Причины прихватов бурильной колонны и определение верхней границы прихвата для заданных условий

Министерство образования и науки РФ Федеральное агентство по образованию НИ Иркутский государственный технический университет МРЦПК ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту

по дисциплине:

" Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин"

Тема: «Причины прихватов бурильной колонны и определение верхней границы прихвата для заданных условий»

Выполнил: студент группы НБзу-13

Иванов И.Г.

Иркутск 2015

Задание на курсовой проект

По курсу: «осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»

Студенту: Иванову Илье Григорьевичу Тема проекта: «Причины прихватов бурильной колонны и определение верхней границы прихвата для заданных условий»

Исходные данные: Тема 3, Вариант 2

Таблица 1. Исходные данные для расчета.

• Введение
• 1. Природа прихватов колонн труб
• 2 .Факторы, влияющие на возникновение прихватов колонны труб
• 3. Определение верхней границы глубины прихвата
• Заключение
• Список используемой литературы

Одним из самых распространенных серьезных и дорогостоящих видов осложнений при проводке скважин, иногда оканчивающихся ликвидацией скважины или бурением нового ствола, являются прихваты колонн бурильных и (или) обсадных труб. Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса.

В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, ростом глубин скважин, высокими давлениями и температурами, а также солевой агрессией, приводящими к деструкции бурового раствора, наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых пород, сложными конструкциями скважин и компоновок низа бурильных колонн, разнообразием систем химических обработок буровых растворов, сложной пространственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения прихватов бурильных и обсадных колонн, а также способам ликвидации последствий осложнений отводится первостепенная роль.

Природа их различна, поэтому и методы ликвидации их отличаются друг от друга и имеют свою специфику.

На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно.

Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется. Сопоставление данных о прихватах в России и за рубежом показывает наличие однотипных по причинам и тяжести прихватов. Однако более детальное изучение физико-механических свойств пород нефтегазовых месторождений, условий их формирования и залегания, более строгое нормирование показателей буровых растворов, исходных материалов для них, химических реагентов — все это позволило буровикам значительно сократить количество прихватов.

1. Природа прихватов колонн труб

Прихватом следует считать процесс, характеризующийся потерей подвижности колонны труб или скважинных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса прочности материала (стали).

Наибольшее распространение прихваты имеют в юго-западных и южных районах СНГ, что вызвано наличием сложных горно-геологических условий, значительными глубинами скважин и необходимостью преодоления встречающихся при этом различных осложнений процесса их сооружения. Для юго-западных районов характерны прихваты, вызываемые действием повышенного перепада давления, а для северо-восточных районов — в результате заклинивания труб в суженной части ствола из-за нарушения режима промывки (сальникообразования, оседания частиц шлама и др.).

Большинство отечественных и зарубежных исследователей считает, что основная причина прихватов заключается в действии перепада давления и гидростатического давления, адгезионных сил и заклинивания долота в нерасширенных и суженных участках ствола скважин, а также заклинивание колонны труб вследствие скопления в стволе шлама в результате недостаточной промывки.

На возникновение прихватов существенно влияют физические свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом.

Некоторые исследователи устанавливают прямую зависимость прихвата колонн труб от водоотдачи раствора. Установлено, что водоотдача растворов, обработанных УЩР, увеличивается с ростом давления, причем особенно интенсивно в пределах от 0 до 1,0 МПа. Для растворов, обработанных лигносульфонатами, характерно, что, начиная с некоторого значения, дальнейшее повышение давления приводит к снижению водоотдачи; объясняется это способностью глинистых корок, образованных из таких растворов, сжиматься в большей степени по сравнению с фильтрационными корками из других растворов. Рост степени сжимаемости связан с коагулирующим воздействием лигносульфонатов. В соответствии с отмеченным явлением очевидна зависимость степени сжимаемости корок от вида реагента, которым обрабатывают раствор.

