Процесс бурения и цементирования скважины

1. Процесс бурения и цементирования скважины. Скважина  цилиндрическая горная выработка, капитальное сооружение в земной коре, у которой диаметр в десятки раз меньше ее длины без доступа в нее человека. У любой скважины выделяют такие элементы как: − устье – поверхность пересечения скважины и земной поверхности – начало скважины; − ствол скважины – пространство без горной породы в земной коре, ограниченное цилиндрической поверхностью – стенкой скважины, устьем и забоем; − забой – поверхность, разделяющая горные породы и ствол скважины снизу – дно скважины. Прежде всего, делается проект на строительство скважины. Определяется ее конструкция – на какую глубину, каким диаметром, и как крепится каждый интервал. Простейшая конструкция состоит из следующих элементов: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. В проекте указывается информация о количестве и диаметре обсадных колонн, диаметрах буровых долот и интервалах цементирования по интервалам бурения.  Элементы, входящие в понятие конструкции скважины: 1) Обсадные колонны 2) Интервалы бурения  3) Интервалы цементирования  4) Устье, стенки и забой скважины  5) Продуктивный горизонт и зона перфорации. По порядку, начиная с устья скважины идут: 1) Направление – самая первая, самая большая по диаметру и самая короткая обсадная колонна – служит для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья. Одновременно направление обеспечивает связь скважины с системой очистки бурового раствора. 2) Следующая колонна, называемая кондуктором, предназначена для укрепления неустойчивых и/или мерзлых пород (100–700 м), и изоляции верхнего пресноводного комплекса для исключения его загрязнения. 3) Последняя обсадная колонна, спускаемая в скважину, называется эксплуатационной. Соответственно она имеет наименьший диаметр из всех колонн и наибольшую глубину спуска, ее внутренняя полость служит герметичным каналом для соединения продуктивного пласта с устьем скважины. 4) Между эксплуатационной колонной и кондуктором могут быть установлены другие обсадные колонны, называемые промежуточными, и предназначенные для предупреждения (или ликвидации) осложнений, возникающих при углублении скважины. Цементирование обсадных колонн: С целью изоляции пластов и недопущения перетоков из пластов с большим пластовым давлением в пласты с меньшим давлением применяется метод заполнения кольцевого пространства между стенкой скважины и наружной стенкой ОК специальным цементным раствором, способным через несколько часов терять подвижность и превращаться в камень. Это тампонажные портландцементы (ТПЦ). Закачка расчетного объема ТПЦ осуществляется с помощью цементировочных агрегатов. Их количество также рассчитывается исходя из времени начала схватывания ТПЦ, т.е. когда цементный раствор теряет подвижность. После окончания процесса закачки ТПЦ начинается процесс продавливания его в затрубное пространство до момента выхода первой порции цемента до устья скважины или до проектной отметки. После получения «стоп»-сигнала, на устье скважины закрывается кран, скважина 24 часа остается на ОЗЦ – ожидании затвердения цемента. Закачка цемента и продавочной жидкости осуществляется цементировочными агрегатами, рассчитанными создавать высокие давления. 2. Породоразрушающий инструмент Породоразрушающий инструмент предназначен для разрушения горной породы для углубления скважины. Существует несколько разновидностей породоразрушающего инструмента в зависимости от твердости и крепости горных пород. Классификация породоразрушающих инструментов: 1) По назначению • Для сплошного бурения • Для колонкового бурения • Специального назначения 2) По способу разрушения горной породы • Для вращательного бурения • Для ударного бурения • Для электроимпульсного бурения • Для гидромониторного бурения • Прочие способы 3) По механизму разрушения горной породы • Дробяще-скалывающего типа • Дробящего типа • Режуще-скалывающего типа • Истирающе-режущего типа • Истирающего типа Типы при для вращательного бурения: • Шарошечные - долота - буровые головки • Лопастные - обычные - PDC • Алмазные - матричные - импрегнированные • ИСМ - для расширения ствола скважины • Специальные - Для калибровки стенок скважины - Для фрезирования - Для отбора керна • Для разрушения верхней части разреза, который представлен мягкими горными породами (это в основном глины или метаморфизованные глины, аргиллиты, алевролиты) иногда применяются лопастные долота. Лопастные долота предназначены для разбуривания горной породы путем резания и скалывания. Они применяются как правило в роторном способе бурения, потому что являются достаточно энергоемкими, и для вращения такого долота требуется значительный крутящий момент. • Для разрушения пород средней твердости и твердых горных пород разработаны шарошечные долота. В основном это трехшарошечные долота. Шарошечные долота предназначены для разрушения горных пород путем дробления и скалывания, то есть характер воздействия на забой – это дробление и скалывание. При этом получается крупный шлам, который затем выносится на поверхность. На рисунке ниже предоставлено устройство одно- и трехшарошечного долота. Шарошечные долота являются самым распространенным видом бурового инструмента при бурении скважин различного назначения: нефтяных, газовых, геологоразведочных, водяных, взрывных и др. Шарошечные долота могут иметь различное число шарошек, обычно до 6, причем каждая шарошка может быть одно-, двух- и трехконусной со смещением и без смещения оси вращения относительно долота. Различают конструкции долот на секционные и корпусные. В том или ином виде они выполняются в зависимости от диаметра. Для большого диаметра бурения используются долота корпусные, цельнолитые, а для скважин небольшого диаметра используются секционные долота, которые сварены из двух или трех секций. Кроме того, соединительная резьба у секционных долот наружная конусная (нипель), а у корпусных внутренняя конусная (муфта). Устройство корпусного долота: 1 – литой