Файл: Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении.pdf

санях, но не волоком. Нежелательно транспортировать турбобуры в обсадных трубах или в волокушах, изготовленных из обсадных труб, так как при вытаскивании его возможны повреждения.

При погрузке и разгрузке турбобуров следует избегать ударов их о жесткие предметы, поэтому необходимо применять кран или канаты и не допускать сбрасывания турбобуров. На ремонтных ба­ зах погрузка и разгрузка должны быть механизированы или в край­ нем случае должны быть сделаны специальные стеллажи на уровне пола автомашины. На резьбах турбобуров при транспортировании должны быть защитные колпаки, а съемную грунтоноску турбодолот необходимо зажимать деревянными распорками для исклю­ чения продольного перемещения ее внутри вала.

предотвращения засыхания раствора в турбобуре рекомендуется отработанный турбобур заливать водой. При этом пространство между валом и ниппелем закладывается паклей или другим по­ добным материалом. На буровую турбобуры доставляются с пас­

с базы, из механической мастерской или с другой буровой, перед спуском в скважину необходимо осмотреть и проверить. Должны быть проверены:

а) легкость запуска турбобура — путем пропуска через него бурового раствора при работе одного насоса; турбобур должен запуститься при давлении в насосе, равном 50% давления при холостой работе турбобура с ведущей трубой; после длительного хранения турбобура допускается принудительный запуск его с ве­ дущей трубой при помощи «трещотки», однако в скважину тур­ бобур можно спускать при условии, если он после принудительного запуска вновь запускается самостоятельно;

в) плавность остановки турбобура после отключения насоса; если он останавливается резко, то проводят принудительную об­ катку его в течение 10—15 мин, после чего повторно проверяют на плавность запуска;

г) истечение бурового раствора через ниппель турбобура, при этом потеря жидкости не должна превышать 10% объема жидко­ сти, прокачиваемой через турбобур; расход жидкости определяется визуально; истечение жидкости через ниппель должно быть рав­ номерным по всему периметру ниппеля;

д) допустимая величина осевого и радиального люфтов тур­ бобура не должна превышать соответственно 5—6 и 2 мм; для каждого типа турбобура допустимая величина люфта указывается

96

в паспорте; зазор между ниппелем и корпусом турбобура должен быть также в пределах паспортных данных.

Кроме изложенного, в работающем турбобуре не должно быть посторонних шумов, а корпус его не должен нагреваться.

При проверке турбобура под ведущую трубу устанавливают фильтр.

Для^ предупреждения забивания турбобура шламом необходимо буровой насос запускать при открытой пусковой задвижке с по­ следующим медленным закрытием ее, чтобы частицы шлама не могли двигаться массой. При прекращении циркуляции бурового раствора для спуска его из нагнетательной линии задвижку надо от­ крывать медленно, чтобы не допускать всасы­ вания шлама в турбобур. Для восстановления и прекращения циркуляции бурильную ко­ лонну следует приподнимать над забоем на 10—12 м.

Особое внимание должно быть уделено проверке состояния отремонтированного турбобура, а также турбобуров, собираемых и разбираемых в механических мастерских. Помимо изложенных требований к проверке турбобуров на буровых, в мастерских про­ веряют:

3) резьбовые соединения турбобуров необходимо крепить клю­ чами в комплекте с моментомерами; чтобы соблюдать допустимые значения моментов для турбобура каждого типа, рекомендуется

брать крутящий момент крепления роторных гаек в 2 раза, а для

4) на роторных гайках вала турбобура следует нарезать ловильную резьбу и по возможности увеличивать длину контргайки до 200 мм с целью создания условий для захвата их ловильным инструментом;

5) для предотвращения развинчивания узлов корпуса турбо­ бура рекомендуется устанавливать фиксаторы на всех турбобурах, бывших в ремонте; практикуется также установка насечек на резьбовых соединениях после закрепления последних; перед каж­ дым спуском турбобура в скважину проверяют положение насе­ чек;

6) чтобы исключить оставление поломанных валов в скважине, рекомендуется на всех турбобурах применять приспособление для удержания вала в корпусе турбобура, разработанное и широко применяющееся в Татарии.

Приспособление, показанное на рис. 11, состоит из страховой гайки 3, которая крепится к ниппелю 1 с помощью резьбы или горячей посадки с последующей приваркой к корпусу ниппеля. В последнем случае ниппель наполняется водой. На валу турбо­ бура делается проточка 2. Размеры, приведенные на рисунке, от­ носятся к турбобурам Т12МЗБ-195 и ТС5Б-195 и соответственно

восстанавливаются наплавкой с последующей расточкой [49]. Важными мероприятиями, обеспечивающими безаварийную ра­

боту турбобуров, являются надлежащий учет их работы на буровых и систематическая регистрация сведений о их эксплуатации и ре­ монтах. На каждый турбобур должен быть паспорт, в который вно­ сят все сведения о эксплуатации и ремонте. К паспорту должен быть приложен чертеж турбобура со всеми изменениями, внесен­ ными при ремонте, и размерами гаек, колпаков и контргаек, а так­ же направление резьбы на валу.