Поскольку прихват бурильного инструмента обычно происходит в процессе циркуляции бурового раствора, важным показателем является динамическая водоотдача, которая больше статической. В случае нормальной циркуляции бурового раствора через определенное время между процессами образования глинистой корки и ее размыва устанавливается динамическое равновесие. При этом толщина корки и водоотдача раствора в проницаемые пласты стабилизируются. Определено, что динамическое равновесие устанавливается тем быстрее, чем выше скорости потока бурового раствора.

Значение силы трения покоя между глинистой коркой и металлической трубой зависит от количества прокачиваемой жидкости. При структурном режиме течения жидкости увеличение подачи насоса приводит к уменьшению силы трения вследствие интенсивного размыва рыхлого слоя корки, прилегающего к трубе, и в результате к уменьшению площади контакта между трубой и коркой. При турбулентном режиме течения увеличение расхода прокачиваемой жидкости вызывает повышение гидродинамического давления, следовательно, и перепада давления, а также силы трения.

Увеличение содержания утяжелителя приводит к возрастанию коэффициента трения, а профилактические добавки нефти к буровому раствору в несколько раз снижают коэффициент трения и уменьшают связанность частиц в глинистой корке.

Однако нефть при высоких температурах и давлениях теряет свои смазочные свойства. В этих условиях предпочтительнее использовать смазки на основе окисленного петролатума, жирных кислот, смеси гудронов, а также натуральных жиров. Более эффективно (для снижения коэффициента трения) совместное использование смазочных и поверхностно-активных веществ.

Улучшить смазочные свойства буровых растворов можно добавками, содержащими сульфированные соли щелочных металлов, а также тризамещенный оксиамин и ненасыщенные карбоновые кислоты с 12 атомами углерода в молекуле и более, получаемые из хлопкового, льняного, касторового, пальмового, соевого масел.

На возникновение прихватов под действием перепада давления существенно влияют структурно-механические свойства буровых растворов. Однако регулирование этих свойств не всегда помогает предотвратить прихваты инструмента, находящегося без движения в интервале залегания хорошо проницаемых пород. Поскольку прихваты такого вида широко распространены, а ликвидация их, особенно на больших глубинах, связана со значительными трудностями, рассмотрение факторов, приводящих к их возникновению, представляет несомненный интерес.

Впервые теория возникновения прихвата под действием перепада давления выдвинута в 1944 г. А. И. Малышевым, а за рубежом (в США) разработана и подтверждена К. С. Пенфилдом, В. Е. Хелмиком и А. Д. Лонгли Результаты экспериментальных работ показали, что сила прихвата бурильного инструмента слагается из двух составляющих, зависящих от свойств бурового раствора: первая сила пропорциональна перепаду давления, коэффициенту трения металла о скелет корки и площади поверхности прихвата инструмента, а вторая — сила сцепления (в несколько раз меньшая, чем первая) — косвенно зависит от перепада давления в зоне прихвата.

Для выявления роли перепада давления в возникновении прихвата В. Е. Хелмнк и А. Д. Лонгли провели опыты и установили:

1) сила прихвата возрастает с увеличением перепада давления в месте прихвата и времени пребывания бурильного инструмента в неподвижном состоянии;

прихват колонна труба бурильный

2) сила прихвата складывается из двух составляющих — силы, возникающей под действием перепада давления (сила взаимодействия), и силы прилипания (адгезии) трубы к глинистой корке. Опыты показали, что для преодоления первой силы необходимо 55% от общей, а для преодоления второй — 45%. При исследовании факторов, влияющих на значение силы прихвата инструмента, установлено, что в присутствии нефти существенно уменьшались как сила взаимодействия, так и сила адгезии глинистой корки со стальной поверхностью. Это явление исследователи объяснили смачиванием трубы нефтью. Процесс смачивания ускоряют путем покрытия труб веществами, близкими по составу к нефти, а также добавками ПАВ.

С резким увеличением глубины бурения скважин (с соответствующим повышением температур и давления) значительно возрастает опасность прихватов, вызванных действием перепада давления, особенно в тех районах бурения, где применяют утяжеленные буровые растворы.