корпус; 2 – муфтовая присоединительная резьба; 3 – сварной шов; 4 –вставные лапы; 5 – цапфа; 6, 7, 8 – подшипники; 9 – шарошка; 10 – центральное промывочное отверстие. Обозначение шарошечных долот: На примере долота с маркировкой III 244,5 С-ЦВ, разберем что означают цифры и буквы: 1) Римские цифры – обозначают число шарошек; 2) Арабские цифры – диаметр; 3) Буквы по порядку: - Тип долота; - Конструкции промывочных или продувочных каналов; - Тип опоры. Число шарошек: Чаще всего используют трехшарошечные буровые долота, гораздо реже одно-, двухшарошечные. Многошарошечные долота применяются при реактивно-турбинном бурении. • Для разбуривания средней твердости и твердых горных пород разработаны долота другой конструкции – это долота PDC (Policrystalline Diamond Compact). Долота PDC работают по принципу резания и скалывания. Шлам имеет меньшие размеры, для его работы требуется меньше крутящего момента, но по сравнению с шарошечными долотами долота PDC имеют меньшую механическую скорость. Но их преимущество заключается в том, что они очень долговечны – одним долотом можно бурить несколько тысяч метров, что невозможно при применении шарошечных долот, поскольку у шарошечного долота «ахиллесовой пятой», слабым местом является опора (рисунок 3.33), которая охлаждается и смазывается промывочной жидкостью, а в ней находится твердая фаза, и они быстро выходит из строя. Существуют еще конструкции опор с герметизированной опорой, когда шарошечное долото имеет специальную систему смазки, которая подается в опору и смазывает ролики и шарики. Это более долговечные, но и более дорогие конструкции. • Еще один вид долот – алмазные долота – предназначены для разбуривания пород путем истирания и резания, при этом образуется еще более мелкий шлам, как порошок. Несмотря на то, что алмаз вроде бы самый твердый минерал, тем не менее он самый хрупкий, поэтому алмазные долота применяется для разбуривания пород средней твердости. Это надо иметь в виду, чтобы не применять алмазные долота при разбуривании крепких и очень крепких горных пород. Типы алмазных долот: 1) TSP Термостойкое долото, которое использует треугольные и кубические резцы небольшого размера, состоит полностью из микрочастиц полученных из натуральных + термостойких синтетических алмазов. 2) С применением технических алмазов  матричные однослойные Матрица долот прессуется из твердосплавного порошка ВК8 и пропитывается медью в электронагревательной муфельной печи в графитовых пресс-формах, которые изготовляют методом прессовки из графитового порошка. В качестве связки используют смолу Ф-10. Этот метод позволяет получать алмазный буровой инструмент с заданным выпуском алмазов из тела матрицы и с готовой системой промывочных каналов. При изготовлении матричного однослойного долота алмазы предварительно выкладываются в матрицу.  импрегнированные Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы). Матрица разделена на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия. Алмазонесущую матрицу изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики природных или синтетических алмазов. При однослойном размещении алмазов применяют алмазы в 0,05-0,4 карата (карат – единица измерения массы алмазов: 1 карат равен примерно 4,5 мм). Диаметр кристалла сферической формы в 1 карат равен примерно 4,5 мм. Для бурения в твердых породах изготовляют долота с объемным размещением мелких (менее 0,02 карата) кристаллов алмаза в матрице (импрегнированные алмазные долота). После изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью матрицы составляет 0,1-0,25 их диаметра. Диаметр алмазных долот на 2-3 мм меньше соответствующих диаметров шарошечных долот. Это вызвано созданием условий для перехода к бурению алмазными долотами после шарошечных, у которых, как правило, по мере износа уменьшается диаметр. Отраслевым стандартом ГОСТ 39.026-76 предусмотрено выпускать алмазные долота диаметрами от 91,4 до 292,9 мм. Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая центрируемость их на забое и и формирование круглого забоя (в отличие от треугольной с округленными вершинами формы забоя при бурении шарошечными долотами). Принцип работы алмазного долота: Профиль алмазного долота: - торцевое (слева) - секторное (справа) • Для отбора керна существует другая конструкция породоразрушающего инструмента который разрушает горную породу не сплошным, а кольцевым забоем: В результате образуется «колбаска», которая называется керном: Существуют специальные кернорватели и керноприемные устройства, в керноприемную трубу которых входит керн. Необходимо это для того, чтобы узнать, в каких породах идет работа, какими породами представлен продуктивный пласт, какова его пористость, проницаемость. Зная эти параметры и толщину пласта можно определить и запасы, то есть с помощью отбора керна определяются запасы данного конкретного месторождения. Керноприемное устройство: • Специальные породоразрушающие инструменты: - гибридные долота - райберы и фрезеры Предназначены для Разбуривания: • цементного камня и цементных мостов; • металлических предметов на забое; • технологической оснастки и бурильных труб • Вырезание окон под зарезку боковых стволов. • Извлечение из скважины металлических предметов. • Восстановление внутреннего диаметра, расфрезеровывание смятых труб при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах, снятие неровностей с внутренней поверхности обсадных колонн. - калибраторы - расширители. 