МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ 
Белорусский национальный технический университет 
 
Кафедра «Горные работы» 
 
 
 
Д. С. Матвеенко 
А. В. Климович 
М. А. Бабец 
 
 
 
ТРЕНАЖЕР-ИМИТАТОР БУРЕНИЯ АМТ-221 
 
Методическое пособие 
по подготовке и тренингу обучаемого персонала 
для студентов специальности 1-51 02 01 «Разработка 
месторождений полезных ископаемых» 
направления 1-51 02 01-04 «Буровые работы» 
 
В 2 частях 
 
Часть  2 
 
МОДЕЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ 
БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ 
 
Рекомендовано учебно-методическим объединением по образованию 
в области горнодобывающей промышленности 
 
 
 
Минск  
БНТУ  
2013
 УДК 622.24(075.8) 
ББК 33.13я7 
М33 
 
 
Рецензенты :  
кандидат геолого-минерологических наук 
Г. Л. Фурсиков (РУП «Белгеология»); 
 
кандидат технических наук В. П. Ильин («БелНИГРИ») 
 
 
 
 
 
 
 
Матвеенко, Д. С. 
Тренажер-имитатор бурения АМТ-221 : методическое пособие 
по подготовке и тренингу обучаемого персонала для студентов спе-
циальности 1-51 02 01 «Разработка месторождений полезных иско-
паемых» направления 1-51 02 01-04 «Буровые работы» : в 2 ч. / 
Д. С. Матвеенко, А. В. Климович, М. А. Бабец. – Минск : БНТУ, 
2013. – Ч. 2 : Модель технологических процессов бурения скважи-
ны. – 83 с. 
ISBN 978-985-550-324-9 (Ч. 2). 
 
В пособии приведены примеры оборудования и геолого-технические условия для 
типовых (базовых) вариантов имитации процесса бурения. Пользователи (обучае-
мые), прошедшие полный курс тренинга на тренажере-имитаторе АМТ-221, могут, 
пользуясь результатами собственного курсового проектирования скважин глубокого 
бурения, обратиться на кафедру «Горные работы» и при участии преподавателей и 
методистов-лаборантов создавать модели «собственной» скважины и отрабатывать 
на ней все возможные «нештатные» ситуации. 
Издание предназначено для студентов – будущих инженеров по бурению. 
Часть 1 «Общие сведения о буровом оборудовании, применяемом при бурении 
скважин на нефть и газ» вышла в БНТУ в 2013 году. 
 
УДК 622.24(075.8) 
ББК 33.13я7 
 
 
ISBN 978-985-550-324-9 (Ч. 2) © Матвеенко Д. С., Климович А. В., 
ISBN 978-985-550-232-7 Бабец М. А., 2013 
© Белорусский национальный  
технический университет, 2013
М33 
3 
ВВЕДЕНИЕ 
 
Тренажер-имитатор АМТ-221 производства ЗАО «АМТ» – «Ав-
томатизация мониторинга технологий» получен ФГДЭ благодаря 
благотворительной поддержке РУП ПО «Белоруснефть». 
Тренажер-имитатор предназначен для обучения буровых бригад и 
инженерного персонала нефтегазодобывающих предприятий, персо-
нала противофонтанных частей, студентов буровых специальностей. 
Тренажер имитирует в реальном и ускоренном масштабах времени: 
 технологические процессы бурения скважины на этапах углуб-
ки забоя, спуско-подъемных операций, крепления; 
 возникновение и развитие осложнений и аварийных ситуаций, 
в том числе нефтегазопроявлений и выбросов; 
 технологические процессы ликвидации нефтегазопроявлений и 
выбросов; 
 показания прибора контроля бурения скважины, характери-
зующих состояние бурового оборудования, скважины, инструмента; 
 реакцию бурового оборудования, инструмента, скважины (из-
менение их состояния) на действия обучаемого на пультах и постах 
управления буровым оборудованием. 
Тренажер обеспечивает имитацию различных (без ограничений) 
геолого-технологических условий бурения: геологического разреза, 
конструкции скважины, набора бурового оборудования, инструмен-
та, способов бурения (турбинный или роторный). Обеспечена воз-
можность имитации возникновения при бурении нестандартных 
ситуаций. 
Программное обеспечение тренажера содержит средства проек-
тирования учебных заданий (сценариев обучения) с любыми геоло-
го-технологическими условиями бурения и нестандартными ситуа-
циями. Оно также содержит средства контроля и оценки действий 
обучаемого, ведения базы данных учебного процесса, формирова-
ния протокола обучения. 
  