Установлено, что при перепаде 10 МПа сила прихвата зависит не только от перепада, но и от значения депрессии в зоне контакта инструмента и корки. Значение депрессии тем выше, чем больше уменьшается проницаемость глинистой корки. Когда сжатая часть корки непроницаема, инструмент прижимается к ней с силой, равной произведению перепада давления в зоне контакта на его площадь. Изменение проницаемости корки зависит от качества бурового раствора, степени его утяжеления, химической обработки и прочности структуры корки; при перепаде давления 16 МПа корка интенсивно формируется в течение первых 20 — 30 мин, когда скорость фильтрации максимальна. Сила прихвата при больших перепадах давления пропорциональна значению перепада давления. Коэффициент трения в паре диск — корка не зависит от перепада давления (нагрузки на диск) и изменяется в пределах 0,009 — 0,023 в соответствии с типом раствора. Кроме сил трения, как указывалось, на прихваты влияют и адгезионные силы. Увеличение диаметра применяемого бурильного инструмента приводит к повышению силы прихвата вследствие роста площади контакта труб с коркой, а также интенсивного нарастания корки вне зоны контакта.

Измерения показателей адгезионных и фрикционных свойств корок (по отношению к стали труб) при заданном перепаде давления (во ВНИИБТ) показали, что сдвиг стали по корке происходит не по поверхности контакта, а в слое корки — вблизи этой поверхности. При перепаде давления до 2 МПа силы сдвига возрастают пропорционально перепаду давления, а при 3 — 4 МПа — эта зависимость нарушается в результате упрочнения корки. Дальнейший рост перепада давления не увеличивает сил сдвига. При исследовании сил прилипания установлено, что они интенсивно возрастают в первые 30 — 40 мин контакта, а затем стабилизируются.

Таким образом, согласно существующим в настоящее время мнениям, причина явлении, приводящих к прихвату труб при бурении скважин. — действие перепада давления. Однако при прочих равных условиях в возникновении прихвата существенную роль играют и физико-механические свойства фильтрационных корок, с которыми соприкасается бурильный инструмент при прихвате.

Действие других факторов (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривление ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, характер циркуляции) или не исследовали, или исследовали недостаточно, хотя в возникновении прихватов они (в ряде случаев) играют решающую роль. Значительный объем исследований проведен А. К. Самотоем. К наиболее распространенным прихватам он относит:

у стенки скважины под действием перепада давления;

вследствие заклинивания низа колонн при их движении в скважине;

в результате желобообразования;

вследствие сальникообразования;

из-за нарушения устойчивого состояния пород;

вследствие заклинивания колонн посторонними предметами;

вследствие нарушения режима промывки

по причине заклинивания породоразрушающего инструмента;

испытателей пластов при опробовании скважин в процессе бурения.

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.), при использовании бурового (глинистого) раствора и при наличии прижимающей силы, обусловленной нормальной составляющей веса труб, расположенных в зоне проницаемых отложений.

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.

Прихваты вследствие заклинивания низа колонн труб характерны для зон сужения стволов скважин, вызванных сработкой долот по диаметру в твердых породах, для интервалов резкого искривления оси ствола скважины, а также для интервалов интенсивного нарастания фильтрационных корок, обвалообразования и др. Как правило, такие прихваты происходят при спуске инструмента и характеризуются его полной разгрузкой.

Прихват вследствие желобообразования характеризуется появлением мгновенных больших затяжек при подъеме инструмента. Попытки освободить инструмент дополнительными натяжками приводят к еще большему затягиванию его в желобную выработку. Обычно циркуляция после возникновения прихвата восстанавливается легко, но не способствует освобождению инструмента.

Прихваты вследствие сальникообразования возникают в основном при разбуривании глинистых отложении или хорошо проницаемых пород, на которых формируется толстая фильтрационная корка. В этих условиях образованию сальников способствуют загрязненность ствола скважины выбуренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка бурового раствора 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, уширения, каверны, желоба и т. п., негерметичность бурильной колонны, загрязнение приемных емкостей насосов. Обычно в случае прихватов вследствие сальникообразований циркуляция теряется частично или полностью.