Предупреждение аварий с электробурами

Общие требования к перевозке, погрузке, разгрузке и опробо­ ванию после ремонта электробуров те же, что и для турбобуров.

Перед спуском электробура в скважину проверяют:

—люфт вала шпинделя, который не должен быть более 2,5 мм;

—сопротивление изоляции обмотки двигателя «а корпусе, которое должно быть не менее 15 м- ом;

—наличие масла в компенсаторах двигателя и шпинделя; при опускании поршней лубрикатора жидкого масла более чем на 25 делений доливается масло в двигатель через клапан в верхней

98

в лубрикаторе шпинделя зазор в смотровом окне между витками пружины более 20 мм, в шпиндель подкачивается масло;

—состояние резьбовых соединений: герметичность соединений переводника под элеватор и корпуса лубрикатора; корпуса двига­ теля и корпуса лубрикатора, а также состояние резьбы перевод­ ника на долото; помимо герметичности, проверяется соответствие зазоров между торцами соединяемых узлов и отсутствие утечки масла;

—сопротивление изоляции на корпус системы токопровод— электробур, для чего электробур соединяют с УБТ погруженным контактором или заземляющим переводником и делают замер;

—направление вращения электробура по направлению реак­ тивного момента; направление вращения электробура также про­ веряется после замены труб, заземляющих переводников УБТ и погружного контактора;

Рис. 12. Шпиндель электробура с усовершенствованным креплением сальника.

— запрещается пуск электробура под нагрузкой; электробур, находящийся в скважине, запускается только после восстановления циркуляции бурового раствора и когда долото не доведено до за­ боя или суженных участков.

При ремонте электробуров необходимо проверять состояние всех резьб калибрами, а корпусов и валов — дефектоскопами.

Для предупреждения оставления шпинделя электробура с до­ лотом необходимо применять специальное устройство, показанное на рис. 12. Сущность конструкции его заключается в том, что корпус сальника соединяется с корпусом шпинделя посредством фиксатора, состоящего из подушки 1, сухаря 2 и винтов 3. Сухари имеют форму сегментов, в результате чего создаются условия для удержания сальника шпинделя выступами фиксатора.

Вывод фиксатора из пазов исключается установкой подушки с отверстиями под винты, ввинчивающиеся ,в сухари. Конструкция фиксатора позволяет доворачивать корпус сальника и подкреплять узлы шпинделя. Этим устройством полностью исключено самопро­ извольное отвинчивание сальника [57].

Для предупреждения развинчивания бурильных колонн в зам­ ковом резьбовом соединении из-за неправильного чередования фаз токопровода необходимо изменить разделение концов кабеля со стороны подключения его к неподвижной траверсе. Концы кабеля следует делать разной длины. Разница в длине между верхним и нижним концами, а также между средним и нижним составляет 80 мм. Такое разделение кабеля исключает подсоединение верх­ него конца к среднему и нижнему контактам, а среднего конца

книжнему контакту [56].

§4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ С ДОЛОТАМИ

Трехшарошечные долота

Перед спуском в скважину долото должно быть тщательно ос­ мотрено. Наружным осмотром проверяют чистоту промывочных отверстий, состояние сварных швов и замковой резьбы, вращение шарошек, крепления шарошек на цапфах и люфты шарошек. Мак­ симальный осевой люфт опор шарошек у большинства 'долот не должен превышать 0,7 мм, а радиальный — не более 0,2 мм. Диа­ метр долота проверяют кольцевым шаблоном. Долото, диаметр ко­ торого на 1,5 мм больше диаметра предыдущего долота, спускать

вскважину запрещается.

Угидромониторных долот дополнительно проверяют состояние насадок, соответствие их размера, надежность крепления.

Необходимо особенно тщательно проверять резьбу переводника или другого элемента бурильной колонны, к которому присоеди­ няется долото. Исправное долото присоединяют к бурильной ко­ лонне при помощи специальной доски и машинного ключа. Кате­ горически запрещается применять другие методы крепления долот. У закрепленного долота проверяют схождение торцов долота и переводника. При обнаружении зазора меняют долото или пере­ водник.

Для предупреждения аварий с долотами при спуске в скважину прежде всего надо знать состояние ствола и призабойной зоны скважины. Зная местонахождение уступов и зон сужения ствола, можно уверенно спускать бурильную колонну в нормальных ин­ тервалах и замедлять спуск в местах, представляющих опасность. Необходимо избегать резких ударов долота об уступ и не допу­ скать посадок с нагрузкой более 10 тс. При достижении указанной нагрузки спуск бурильной колонны приостанавливают, а место остановки прорабатывают на длину ведущей трубы.

Вскважинах с возможным сужением ствола и искривленных для предупреждения аварий с долотом необходимо снижать ско­ рость спуска колонны, чтобы исключить возникновение реактив­ ного вращения вала турбобура или электробура влево.

Долото с конфигурацией, отличающейся от конфигурации пре­ дыдущих долот, следует спускать осторожно, интервалы работы

100