4 
1. СОСТАВ ТРЕНАЖЕРА 
 
Комплекс для обучения студентов состоит из набора пультов 
контроля и управления бурением скважин, подключаемых к ком-
пьютерному имитатору скважины и являющихся аналогами систем 
управления реально применяемых при бурении на нефть и газ. 
В этот набор входят: 
 пульт бурильщика с монитором; 
 пульт циркуляционной системы с монитором; 
 пост показывающих приборов; 
 пульт превенторов; 
 пульт дистанционного управления дросселем; 
 пост устьевого оборудования; 
 пост манифольда; 
 пост блока дросселирования; 
 пост управления цементировочной головкой; 
 пульт управления цементированием (ПУЦ). 
Далее, в этом подразделе, будут даны их описания и изображе-
ния их лицевых панелей и внешнего вида трубных частей. 
При работе с задвижками следует учесть, что все задвижки, кроме 
гидроуправляемых, закрываются вращением штурвала в направлении 
по часовой стрелке и открываются против часовой стрелки. 
Четыре гидроуправляемых задвижки работают по противопо-
ложному принципу. 
Цветовая индикация открытия и закрытия кранов, задвижек и 
превенторов подчиняется следующему соглашению: красная лам-
почка – закрыто, зеленая лампочка – открыто. 
 
1.1. Пульт бурильщика 
 
Горизонтальная панель пульта бурильщика и оборудование, управ-
ление которым осуществляется с нее, приведены на рис. 1.1–1.4. 
На горизонтальную панель на цифровой индикатор выводится 
обороты вала двигателя (диапазон измерения 0–max об./мин). 
  
5 
 
 
Рис. 1.1. Горизонтальная панель пульта бурильщика 
 
 
 
Рис. 1.2. Горизонтальная панель пульта бурильщика (управление РПДЭ) 
  
6 
 
 
Рис. 1.3. Тормоз лебедки 
 
 
 
Рис. 1.4. Ножка переключатель клиньев 
 
На вертикальную панель пульта бурильщика (правую часть) вы-
водятся следующие параметры (рис. 1.5): 
 глубина спуска инструмента; 
 скорость подачи инструмента; 
 частота вращения ротора; 
 число двойных ходов (ЧДХ) первого и второго насосов; 
 расход на входе; 
 изменение расхода на выходе; 
 температура на входе/выходе; 
 плотность на входе/выходе; 
 содержание газа; 
 уровень долива; 
7 
 уровень в емкостях; 
 уровень раствора в скважине. 
 
 
 
Рис. 1.5. Вертикальная панель пульта бурильщика 
 
На сигнальные лампочки: 
 состояние сигнала «ОШИБКА» (загорается красная лампочка 
при возникновении аварийной ситуации или ошибки). 
На жидкокристаллический экран в виде мультипликации: 
 состояние элеватора; 
 состояние и положение бурильной колонны; 
 состояние клиньев ротора; 
 состояние буровых насосов; 
 состояние превенторов и задвижек устевого оборудования и 
манифольдов; 
 состояние бурового ключа; 
 состояние ротора; 
 высота талевого блока в цифровом виде, диапазон изменения 
0–mах м. 
 
1.2. Пульт управления ЦС 
 
С горизонтальной панели пульта циркуляционной системы осу-
ществляется управление следующим оборудованием (рис. 1.6). 
8 
 
 
Рис. 1.6. Горизонтальная панель пульта ЦС: 
1 – выходная задвижка насоса 1 (открыта – зеленая, закрыта – красная); 
2 – выходная задвижка насоса 2 (открыта – зеленая, закрыта – красная); 
3 – задвижка сброса в емкость (открыта – зеленая, закрыта – красная) 
 
На вертикальную панель пульта управления ЦС выводятся сле-
дующие параметры: 
 расход раствора на входе/выходе; 
 температура раствора на входе/выходе; 
 плотность раствора на входе/выходе; 
 давление на входе; 
 число двойных ходов (ЧДХ) насосов 1 и 2; 
 уровень долива; 
 уровень раствора в емкостях 1 и 2; 
 содержание газа; 
 объем закаченного раствора; 
 уровень раствора в скважине. 
На горизонтальную панель пульта управления ЦС выводятся 
следующие параметры: 
 уровень раствора в емкости 1; 
 уровень раствора в емкости 2. 
9 
 
 
Рис. 1.7. Вертикальная панель пульта ЦС 
 
1.3. Пост блока дросселирования 
 
С поста блока дросселирования осуществляется управление сле-
дующим оборудованием (рис. 1.8). 
 