3. Крепление скважин Сооружение нефтяной и газовой скважины это два последовательных процесса: - бурение скважины - ее крепление. Для предохранения стенок скважины от обвала, газонефтеводопроявлений, а также для изолирования продуктивных пластов стенки скважины укрепляют обсадными трубами. Глубина спуска и число обсадных колонн зависит от геологических условий месторождения и глубины скважины. Обсадные трубы крепятся в скважине цементным раствором. Обсадные трубы перед спуском в скважину готовятся на базе производственного обеспечения. Они испытываются методом опрессовки на герметичность, затем укладываются на стеллажи в зависимости от диаметра, группы прочности и марки стали и после этого, в соответствие с планом работ по крепления скважины их отправляют на буровую. Благодаря наличию в скважине обсадных труб, скважина полностью защищена от сложных напряжений, а именно: • Внешнего давления, которое образуют горные породы; • Внутреннего давления, возникающего в результате течения по трубам рабочих агентов; • Продольного растяжения; • Изгиба, который может возникнуть под собственным весом; • Температурного удлинения, вероятность появления которого в некоторых случаях очень высока. Все это испытывают именно трубы, тем самым, защищая скважину и обеспечивая ее целостность. Параллельно готовится оснастка обсадной колонны: башмаки, клапаны, посадочные кольца, центраторы, скребки, турболизаторы, а также разъединительные, подвесные и стыковочные устройства для секций и хвостовиков муфты ступенчатого цементирования. Башмак устанавливается на низ обсадной колонны с целью направления ее по стволу скважины и защиты ее от повреждений при спуске. Он состоит из корпуса и цементной насадки. Пружинный фонарь или центратор состоит из ребер жесткости пружин, нижней и верхней обойм и устанавливается на поверхность трубы для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине. Обратный шаровой клапан состоит из: 1) Корпус 2) Пластмассовый шар 3) Резиновая мембрана 4) Ограничительное кольцо 5) Тросья Клапан устанавливается над башмачным патрубком и служит для предотвращения обратного движения тампонажного/бурового раствора из скважины. Наряду с технологической оснасткой обсадной колонны подбирается разделительная цементировочная пробка вместе с цементировочной головкой. Она проверяется на прохождение по диаметру и устанавливается непосредственно в цементировочную головку. В настоящее время существует множество видов обсадных труб, которые отличаются между собой материалом изготовления, диаметром, длиной, способом соединения и т.д. Такое количество труб обусловлено их применением разных скважинах, с определенными целями эксплуатации. Однако, для нефтяных скважин необходимы очень прочные и долговечные трубы. Такие трубы производятся цельнотянутыми или цельнокатными. А соединяются они посредством муфт или сваркой. Длина обсадных труб колеблется в диапазоне от 6 до 13 метров. Вместе с оснасткой обсадных колонн на буровую отправляется и спусковой инструмент: 1) Спайдеры или клиновые захваты 2) Машинные ключи 3) Элеваторы 4) Пневматические или гидравлические буровые ключи, предназначенные для свинчивания и развинчивания обсадных труб. Цемент загружается цементовозом в специальную цементосмесительную машину. После этого отбирается данная проба сухого цемента и отправляется в лабораторию для проведения анализа, уточняется рецептура для получения качественного цементного раствора. Устанавливается время схватывания цементного раствора и прочность цементного камня. Этот процесс является обязательным, так как именно благодаря качеству цементного раствора и его заливки будет определен успех в добыче полезного ископаемого. Ведь цементный раствор не только обеспечивает полную герметичность скважины, но и является отличной защитой труб от воздействия на них агрессивных сред, таких как соляные растворы и подземные воды. Когда процесс крепления скважины трубами полностью завершен, скважину оставляют «отдохнуть» на время от 16 до 24 часов. Это делается для того, чтобы цемент полностью застыл. Однако, скоростью застывания раствора можно управлять, применяя различные химические вещества. Так, время застывания можно либо увеличить, либо уменьшить. Все данные анализа и рецептура передаются инженеру, ответственному за цементаж колонны. Цементосмесительные машины и цементировочные агрегаты должны прибыть на буровую до окончания спуска обсадной колонны. Руководителем работ по спуску обсадной колонны является буровой мастер. Он полностью несет ответственность за спуск обсадки согласно разработанному плану. Подготовку обсадных труб к спуску в скважину осуществляют централизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Обсадные трубы должны иметь заводские сертификаты и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, на буровой подвергаются гидравлическому испытанию труб на внутреннее давление для определения их пригодности и внешнему осмотру.  Расчёт обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных) производится по нескольким методикам. Для эксплуатационных колонн определяется наружное и внутреннее давление и проводится расчёт обсадных колонн на растяжение, для промежуточных колонн учитывается их износ. Существуют особенности расчёта колонн применительно к многолетнемёрзлым породам, соляным залежам и т.д. Обсадные колонны, собираемые с помощью муфтовых соединений или на сварке, спускают обычно в один приём. При спуске труба, находящаяся у буровой, с помощью элеватора поднимается на талевой системе лебёдкой, нижним концом свинчивается с муфтой уже спущенной и висящей на роторном столе обсадной трубой, затем опускается вся колонна обсадных труб. Процесс повторяется до спуска всех труб. После спуска обсадной колонны скважина промывается и цементируется. Потом цементный раствор закачивается в обсадную колонну и вытесняется в заколонное пространство. Цементирование (тампонирование) скважин повышает герметичность обсадной колонны и предотвращает сообщение между пластами, дневной поверхностью или зоной перфорации. Герметичность скважины обеспечивается контактированием колонны обсадных труб и стенки скважины с тампонажным раствором низкой водоотдачи, затвердевающим в безусадочный камень. Для осуществления процесса крепления и цементирования применяются заколонная и колонная оснастка. При обоснованном времени загустевания тампонажного раствора определяющим фактором обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является высокая степень вытеснения бурового раствора из интервала цементирования. Полнота вытеснения бурового раствора из заколонного