Прихваты вследствие 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 отличаются внезапностью, особенно при бурении перемятых, тектонически нарушенных, сильнотрещиноватых и склонных к набуханию пород. В процессе бурения при промывке обвалы сопровождаются резким повышением давления, приводящим в ряде случаев к гидроразрывам пластов и поглощениям, интенсивным затяжкам и обильным выносам кусков обвалившейся породы, недохождением долота до забоя. В некоторых случаях обвалообразование возникает в результате поглощения бурового раствора со снижением уровня и, как следствие, противодавления в пространстве. Признаками осыпей пород являются: вынос оскольчатого шлама во время промывки скважины, посадки, затяжки инструмента, затруднения при спуске долота без проработок и интенсивных промывок, повышение давления в нагнетательной линии при бурении и проработках, сопровождающееся иногда поглощением бурового раствора Обвалообразования и осыпи связаны с циклическими колебаниями гидродинамического давления в процессе бурения скважин, большими значениями составляющих горного давления, несоответствием свойств бурового раствора горногеологическим условиям бурения скважин, длительным оставлением пробуренных интервалов без крепления обсадными колоннами. Проявления пластических течений пород (в основном соленосных отложений) обусловлены недостаточными противодавлениями, несоответствием типа бурового раствора составу пород, а также влиянием термодинамических процессов.

Прихваты, связанные с заклиниванием колонн посторонними предметами (упавшими с устья скважины или находившимися в стволе и не проявлявшими себя ранее), возникают мгновенно, ликвидировать их расхаживанием и установкой ванн обычно не удается. Этот вид осложнений характерен и для скважин, находящихся в эксплуатации.

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. Одной из причин подобных аварий являются промоины в колонне бурильных труб, хорошо прослеживаемые по снижению давления при циркуляции раствора. В ряде случаев, например при использовании в качестве утяжелителя барита, наблюдаются его флокуляция и выпадение в осадок, что становится заметным при восстановлении циркуляции и промывке.

Породоразрушающий инструмент заклинивается чаще всего при спуске, а также вращении на забое. Циркуляция бурового раствора при этом не теряется. Ремонт скважин, вызванный осложнением, связанным с заклиниванием колонковых долот и снарядов малого диаметра, очень сложен. Нередко приходится бурить второй ствол, а иногда ликвидировать скважину.

Прихваты испытателей пластов при опробовании скважин в процессе бурения следует отнести в особую категорию. В большинстве случаев прихват происходит вследствие «заиливания» фильтра при интенсивном притоке жидкости вместе с частицами слабосцементированных пород.

Приведенное распределение прихватов по видам осуществлено по наиболее вероятным признакам или совокупностям признаков их возникновения. В природе взаимодействие различных факторов и процессов не приводит к возникновению прихвата только определенного вида. Так, при остановке колонны труб (например, при заклиниваниях в суженных частях ствола или желобных выработках) начинается процесс прихвата вследствие действия перепада давления, а при прекращении циркуляции — осаждения частиц шлама, утяжелителя и т. п. Процессы, происходящие в скважине при прихвате инструмента, взаимосвязаны и усложняют явления, дополняя друг друга. По сочетаниям конкретных ситуаций и признаков обычно удается определить причину происшедшего прихвата, а также способы его ликвидации.

Способы ликвидации прихватов очень разнообразны (рис. 7.1). Из диаграммы видно, что в южных районах страны с помощью установки нефтяных ванн ликвидируют 40 — 80% прихватов, возникших вследствие действия перепада давления, и 20−40% прихватов, возникших в результате заклинивания колонн в суженной части ствола скважины. Ликвидировать прихваты, возникшие вследствие обвала пород, чрезвычайно трудно, и они часто переходят в категорию аварий, так как приходится или фрезеровать прихваченную часть колонны, или устанавливать цементный мост и забуривать новый ствол.