 
 
Рис. 1.8. Пост блока дросселирования. 
10 
На пульт выводятся следующие параметры: 
 давление на выходе; 
 объем закаченного раствора. 
 
1.4. Пост устьевого оборудования 
 
 
 
Рис. 1.9. Пост устьевого оборудования 
 
 
 
Рис. 1.10. Пост устьевого оборудования 
11 
На пульт выводятся следующие параметры: 
 давление в КП1 (верхний стрелочный индикатор); 
 давление в КП2 (нижний стрелочный индикатор). 
 
1.5. Пульт превенторов 
 
С пульта превенторов осуществляется управление следующим 
оборудованием (рис. 1.11). 
 
 
 
Рис. 1.11. Пульт первенторов. 
 
На показывающие приборы пульта выводятся следующие пара-
метры: 
 давление в гидроаккумуляторе; 
 давление закрытия превентора (универсального). 
  
12 
1.6. Пульт дистанционного управления дросселем 
 
С пульта дистанционного управления дросселем осуществляется 
управление следующим оборудованием (рис. 1.12). 
 
 
 
Рис. 1.12. Пульт дистанционного управления дросселем 
 
На пульт также выводятся следующие параметры. 
На цифровые индикаторы: 
 степень (уровень) открытия дросселя; 
 число ходов насоса 1; 
 число ходов насоса 2. 
На стрелочные показывающие приборы: 
 давление в трубах; 
 давление в КП. 
 
1.7. Пост манифольда 
 
С поста манифольда осуществляется управление следующим 
оборудованием (рис. 1.13). 
13 
 
 
Рис. 1.13. Пост манифольда 
 
 
 
Рис. 1.14. Пост манифольда 
 
На показывающие приборы поста манифольда выводятся сле-
дующие параметры: 
 давление на стояке; 
 давление в манифольде.  
14 
1.8. Пульт управления цементированием 
 
С горизонтальной панели пульта управления цементированием 
осуществляется управление цементировочным агрегатом и цемен-
тосмесительной машиной (рис. 1.15). 
 
 
 
Рис. 1.15. Горизонтальная панель пульта управления цементированием 
 
Кроме того, на пульте также располагаются следующие элемен-
ты управления (рис. 1.16). 
На горизонтальную панель на цифровые индикаторы выводятся: 
обороты вала двигателя; плотность раствора в баках; плотность цемен-
та; объем раствора в мерном баке 1, объем раствора в мерном баке 2. 
С вертикальной панели пульта управления цементированием 
осуществляется управление следующим оборудованием (рис. 1.17). 
На цифровые индикаторы вертикальной панели выводятся: дав-
ление в цементировочной головке; давление на входе (манифольде); 
плотность раствора на входе; объем закаченного в скважину рас-
твора; расход раствора на входе. 
На сигнальные лампочки и светодиоды выводится: 
 состояние сигнала «ОШИБКА» (загорается красная лампочка 
при возникновении аварийной ситуации или ошибки); 
15 
 состояние стопора верхней пробки; 
 состояние стопора нижней пробки; 
 состояние пробкового крана для закачки буферной жидкости; 
 состояние пробкового крана для закачки цементного раствора; 
 состояние пробкового крана для закачки продавочной жидкости; 
 количество подключенных цементировочных агрегатов (под-
ключен – красный, не подключен – не горит). 
 
 
 
Рис. 1.16. Горизонтальная панель пульта управления цементированием 
 
 
 
Рис. 1.17. Вертикальная панель пульта управления цементированием
16 
1.9. Пост управления цементировочной головкой 
 
С поста управления цементировочной головкой осуществляется 
управление следующим оборудованием (рис. 1.18). 
 
 
 
Рис. 1.18. Пост управления цементировочной головкой 
 
На стрелочные показывающие приборы поста выводится давле-
ние в цементировочной головке, диапазон измерения 0–250 кг/см2. 
  