пространства тампонажным раствором (величина статистического характера) определяется реологическими свойствами жидкостей, эксцентриситетом обсадной колонны, временем контакта тампонажного раствора и буферной жикдкости, со стенками скважины, коэффициентом турбулентного переноса, степенью отклонения формы ствола скважины от идеальной, коэффициентом Рейнольдса и др. Лучший случай обеспечения герметичности крепи наблюдается, когда тампонажный раствор, вытеснив буровой, занял все каверны и контактирует с породой и обсадной колонной. Степень вытеснения бурового раствора тампонажным характеризуется коэффициентом вытеснения, под которым понимается отношение объёма вытесненного бурового раствора к полному объёму скважины на высоте подъёма тампонажного раствора. Крепление ствола скважины считается завершенным только после испытания скважины, которое предполагает проведение двух этапов. Проведение первого этапа осуществляется сразу после застывания цементного раствора. Если скважина не глубокая, то испытание колонны происходит под давлением в 2-3 раза большем, чем давление, которое имеет рабочий агент непосредственно во время разработки. Проверка на прочность глубоких скважин осуществляется при давлении 600-1000 МПа. Второй этап испытания нефтяных скважин в трубе и под колонной обсадных труб после того, как цементный башмак разбурен. В данном случае для испытания оптимальным давлением является такое, которое равно двойному давлению рабочего агента.   Проведение всех нужных испытаний позволяет вовремя определить наличие или отсутствие повреждений и всяческих неисправностей, которые бы могли навредить скважине, и вовремя их ликвидировать. Таким образом, скважина, образованная с учетом всех тонкостей, является долговечным и прочным инструментом для добычи нефти. 4. Строительство скважин Скважина  цилиндрическая горная выработка, капитальное сооружение в земной коре, у которой диаметр в десятки раз меньше ее длины без доступа в нее человека. У любой скважины выделяют такие элементы как: − устье – поверхность пересечения скважины и земной поверхности – начало скважины; − ствол скважины – пространство без горной породы в земной коре, ограниченное цилиндрической поверхностью – стенкой скважины, устьем и забоем; − забой – поверхность, разделяющая горные породы и ствол скважины снизу – дно скважины. Начальный диаметр скважины обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубина скважин измеряется от нескольких десятков до нескольких тысяч метров. Каверна - участок ствола скважины, имеющий диаметр, превышающий номинальный диаметр стола скважины на определенном интервале. Наличие каверн в стволе скважины значительно осложняет процесс строительства скважины по следующим причинам: · затрудняется вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как в интервале каверны падает скорость восходящего потока бурового раствора; · возможен слом бурильного инструмента при попадании в каверну наклонно-направленного ствола скважины. · большая кавернозность ствола скважины затрудняет точное определение объема кольцевого пространства и требует повышенного расхода тампонажного раствора; · значительная по размерам каверна 35-50 см диаметром может стать местом хранения посторонних предметов, упавших сверху или пришедших с забоя скважины, с последующим их выпадением в открытый ствол и заклинкой бурильной или обсадной колонны; · при креплении обсадных колонн в интервале каверн не происходит полного замещения бурового раствора тампонажным раствором, что значительно снижает качество цементного камня, а в некоторых случаях приводит к его полному отсутствию. Определение фактического диаметра скважины позволит выявить участки нахождения каверн в стволе скважины, изучение профиля ствола скважины перед спуском обсадных колонн, точного определения объема скважины и кольцевого пространства, высоты подъема тампонажного раствора, глубины установки муфты ступенчатого цементирования (МСЦ), центраторов, скребков. Для определения фактического диаметра скважины применяют специальные приборы-каверномеры и профилемеры, с помощью которых записывают кривую, характеризующую профиль ствола скважин, которая называется кавернограммой. Желобообразование — это процесс одностороннего продольного кавернообразования в стенке открытого ствола скважины. При этом образуется каверна особой формы — в виде замочной скважины (желобообразного овала). Осложнения этого вида наиболее харак­терны для искривленных и имеющих значительный прогиб участ­ков скважин. Желоба могут образовываться при бурении в мяг­ких породах в случае отклонения оси скважины от вертикали на 2—3°. При желобообразовании возникает опасность попадания колонны бурильных труб в суженную часть выработок и ее за­клинивания, часто приводящего к обрыву бурильных труб. Назначение устья: 1) защитное - предотвращает обвал рыхлых почв; 2) собирательное - является точкой выхода компонентов скважины; 3) регулирующее - контроль давление внутри скважинной системы. Устьевое оборудование - это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины (затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины) в процессе бурения, капитального ремонта скважин и регулирования режима работы скважины в процессе её эксплуатации. В состав устьевого оборудования, используемого в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят: • колонная головка, • противовыбросовое оборудование. Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры.   Она остается на скважине на весь период эксплуатации. Функции головки обсадной колонны: - соединение обсадных конструкций и другого устьевого оборудования, - герметизацию пространства; - удержание массы технической колонны; - удержание эксплуатационной колонны. Присоединение очередного звена обсадной колонны обеспечивают фитинги, которые крепятся на колонную головку. Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения. Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья нефтяных и газовых скважин. Противовыбросовое оборудование (ПВО) - это комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве и ремонте. Использование ПВО позволяет повысить безопасность ведения работ, обеспечить предупреждение выбросов и открытых фонтанов. В России применение ПВО регламентирует ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции». ПВО обеспечивает проведение следующих технологических операций: герметизация скважины; спуск-подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье; циркуляция бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию; управление гидроприводами оборудования. ПВО включает стволовую часть, превенторы и манифольд. Стволовая часть включает ПВО, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины и которые последовательно установлены на верхнем фланце колонной обвязки.  Стволовая часть включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор. Манифольд состоит из элементов трубопроводной арматуры и трубопроводов, соединенных по определенной схеме с линиями дросселирвоания и глушения сквжаин. Монтаж обсадных труб производится с использованием адаптеров и регуляторов. В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят:  • фонтанная арматура,   • манифольд фонтанной арматуры,   • приспособление для замены задвижек под давлением,  • лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин,  • комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования. Фонтанная арматура  это система механизмов и приспособлений, выполняющих регулирующие и контролирующие функции.  Фонтанная арматура обеспечивает: - герметизацию устья фонтанирующей скважины,  - подвеску колонн лифтового назначения, - контроль и управления потоками.  Состав фонтанной арматуры: 1) колонная головка - связана с обсадной колонной; 2) трубная головка - связана с лифтовыми колоннами; 3) фонтанная елка - распределение и регулировка продукции. Требования к оборудованию: - способность выдерживать высокое давление; - возможность проведения замеров давления; - обеспечивать выпуск или закачку газа; - возможность подвешивания обсадных колонн,  - возможность герметизации. Схемы фонтанной арматуры: • манометрическая; • вентильная; • тройниковая; • дроссельная. Для соединений компонентов арматуры используют фланцы и хомуты. Присоединение трубопроводу осуществляется через манифольд. В цикл строительства скважины входят: 1. подготовительные работы; 2. монтаж вышки и оборудования; 3. подготовка к бурению; 4. процесс бурения; 5. крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж; 6. вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа. Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой. В общем случае в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды. Скважины могут быть по направленности:  • вертикальные, угол отклонения ствола которой от вертикали - не более 5 градусов; • наклонно-направленные, угол отклонения ствола которой от вертикали - более 5 градусов. Горизонтальные скважины, угол отклонения отвертикали ствола которой равен 90 градусов, относятся к наклонно-направленным. С практической точки зрения, горизонтальная скважина - это скважина, которая имеет протяженный ствол, пробуренный максимально близко к направлению целевого продуктивного пласта с соблюдением оптимального азимута. Категории скважин, которые бурят с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а так же с целью поиска, разведки, выявления нефтегазоносных структур и т.д: 1) структурно - поисковые -  с целью уточнения тектоники, стратиграфии, литологии, оценки продуктивности горизонтов;без дополнительного строительства скважин; 2) разведочные: - для выявления продуктивных объектов; - для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов; 3) добывающие - (эксплуатационные) - для добычи нефти и газа из недр;  4) канагнетательные - предназначены для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Эти меры позволяют увеличить период фонтанного способа добычи нефти или повысить эффективность добычи; 5) опережающие  - для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта; 6) оценочные - для определения начальной нефтеводонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта (и других исследований); 7) контрольные и наблюдательные - для наблюдения характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта; 8) опорные скважины  - для изучения геологического строения крупных регионов, чтобы установить закономерности залегания горных пород и выявить возможности образования в этих породах месторождений нефти и газа. Скважины по количеству стволов могут быть:  • многоствольные, которые имеют более 2 стволов и точка разветвления расположена выше уровня продуктивного горизонта; • многозабойные, которые имеют более 2 стволов и точка разветвления расположена в пределах продуктивного горизонта; • кустовые скважины, устья которых находятся близко друг к другу и несколько стволов расходятся под разными углами и на разную глубину. По глубине скважины делятся:  • мелкие - до 500 м; • средние - 500 - 1500 м; • глубокие - 1500 - 7000 м; • сверхглубокие - более 7000 м По дебиту скважины делятся:  • низкодебитные - до 20 м3/сутки; • малодебитные - 20 - 100 м3/сутки; • среднедебитные - 100 - 500 м3/сутки; • высокодебитные - более 500 м3/сутки. Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту. Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы. В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают. При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины. Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются с помощью закачкки тампонажного раствора в затрубное пространство с целью разобщения продуктивных пластов. Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов: 1. промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью; 2. поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность. От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности. Таким образом, освоение скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев. После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.  