Оборудование устья скважины № 200-Боровская для принудительного спуска насосно-компрессорных труб

Скважина №25 площади Куйджик Куйджикского УБР объединения "Туркменнефть" заложена с целью разведки нефте­носных пластов в нижней части красноцветной толщи.

К бурению приступили 10 ноября 1970 г. Проектная глубина скважины - 2900 м.

Забой на день аварии - 22 июня 1971 г. - составлял 2733 н.

Конструктивные размеры скважины приведены в табл.7.

Рис.10. Оборудование устья скважины № 200-Боровская для принудительного спуска насосно-компрессорных труб; I - герметизирующая головка; 2 - переходные катушки; 3 - крестовина; 4 - задвижки; 5 - свинцовая прокладка; 6 - хомут со свинцовой прокладкой; 7 - колонный пат­рубок с отводом; 8 - колонный хомут с роликами; 9 - кондуктор

Устье скважины было оборудовано двумя превенторами типа Ш1Б-307х320.

Компановка бурильного инструмента: долото диаметром 190 мм, УВТ диаметром 146 мм длиной 68 м, бурильные трубы диаметром 114 мм длиной 1535 м, ЛЕТ диаметром 129 мм длиной 1120 м, бу­рильные трубы диаметром 140 мм длиной Юм.

Бурение скважины осуществлялось на растворе со следующими параметрами: удельный вес ТГ =1,75-1,78 Г/см3, вязкость Т=50 сек, водоотдача Б=3,5 см3 за 30 мин, ОНО - 12/60 мг/см2.

Параметры раствора соответствовали указанным в ГТН.

20 июня 1971 г. во время проработки ствола скважины при достижении забоя произошел слом в теле ЛЕТ на глубине 900 м. При подъеме инструмента произошел его прихват.

После извлечения аварийной трубы и последующего соединения с оставшимся инструментом, восстановить циркуляцию из-за порыва манифольда не удалось.

По окончании ремонта манифольда 21 июня одним буровым на­сосом при давлении 120 кГ/cir восстановили циркуляцию и после про­мывки скважины приступили к подготовке по установке нефтяной ван­ны.

Перед установкой нефтяной ванны бурильный инструмент за счет пружины был вытянут на один метр над ротором и подвешен на клиньях.

22 июня в 14 ч после обвязки двух агрегатов (ЦА-320 и ЦА.-400) с заливочной головкой закачали в трубы 11,9 м3 нефти и 17,4 м3 бурового раствора. Максимальное давление при закачивании составляло 150 кГ/см^.

В 15 ч при закачивании последней порции раствора в выходя­щем из скважины глинистом растворе появилась пленка нофти. После остановки агрегатов движение раствора с пленкой нефти продолжа­лось. Удельный вес раствора снизился с 1,75 до 1,60 Г/см3.

Освободить прихваченный инструмент путем расхаживания не удалось.

£ связи с увеличением количества поступающей из скважины жидкости отвернули заливочную головку для последующего наворота ведущей трубы и промывки буровыми насосами.

При посадке ведущей трубы на бурильные трубы произошел выброс нефти и раствора. Полностью закрыть превенторы не удалось из-за не­соосности, плашек и бурильного инструмента,подвешенного на клиньях.

22 июня в 16 ч скважина перешла на открытое фонтанирование через бурильные трубы (обратный клапан на трубы не был навернут) и затрубное пространство о суточным дебитом около I млн.м3 газа с водой.

Причинами открытого фонтанирования явились:

снижение противодавления на пласт ниже критического вслед­ствие увеличения столба нефти за трубами, вызванное сужением ство­ла скважины;