17 
1.10. Пост показывающих приборов 
 
 
 
Рис. 1.19. Пост показывающих приборов 
 
  
18 
2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ДЕЙСТВИЙ 
ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ 
 
2.1. Спуско-подъемные операции 
 
Начальные условия. 
1. Задаем плотность раствора в емкостях ЦС 1 и 2, г/см3. 
2. Зажать тормоз лебедки. 
3. Открыть разделительную задвижку емкостей. 
4. Открыть выходную задвижку емкостей 2, 1. 
5. Открыть разделительную задвижку насосов. 
6. Насос 1, 2 выключить. 
7. Включить дегазатор и блок очистки. 
8. Выключить привод РПДЭ. 
9. Выключить привод ротора. 
10. Выключить привод лебедки. 
11. Открыть элеватор. 
12. Подача трубы – от скважины. 
13. Ключ в положении – отвод, в положении 0. 
14. Клинья опущены. 
15. Превенторы открыты. 
16. Линии дросселирования и глушения закрыты. 
17. Задвижка доливной емкости закрыта. 
 
Спуск инструмента (бурильной колонны). 
СТАРТ. Опускание свечи. 
1. Элеватор располагается на высоте приема свечи 36–37 м. 
2. Подача трубы на скважину. 
3. Закрыть элеватор. 
4. Подача СПУ от скважины. 
5. Ключ АКБ в положении – подвод. 
6. Ключ – завинчивание. 
7. Ключ в положении 0. 
8. Положение ключа от скважины «отвод». 
9. Включить привод лебедки. 
10. Отпустить тормоз. 
11. Поставить 1 передачу лебедки на половину оборотов. 
19 
12. Дождаться пока вес на крюке не достигнет веса колонны бу-
рильных труб в скважине. 
13. Поставить передачу на нейтральное положение. 
14. Зажать тормоз лебедки. 
15. Выключить привод лебедки. 
16. Поднять клинья. 
17. Отпусканием тормоза опустить колонну пока высота элева-
тора не будет от 0 до 1 м. 
18. Зажать тормоз. 
19. Опустить клинья. 
20. Отпустить тормоз лебедки до тех пор, пока вес на крюке не 
станет равен весу талевого блока и элеватора 8 т. 
21. Зажать тормоз. 
22. Открыть элеватор. 
23. Включить привод лебедки. 
24. Отпустить тормоз. 
25. Включить 3 передачу. 
26. Поднимать до 36–37 м (высота свечи). 
27. Поставить лебедку на нейтральное положение, зажать тор-
моз, выключить лебедку. 
Дальнейший спуск инструмента аналогично по пп. 1–27. 
 
Подъем инструмента (бурильной колонны). 
СТАРТ. Подъем свечи (элеватор в верхнем положении, задвижка 
доливной емкости открыта). 
1. Отпустить тормоз лебедки. 
2. Следить за высотой элеватора. 
3. Когда высота станет от 0 до 1 м, зажать тормоз. 
4. Закрыть элеватор. 
5. Включить лебедку. 
6. Отпустить тормоз лебедки. 
7. Включить первую передачу. 
8. Ждать достижения веса на крюке равного весу инструмента 
в скважине. 
9. Поставить передачу в нейтральное положение. 
10. Зажать тормоз. 
11. Выключить привод лебедки. 
12. Поднять клинья. 
20 
13. Включить лебедку. 
14. Отпустить тормоз. 
15. Включить 1 передачу. 
16. Поднять колонну на длину свечи 36–37 м. 
17. Передача лебедки в нейтральное положение. 
18. Зажать тормоз лебедки. 
19. Выключить лебедку. 
20. Опустить клинья. 
21. Отпустить тормоз лебедки. 
22. Ждать пока вес на крюке достигнет веса талевого блока и 
элеватора с одной свечей (около 8 т). 
23. Зажать тормоз лебедки. 
24. ключ в положении подвод. 
25. Положение ключа – развинчивание. 
26. Ключ в положении 0. 
27. Ключ в положении «отвод». 
28. Подача СПУ на скважину. 
29. Открыть элеватор. 
30. Подача СПУ от скважины. 
Далее подъем инструмента аналогично по пп. 1–30. 
 