Кратко Процесс бурения можно описать так: 1) спуск в скважину породоразрушающего инструмента 2) разрушение горных пород долотом 3) вынос разрушенной породы и шлама 4) подъем бурильных труб из скважины для смены долота 5) крепление стенок скважины обсадными трубами с последовательным цементированием заколонного пространства 6) Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рисунке: По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.  Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.  При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате: Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.  По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.  Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается, и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.  По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.  Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.  В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.  Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.  Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости.  Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.  Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.  По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.  Буровая установка или буровая — комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения. Основными элементами современной буровой установки являются: • вышечный блок; • блок насосного оборудования; • силовые приводы; • блок для приготовления БР; • блок очистки бурового раствора (часто совмещен с предыдущим блоком); • оборудование для бурения: • ротор; • вертлюг; • талевый механизм; • буровая лебедка; • насосы; • силовой привод и так далее. • буровые сооружения: 1. буровая вышка; 2. комплект оснований; 3. укрытия сборно-разборного или каркасно-панельного типа; 4. комплект стеллажей; 5. приемные мостки. С началом серийного выпуска комплектных буровых установок произведена их классификация стандартом ГОСТ 16243-82, а затем уточнена -ГОСТ 16293-89 «Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения.Основные параметры». По заказам буровых предприятий появились установки сверх требований ГОСТа с допускаемой нагрузкой на крюке 140 тс (следует относить к БУ 3-го класса). 175 тс (4-й класс БУ) и 225 тс (5-й класс БУ). На этом ограничивается Госгортехнадзором России появление буровых установок, параметры которых не соответствуют ГОСТ 16293 -89. Одновременно с введением ГОСТ 16293-82 были приняты рекомендации по шифрам буровых установок: • БУ - буровая установка; • первое число условная глубина бурения, м; • второе число - соответствует допускаемой нагрузке на крюке в десятках кН (тонн-сила); • Э - электрический (переменного тока) привод основных механизмов с питанием от промышленной электросети; • ДГ - дизель-гидравлический привод основных механизмов; • ЭР, ЭП - электрический регулируемый привод основных механизмов с питанием от промышленной электросети; • ДЭР, ДЭП - электрический регулируемый привод основных механизмов от автономных дизель-электрических станций; • У - универсальная монтажеспособность; • К - кустовое бурение; • 1, 1М, 2М - модификации установок. Буровые установки для бурения нефтегазовых скважин на суше постоянно обновляются по номенклатуре, поэтому в расшифровку обозначений вводятся дополнительные символы. Например, в шифре БУ 3200/200 ДЭР БМ-Ц ЗАО «Уралмаш - Буровое оборудование» уточняется дополнение по монтажеспособности: БМ - блочно-модульная. П - передвижная, М - мобильная; по типу системы управления: Ц - цифровая. Углубление скважины - это совокупность операций: • разрушение горной породы, • очистка забоя и ствола скважины от выбуренной породы, • подача бурового инструмента на забой. В приведенном выше сочетании это называется механическим бурением, оно характеризуется набором интервальных параметров режима бурения. Численные значения параметров устанавливаются: • режимно-технологическими картами, • геолого-техническим нарядом.  • техническим проектом на строительство скважины.  Для каждого интервала бурения с одинаковыми горно-геологическими и техническими условиями задаются: • компоновка бурильной колонны (отдельно - ее низа КНБК), типоразмер забойного двигателя в случае его применения; • типоразмер ПРИ, частота его вращения, осевая нагрузка; • полный комплекс физических, гидравлических, реологических свойств промывочного агента; его расход, расчетное гидравлическое сопротивление; • ожидаемое пластовое давление или его градиент; • зенитный и азимутальный углы профиля ствола (в наклонно-направленных скважинах); • концентрация твердой фазы в промывочном агенте, выходящем из скважины. Промывка скважины. Основной задачей циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения является удаление остатков разбуренных пород, во избежание дополнительного износа породоразрушающего оборудования. Эффективность очистки забоя зависит как от скорости прохождения промывочного раствора, так и от его рабочих характеристик. Именно поэтому промывочная жидкость подготавливается по установленным рецептурам и при приготовлении обязательно учитываются как геологические (тип породы, пластовое давление, температура пластов, наличие пластовых вод и т.