В настоящее время в мировой практике широко используют следующие средства и способы предупреждения и ликвидации прихватов: растворы на углеводородной основе; растворы, обработанные лигносульфонатными реагентами, эффективные смазочные добавки (СМАД, СГ, ОЖК) и ПАВ; центрирующие элементы оснастки бурильной колонны, уменьшающие площадь контакта ее со стенками скважины; механические и гидромеханические устройства; нормирование плотности бурового раствора и расхода смазочных добавок; УБТ профильных сечений; профилеметрию и своевременное разрушение желобов специальными компоновками и взрывами гибких торпед; предупреждение естественного всплывания рабочих агентов ванн; предупреждение произвольного искривления стволов путем использования специальных компоновок низа бурильной колонны; выбор конструкции скважин с учетом недопущения совместного вскрытия горизонтов с различными градиентами пластовых давлений и резкого повышения скорости бурения.

2 .Факторы, влияющие на возникновение прихватов колонны труб

На прихват бурильной колонны труб в скважине влияет множество факторов, которые по своей природе являются следствием физико-химического, физико-механического и других видов взаимодействия инструмента с породой и буровым раствором.

Для объективного описания существующих точек зрения на природу прихватов были опрошены специалисты с последующей статистической обработкой результатов опроса.

В опросный лист (А.К. Самотой) было включено 18 факторов, в значительной степени, по мнению автора, влияющих на возникновение прихватов:

искривление ствола скважины;

вид смазочной добавки;

тип бурового раствора;

соблюдение технических правил и норм;

жесткость низа бурильной колонны;

площадь поверхности контакта;

коэффициент трения в зоне контакта;

8) время контакта колонны труб, находящейся в покое, со стенкой скважины;

9) значение перепада давления;

10) физико-механические свойства бурового раствора;

11) температура в зоне прихвата;

абсолютное значение гидростатического давления;

проницаемость породы в зоне прихвата;

тип пластового флюида;

физико-механические свойства фильтрационных корок;

пористость породы;

скорость восходящего потока бурового раствора;

количество смазывающей добавки в растворе.

3. Определение верхней границы глубины прихвата

Для одноразмерных труб верхнюю границу прихвата или длину свободной части труб находят по формуле:

L = 1,05 * (10 * E * F * l) / (P₂ — P₁) (3.1)

где 1,05 — коэффициент, учитывающий наличие жесткости замков; E — модуль Юнга (0,21*10⁶ МПа); F — площадь поперечного сечения трубы, см²; l — удлинение колонны, см; P₂ и P₁ — растягивающие усилия, Н.

Удлинение l и растягивающие усилия P₂ и P₁ определяют следующим образом.

1. Прикладывают к колонне усилие P₁, которое должно превышать на пять

делений показания ГИВ, соответствующие весу бурильных труб до прихвата, и делают на трубе отметку напротив плоскости стола ротора.

2. Повторно натягивают колонну с усилием, превышающим на пять делений первоначальное, и быстро снимают его до первоначального веса (P₁). Разница между первой и второй отметками объясняется трением в роликах талевого механизма.

3. Делят расстояние между первыми двумя отметками пополам и принимают среднюю черту верхней отметки для отсчета.

4. Прикладывают к колонне бурильных труб усилие P₂, которое по ГИВ будет на 10−20 делений превышать усилие P₁, и делают новую отметку на трубе. При этом величина P₂ должна быть такой, чтобы деформации, вызванные этой силой, находились в зоне упругости материала.

5. Повторно натягивают колонну с усилием, не более чем на пять делений

превышающим усилие P₂, затем быстро снижают нагрузку до P₂ и делают вторую отметку на трубе.

6. Делят расстояние между двумя последними отметками пополам и полученную черту считают нижней отметкой отсчета.

7. Расстояние между верхней и нижней отметками — искомое удлинение l.

Для многоступенчатой бурильной колонны найдена другая формула, позволяющая рассчитывать верхнюю границу прихвата.