2.2. Бурение скважины (роторное и турбинное бурение) 
 
Используемое оборудование. 
Установка: 
 вышка ВА-45-200; 
 лебедка У2-5-5; 
 ротор Р-560; 
 автоматические пневмоклинья либо ручные клинья ротора. 
Циркуляционная система: 
 буровой насос У8-6М-150; 
 насосный агрегат ЦА-320М-100 (не используется в задаче); 
 емкости: высота 2 м, площадь основания 20 м2; 
 доливная емкость: высота 4 м, площадь основания 2 м2. 
Инструмент: 
 трубы ТБ-140; 
 трубы УБТ-178; 
21 
 забойный двигатель ЗТСШ-195; 
 долото 215,9СГВ. 
Противовыбросовое оборудование: 
 универсальный превентор ПУГ-280-350; 
 глухой превентор ППГ-280-350; 
 плашечный превентор 1 ППГ-280-350; 
 плашечный превентор 2 ППГ-280-350; 
 блок дроселирования Др-80-350. 
 
Исходное положение. 
1. Ручной тормоз зажат (цепочка накинута на крючок и натянута). 
2. Привод регулятора подачи (РПДЭ) выключен. 
3. Привод лебедки выключен. 
4. Привод ротора выключен. 
5. Насосы 1 и 2 выключены. 
6. Включить блок очистки и дегазатор. 
7. Задвижки стояка 1 и 2 открыты. 
8. Задвижка обратной промывки и задвижка линии обратной 
промывки – закрыты. 
9. Откройте выходную задвижку того насоса, который предпо-
лагается включить. 
10. Закройте задвижку сброса в емкость (пост манифольда). 
11. Откройте выходную задвижку приемной емкости 1, 2 (на 
пульте циркуляционной системы). 
12. Откройте разделительную задвижку емкостей. 
13. Откройте разделительную задвижку насосов. 
14. Установить вариатором плотность раствора в емкостях 1 и 2 
(1,12 г/см3). 
15. Закрыть ручную задвижку линии глушения 1 и 2 на устьевом 
оборудовании. 
16. Закрыть гидроуправляемую задвижку линии глушения 1 и 2 
на пульте превенторов. 
17. Откройте все превенторы (опускаем ручку отсечного клапана 
и удерживая ее, открываем по очереди все превенотра и закрываем 
гидрозадвижки. 
18. Закройте элеватор. 
19. Поднимите клинья. 
20. Ключ не вращается и отведен от устья скважины. 
22 
НАЖМИТЕ «СТАРТ» на компьютере преподавателя в меню 
«Управление». 
 
Турбинное бурение. 
1. Включить насос, где выходная задвижка открыта, включить 
привод. 
1.1. Установить число ходов наполовину 50 %. 
1.2. Включить привод насоса. 
2. Замеряем давление гидропотерь (равно около 22 кг/см2). 
3. Увеличить подачу насоса до 50 кг/см2. 
4. На пульте Бурильщика и циркуляционной системы выставля-
ем в стрелочнике доливной емкости нижняя граница 1 м3, верхняя 
8 м3 (включен переключатель доливной емкости). 
5. Выставляем граничное значение потока на выходе, нижняя 
граница 10 %, верхняя 28–30 %. 
6. Выставляем границы отклонение объема раствора нижняя 
граница 0,7 м3 верхняя граница 0,7 м3 
7. Отпустить рычаг тормоза пока нагрузка на долото не станет 2–3 т. 
8. Для включения регулятора подачи РПДЭ долота (элеватора), 
произвести следующие действия. 
8.1. Зажать тормоз 100 %. 
8.2. Переключить ручку регулятора РПДЭ – автомат. 
8.3. Ручки направления – вниз. 
8.4. Выставить необходимую нагрузку: темп – 6–8. 
8.5. Включить привод РПДЭ и тут же отпустить тормоз на 0 %. 
 