п.), так и технологические факторы нефтяной скважины (глубина, диаметр). Попутно при промывке нефтяной скважины осуществляется: • передача гидравлической энергии от насоса на турбо- или электробур, долото, винтовой забойный двигатель; • охлаждение, смазка и антикоррозийная защита долота, при прохождении промывочной жидкости через отверстия бура. Окислительное разрушение металлических частей оборудования происходит вследствие воздействия на него кислорода, растворенного в промывочном растворе, сероводорода и солей горных пород. Антикоррозийный свойства рабочему буровому раствору придаются добавлением в него ингибиторов. • промывка нефтяных скважин при бурении позволяет снизить размер абразивного износа в процессе бурения, при своевременном и правильном очищении буровой жидкости от твердых частиц шлама; • облегчение процесса бурения, за счет кинетической энергии жидкости при выходе из бурового долота и снижение коэффициента трения. Особенно действенно это проявляется при работе на рыхлых грунтах; • создание давления на скважинный ствол для предупреждения ГНВП (газонефтеводопроявлений) и обрушивания стенок скважины при проведении работ в неустойчивых породах; • во время остановки насосов (в аварийной ситуации) временное поддержание взвешенного состояния шламовых частиц. Для этого буровому раствору путем добавок придаются тиксотропные свойства, позволяющие трансформироваться из золя в гель; • предупреждение технологических сложностей в процессе бурения, в том числе дифференциального прихвата буровой колонны; • укрепление стволового канала нефтяной скважины во время работы на слабых и трещиноватых породах, путем создания усиленной глиняной корки; • сохранение продуктивности пласта в прискважинной зоне. Существуют прямой, обратный и комбинированный способы промывки нефтяной скважины при бурении. Способ прямой циркуляции предусматривает спуск в скважину насосно-компрессорных труб. Буровой насос высокого давления нагнетает раствор, который проходит по ведущей колонне. Поток жидкости для промывки захватывает частицы шлама и выносит их на поверхность, двигаясь в обратном направлении по кольцевому каналу между стенкой скважины и бурильной установкой. Отработанный раствор многоступенчато очищается, для чего последовательно направляется на: • предварительную механическую грубую очистки (блок вибросит); • систему гидроциклонов, где под воздействием центробежной силы твердые шламовые частицы отделяются от бурового раствора. Очистка гидроциклона производится через нижний клапан, соединяющийся со шламовым амбаром ; •  пескоотделители. На этом оборудовании рабочий раствор полностью очищается от частиц ила и песка и может быть вновь использован для промывки нефтяной скважины при бурении.  Достоинством прямого метода промывки является увеличение скорости прохождения скважины . Этот эффект достигается благодаря расклинивающему воздействию потока рабочей жидкости, благодаря чему снижается механическая прочность горных пород. Кроме того, при бурении в слабых грунтах, можно подобрать специальный состав жидкости для промывки, который будет обеспечивать закрепление стенок нефтяной скважины. Недостатком метода является появление песчаных пробок в процессе бурения из-за теплового воздействия на залежи. В результате перед наращиванием труб тратится дополнительное время на промывку нефтяной скважины «до чистых вод». Немаловажно и то, что способ прямой циркуляции требует большого количества рабочей жидкости, особенно при бурении долотом максимального диаметра. В целом, благодаря технологической простоте и эффективности, прямой способ промывки нефтяной скважины получил наибольшее распространение в бурении. Способ обратной промывки используется в случае аварийных ситуаций, при малой мощности бурового оборудования, а также при увеличенном диаметре шахты. Этот метод предусматривает спуск буровой жидкости в шахту по межкольцевому пространству забоя, вдоль стволовых стенок и ее дальнейшую подачу в отверстия долота. Подъем рабочей жидкости происходит по внутреннему каналу буровых труб. По технологии в устье шахты герметично устанавливают промывочную головку с сальником. При обратной промывке нефтяной скважины достигается более интенсивный вынос крупных частиц шлама, а также появляется возможность поднятия керна без остановки процесса бурения. Среди основных пороков обратного метода промывки нефтяной скважины при бурении следует, прежде всего, отметить разрушение стенок при работе на мягких породах и частые аварийные ситуации из-за разрыва горизонтальных пластов. Кроме того, керн при воздействии на его торцевую часть потоков промывочной жидкости, частично разрушается во время его подъема на поверхность, из-за чего объем его добычи сокращается. Комбинированный способ промывки возможно использовать только при наличии специального оборудования с эрлифтом и тремя каналами, по которым отдельно происходит • подача раствора для промывки нефтяной скважины в процессе бурения; •  поднятие пульпы; • подача сжатого воздуха для работы эрлифта.  При этом поступление промывочной жидкости до колонковой трубы происходит аналогично прямому способу, а ниже нее - обратному. При осуществлении совмещенной промывки обратным каналом может служить опережающая скважина минимального диаметра, в забое которой оседают более крупные частицы. Основная же часть шлама выносится на поверхность эрлифтом. Комбинированная циркуляция позволяет досконально произвести очистку забоя от шламовых остатков и получить максимально возможный выход керна высокого качества. Однако этот способ достаточно сложен технологически, из-за чего используется достаточно редко. Отдельно следует рассмотреть способ призабойной циркуляции бурового раствора. Его применяют в случае проведения бурения с осложнением в виде сильнопоглощающих пластов. Осуществляют призабойную (местную) промывку нефтяной скважины, используя погружные насосы или плунжерный пульсатор. Шлам в этих случаях собирается в шламоуловителях, которые могут размещаться как внутри буровой колонны, так и на поверхности. Промывочные жидкости. При геологоразведочном бурении очистка скважин проводится непрерывно в процессе бурения при помощи:  • промывочных жидкостей, • сжатого воздуха, • пенных систем. Наиболее распространенным способом очистки скважин, однако, до сих пор остается применение промывочных жидкостей (техническая вода, естественные или глинистые растворы, аэрированные жидкости, эмульсионные и полимерные растворы). Промывочные жидкости, применяемые при бурении, должны удовлетворять следующим основным требованиям:  • очищать зону забоя скважины от разбуренной породы, чтобы породоразрушающий инструмент контактировал с чистым забоем, • закреплять или удерживать стенки скважины при бурении в неустойчивых породах, • препятствовать прорывам пластовых вод в скважину, • обладать смазочными свойствами, • снижать коррозионную агрессивность среды в скважине, • поддерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии во время перерывов в работе, когда жидкость находится в скважине в полном покое, • охлаждать породоразрушающий инструмент в процессе бурения, • облегчать процесс разрушения горных пород, • удовлетворять санитарно-гигиеническим требованиям. В качестве промывочной жидкости при бурении второго ствола применяют: буровые растворы, растворы на нефтяной основе, аэрированные растворы, пены и техническую воду, обработанную ПАВ. Буровой раствор приготавливают на скважине размешиванием в механических глиномешалках комовой глины или глино-брикетов. Быстрое и без осложнений углубление скважины возможно лишь при полном и своевременном удалении выбуренной породы с забоя.  В противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Существуют 3 способа очистки промывочной жидкости от выбуренной породы:  • осаждение твердых частиц выбуренной породы под влиянием собственной массы из раствора в желобах и отстойниках циркуляционной системы;  • очистка раствора при помощи механических сит;  • сепарация раствора в аппаратах, принцип действия которых основан на использовании центробежной силы вращающего потока бурового раствора. Режим бурения. Режим бурения характеризуется следующими параметрами:  • осевой нагрузкой на долото;  • частотой вращения долота;  • расходом промывочной жидкости и ее качеством;  • временем пребывания долота на забое. Различают оптимальный и специальный режимы бурения. Оптимальным называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования имеющихся технических средств для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 м проходки. Специальным называют режим, установленный для забуривания 2го ствола и последующего бурения: • в осложненных условиях,  • при обвалах,  • высоком пластовом давлении (АПД),  • поглощении жидкости,  • изменении направления оси скважины,  • отборе керна и др Специальные работы в скважине. Рассмотрим работы по ликвидации аварий: Авария может быть успешно ликвидирована при правильном выборе способа извлечения аварийного буро­вого снаряда из скважины. При обрыве бурильных труб вначале определяют причину, место и характер обрыва. Место обрыва и расположение труб в скважине определяют путем спуска в скважину печати. По характеру обрыва выбирают ловильный инструмент (метчики ловильные, колокола ловильные).  Если бу­ровой снаряд не прихвачен, то его подъем из скважины не вызывает затруднений. В процессе обрыва могут возникнуть следующие затруднения: уход верхней части оборванных труб в сторону при наличии каверны или интенсивной разра­ботки ствола скважины; прихват оборванного снаряда в сква­жине; расклинивание оборванного снаряда бурильными тру­бами или соединениями при двойном обрыве или падении бурильных труб в скважину. При уходе оборванного снаряда в сторону ловильный инст­румент спускают в скважину совместно с отводными крючка­ми или приспособлениями с целью его центрации в скважине и облегчения операции по соединению с ловильным инстру­ментом. В случае расклинивания аварийного снаряда и его прихвата в скважину спускают ловильный инструмент с левой резьбой и аварийный снаряд развинчивают и извлекают по частям. Если аварийный снаряд значительно расклинен соедине­ниями, особенно муфтово-замковыми, что вначале их разбу­ривают твердосплавной коронкой, а потом развинчивают сна­рядом с левой резьбой. Наиболее распространенными и сложными авариями по их ликвидации являются прихваты. При обнаружении прихва­та вначале пытаются восстановить циркуляцию промывочной жидкости и выяснить возможность вращения бурового снаря­да. Если это возможно, то следует попытаться поднять буро­вой снаряд с вращением при максимальной промывке. При невозможности поднять бурильные трубы этим способом, сле­дует пытаться поднять их с помощью натяжки лебедки или гидравлической системой станка. Если эти меры не дают положительного результата, то ко­лонну бурильных труб нужно отвинтить в противоаварийном переходнике и поднять ее из скважины. В случае отсутствия противоаварийного переходника колонну развинчивают бу­рильными трубами с левой резьбой, оснащенными левым мет­чиком или колоколом, и поднимают ее по частям. После этого пытаются поднять колонковый набор из скважины. Если ко­лонковая труба прихвачена, то можно попытаться ее освобо­дить с помощью погружного гидравлического вибратора. При невозможности освободить трубу этим способом (в случае прижога твердосплавной коронки) выбуривают переходник у колонковой тру­бы и керн внутри нее колонковым набором меньшего диамет­ра и продолжают бурение скважины. Если по геологическим причинам перейти на меньший диаметр невозможно, то при­хваченную трубу разбуривают фрезой типа ФН. В зависимо­сти от конструкции скважины можно осуществить обуривание колонковой трубы снарядом большего диаметра. При не­возможности обуривания или разбуривания колонковой тру­бы следует разрезать ее труборезом и поднять по частям. В случае невозможности ликвидации аварии из-за ее осложне­ния устанавливают отклоняющий клин над аварийным снаря­дом и забуривают новый ствол скважины. При ликвидации аварий с обсадными трубами пользуются следующими методами. В случае развинчивания нижних труб обсадной колонны и отклонения их в сторону, вначале пыта­ются их отцентрировать с помощью деревянного корпуса, спущенного на бурильных трубах. Затем путем вращения верхней части колонны обсадных труб пытаются соединить ее с нижними трубами. Если трубы не удается соединить этим способом, то необ­ходимо поднять верхнюю часть обсадной колонны из скважи­ны, а затем захватить и поднять развинтившиеся трубы с по­мощью трубного метчика или труболовки, спускаемых на бу­рильных трубах. Таким способом ликвидируются и аварии, связанные с протиранием стенок обсадных труб в процессе бурения. Для ликвидации аварий, связанных с наличием мелких предметов в скважине (падение ключей, куски матриц и др.), применяют фрезерные коронки, механические и магнитные ловушки.