Исходной служит формула получения суммарного удлинения колонны l под действием силы Р:

l= ((10*P*H₁) / (28,1*q₁)) + ((10*L₂*P) / (28,1*q₂)) +

((10*L₃*P) / (28,1*q₃)) +…+ ((10*L_n*P) / (28,1*q_n)) (3.2)

где Н₁ — длина прихваченной части труб, м; L₂, L₃,…, L_n — длина соответствующей секции труб, м; q₁, q₂, q₃,…, q_n — масса 1 м одноразмерных по наружному диаметру и толщине стенок труб в воздухе.

Из выражения (3.2) определяют длину не прихваченной части труб Н₁ самой нижней секции L₁:

Н₁=q₁* ((28,1*l) / (10*P)) — (L₂/q₂) — (L₃/q₃) — …- (L_n/q_n) (3.3)

Если она окажется отрицательной, то, очевидно, верхняя граница прихвата расположена в вышестоящей секции труб, то есть надо найти длину не прихваченной части Н₂ второй от низа секции колонны:

Н₂=q₂* ((28,1*l) / (10*P)) — (L₃/q₃) — …- (L_n/q_n) (3.4)

Расчеты продолжают до получения положительного результата.

Н_i=q_i* (((28,1*l) / (10*P)) — У (L_n/q_n)) (3.5)

Тогда верхняя граница прихвата определяется из уравнения:

Н=Н_i+УL_n (3.6)

Расчетным путем можно не всегда правильно определить верхнюю границу прихвата, так как скважинные условия существенно влияют на удлинение бурильной колонны. Поэтому необходимо стремиться находить верхнюю границу прихвата с помощью геофизических приборов. Интервал прихвата в стальных бурильных трубах хорошо определяется с помощью прихватоопределителя или акустического цементомера (АКЦ). Основным препятствием для массового использования АКЦ является его большой диаметр. Например, АКЦ-80 можно применять только в трубах диаметром не меньше 140 мм.

Задача. Определить верхнюю границу прихвата. Исходные данные для расчета представлены в таблице 1.

Таблица 1. Исходные данные для расчета.

Решение:

Из выражения (3.2) определяем длину неприхваченной части труб Н₁ самой нижней секции L₁:

Н₁=156* ((28.1*40/10*3) — (450/35.8) — (1560/32.9)) =

=156* (37.46−12.57−47.416) =-3513м Значение Н₁ отрицательное, следовательно, верхняя граница прихвата находится выше. Решая уравнение относительно второй секции Н₂, получаем:

Н₂= 35,8* ((28,1*40/10*3) — (1560/32,9)) =

=35,8* (37,46−47,416)) =-356,2 м Значение Н₂ отрицательное, следовательно, верхняя граница прихвата находится выше. Отсюда длина свободной части бурильной колонны:

Н=1560−356,2= 1203,8 м

Заключение

Противоаварийные работы и, особенно ликвидация прихватов, весьма ответственные операции, неумелое ведение которых может привести к серьезным поломкам бурового оборудования и вышки, потере скважины и несчастным случаям. Поэтому о возникновении аварии бурильщик обязан немедленно известить бурового мастера, а в случае его отсутствия — технического руководителя участка не приостанавливая проведения первоочередных мер по ликвидации аварии. В случае затянувшейся ликвидации аварии, но не позднее чем через 5 сут с момента ее возникновения, составляется план ликвидации аварии, утверждаемый руководством бурового предприятия. Все мероприятия по ликвидации аварии необходимо выполнять быстро и организованно; чем дольше находится инструмент в скважине, тем труднее будет его извлечь.

При ликвидации аварий в скважинах возникают повышенные нагрузки на буровое оборудование, отдельные его узлы и бурильную колонну. Для предупреждения несчастных случаев с персоналом, участвующим в ликвидации аварии, необходимо выполнять требования ПБ-08−624−03.

Список используемой литературы

1. Басаргин Ю. М. Осложнения и Аварии при Бурении НГС М., Недра, 2000 г.

2. Осложнения и Аварии при Бурении НГС Методические указания Иркутск, НИ ИрГТУ, 2013 г.