границ загазо­ванной зоны и в самой зоне предупреждающие знаки. При­нимаются меры к созданию запаса воды для обеспечения бе­зопасной работы при ликвидации аварии. Расход воды опре­деляют, исходя из необходимости подачи в струю фонтана не менее 15 л/с. Если имеющиеся возле буровой емкости для воды недостаточны, то необходимо немедленно приступить к строительству земляного водоема вместимостью 3 — 4 тыс. м3 и заполнить его водой. 578

	Все работы по ликвидации фонтана следует выполнять под наблюдением пожарной охраны под струями распыленной воды с применением инструментов, не дающих искр при ударе (медь, бронза, латунь). Исполнителей работ нельзя рас­пределять на разные операции одновременно. Все работы необходимо выполнять последовательно, в опасной зоне должно находиться минимальное число (не менее двух) лиц. Для создания благоприятных условий работы и обеспече­ния пожарной безопасности лицам, занятым на ликвидации фонтана, необходимо: снять обшивку буровой вышки; разо­брать откос (пристройку); демонтировать и оттащить от фонтана на безопасное расстояние (не менее 200 м от сква­жины) буровое оборудование (лебедку, насосы, двигатели и т.д.), обеспечить пути отступления для работающих на буро­вой, для чего необходимо с наветренной стороны устроить мостики (трапы) шириной не менее 2 м; убрать с мостиков трубы, инструмент и т.д.; при пользовании трактором-подъемником установить его с наветренной стороны на рас­стоянии не ближе 50 м от скважины, вне загазованной зоны. На выхлопе трактора установить искрогаситель. При нефтяном фонтане помимо указанных мероприятий необходимо устроить обвалование вокруг скважины для пре­дупреждения разлива нефти на большой территории, вырыть котлован вне загазованной зоны и проложить трубы диамет­ром 150 — 200 мм (в зависимости от мощности фонтана) для спуска нефти из обвалованного участка в котлован. К закрытию фонтана можно приступить после того как будет очищена территория, обеспечены пути отступления и накоплен достаточный запас воды. При закрытии фонтана на месте работ должны находить­ся только лица, непосредственно связанные с этой работой. Пожарные и их командиры (не более трех человек у каждого ствола), обеспечивающие пожарную безопасность работ, должны быть в непосредственной близости от фонтана и не допускать выполнения работ без защиты водяными струями и с применением стального инструмента. В России и за рубежом большое внимание уделяется про­блеме ликвидации последствий нефтегазопроявлений и пре­дотвращению загрязнения окружающей среды. Задача охраны недр состоит в осуществлении системы ме­роприятий по предотвращению потерь нефти, газа и конден­сата из-за низкого качества проводки скважины, неправиль­ной разработки нефтяных и газовых залежей и эксплуатации скважин, что приводит к преждевременному обводнению или 579

	дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивны­ми горизонтами, нарушению прочности колонны и цемент­ного камня за ней, разрушению нефтегазосодержащих кол­лекторов и другим явлениям, ухудшающим состояние недр. Размеры загрязнений районов, образующихся в результате локального разлива нефти, могут быть очень большими. Одна капля нефти может образовать на поверхности воды сплош­ную пленку размером 0,25 м2. Степень распространенности нефти приблизительно пропорциональна толщине пленки и зависит от химических и физических свойств продукта, а также от скорости ветра и течения. Ориентировочно расчеты показывают, что 1 т нефти способна образовать на поверх­ности сплошную пленку площадью до 2,5 км2. Во ВНИИСПТнефти совместно с Институтом океанологии АН РФ и в ряде других научных учреждений разработан и предложен новый отечественный препарат для ускорения би­ологического разложения нефти и нефтепродуктов, разлитых на поверхности воды (В.И. Леонидов) — ЭПН-5 — эмульга­тор пленочной нефти пятикомпонентный. Этот препарат безвреден для окружающей среды и во много раз эффектив­нее многих препаратов, предлагаемых зарубежными фир­мами. При разбуривании месторождения необходимо принять меры для предотвращения открытого фонтанирования, гри-фонопроявлений, обвалов ствола скважины; изолировать друг от друга нефтяные, газовые и водоносные пласты и скважи­ны; обеспечить герметичность колонн и высокое качество их цементирования; до начала бурения необходимо составить и утвердить геолого-технический наряд для каждой скважины. Если в процессе бурения скважин обнаружены пласты с при­знаками нефтегазоносности, то они должны быть тщательно изучены для определения возможности получения из них промышленных притоков нефти и газа. Такие пласты следует взять на учет, и при их бурении необходимо соблюдать меры по охране недр. В период разведки и подготовки месторождения к разра­ботке следует опробовать пласты, по которым имеются бла­гоприятные показатели относительно нефтегазоносности. Если при опробовании пласта с признаками нефтегазоносно­сти (по данным промысловой геофизики) получена вода, то необходимо провести изоляционные работы и вторично оп­робовать те же интервалы. Первоочередные эксплуатационные объекты месторожде­ния следует разбуривать с соблюдением всех необходимых 580

	мер по охране недр на других объектах, намеченных к вводу в эксплуатацию в более поздние сроки. Если сначала разбу­ривают нижние пласты, то необходимо осуществлять все технические мероприятия для успешной проводки скважин через продуктивные верхние пласты, чтобы предотвратить выбросы, открытое фонтанирование и глинизацию нефтега­зоносных коллекторов. Пласты с высоким пластовым давлением следует вскрыть с применением утяжеленных буровых растворов при наличии на устье противовыбросового оборудования с целью предот­вращения открытого фонтанирования или выбросов. После окончания бурения скважины и перфорации колон­ны следует незамедлительно приступить к освоению скважи­ны, чтобы предупредить снижение проницаемости призабой-ной зоны из-за длительного воздействия на нее воды или бу­рового раствора. При наличии нескольких нефтегазоносных объектов их опробуют последовательно "снизу вверх", причем после окончания опробования очередного интервала его изолируют цементным мостом с последующей проверкой местонахож­дения и герметичности снижением уровня и опрессовкой. В скважинах, где установлены нефтегазоносные пласты, но по техническим причинам они не закончены бурением, должны быть проведены изоляционные работы. Предупреждение аварий состоит главным образом в вы­полнении инструкций и правил ведения буровых работ спе­циалистами с достаточно высокой квалификацией. Те особые случаи, когда в скважинах возникают сложные ситуации, преодолеваются инженерными решениями, принимаемыми на уровне руководителей организации.