Наращивание. 
1. Поднять «квадрат» (ведущую бурильную трубу) над ротором 
на длину ведущей трубы 14 м: 
Включить привод лебедки  добавить газа  убрать тормоз лебед-
ки  включить первую передачу  поднять до замера 14 м  вклю-
чить тормоз лебедки  привод лебедки выключить  сбросить газ. 
2. Выключить буровой насос. 
3. Опустить клинья. 
4. Разгрузить вес буровой колонны с талевой системы на кли-
нья (убрать тормоз лебедки и подождать пока вес на крюке станет 
равным весу талевого блока 8 т). 
23 
5. АКБ на скважину  отвинтить квадрат  АКБ от скважины. 
6. СПУ на скважину  открыть элеватор  СПУ от скважины 
(убираем квадрат в шурф). 
7. Опустить элеватор для приема свечи (12 или 16 м). 
8. Подать свечу на устье  закрыть элеватор  АКБ на сква-
жину  завинчивание  АКБ от скважины  СПУ от скважины. 
9. Спуск инструмента к забою: 
10. Разгрузить клинья от веса бурильной колонны на талевую 
систему (включить привод лебедки  добавить газа  включить 
первую передачу и смотря на приборы (вес на крюке) или же на 
график ждать выравнивания веса на крюке  передачу в нейтраль-
ное положение  включить тормоз  выключить привод); поднять 
клинья; спуск инструмента до замера 0,5 – 1,0 м; опустить клинья и 
разгрузить на них вес буровой колонны с талевой системы; открыть 
элеватор и поднять его на 14 метров. 
11. Квадрат на скважину  закрыть элеватор  АКБ на скважи-
ну  свинчивание  АКБ в исходное положение. 
12. Разгрузить клинья на талевую систему. 
13. Поднять клинья. 
Включить промывку и продолжить бурение. 
 
2.3. Цементирование 
 
Используемое оборудование. 
 
Циркуляционная система. 
1. Цементировочный агрегат ЦА-320М-100, (количество агрега-
тов до 9). Цементировочный агрегат ЦА-320М-100 предназначен 
для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в 
процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении 
других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых 
скважинах.  
Оборудование цементировочного агрегата ЦА-320М-100 разме-
щается на базы шасси автомобиля (марки Краз или Урал), при этом 
двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса вы-
сокого давления.  
Состав цементировочного агрегата ЦА-320М-100: 
24 
– монтажная база; 
– насос высокого давления; 
– манифольд; 
– водоподающий блок. 
Технические характеристики цементировочного агрегата ЦА-
320М-100:  
– насос высокого давления: НЦ-320М (поршневой); 
– потребляемая мощность: 125 кВт; 
– полезная мощность: 100 кВт; 
 
Тип агрегата Скорость Расход, л/с Давление, МПа 
ЦА-320М-100 
1 1,4 40 
2 2,5 32 
3 4,8 16 
4 8,6 9 
 
– габаритные размеры: 2385×750×2390; 
– вместимость мерного бака: 6 м3 (две секции по 3 м3); 
– вместимость бачка для цементного раствора: 0,25 м3; 
– условный диаметр приемной линии: 100 мм; 
– условный диаметр нагнетательной линии: 50 мм; 
– насос водоподающего блока: ЦНС 38-154 (центробежный); 
– привод насоса: автономный двигатель 3М3-511 (ГАЗ-53). 
2. Противовыбросовое оборудование: 
 универсальный превентор ПУГ-280-350; 
 глухой превентор ППГ-280-350; 
 плашечный превентор 1 ППГ-280-350; 
 плашечный превентор 2 ППГ-280-350; 
 блок дроселирования Др-80-350; 
 головка цементировочная ГЦУ-140-146. 
 
Начальные условия: 
Рассчитать плотность жидкости: 
 
3пл зап
скв
10( ) 10(170 10) 1,2 (г/см ),
1500
P P
H
      
 
где Pпл – пластовое давление, атм; 
25 
Рзап – давление запаса, атм; 
Нскв – глубина скважины, м. 
На пульте Цементирования в баках 1 и 2 выставляем плотность 
1,2 г/см3. 
Проверяем:  
 все превенторы открыты; 
 все задвижки на посту цементировочной головки закрыты (в 
углу кабинета); 
 пробковый кран продавочной жидкости закрыт; 
 пробковый кран буферный жидкости закрыт; 
 пробковый кран цементного раствора закрыт; 
 стопор верхней пробки закрыт; 
 стопор нижней пробки закрыт. 
На пульте цементирования: 
 левый пробковый кран закрыт; 
 правый пробковый кран закрыт; 
 цементировочный насос выключен; 
 передача нейтральная; 
 трехходовой кран закрыт; 
 привод цементосмесительной машины выключен; 
 привод водоподающего насоса выключен; 
 пробковый кран (на горизонтальной панели цементирования) 
закрыт; 
 переключатель емкостей установлен, закрыт. 
 
СТАРТ ЗАДАЧИ 
 
Первый этап (закачка буферной жидкости). 
1. Переключатель емкостей поставить в положение бак 1,2. 
2. Трехходовой кран поставить в положение бак 1,2. 
3. Изменить плотность раствора в баках с 1,2 г/см3 на 1,05–
1,1 г/см3 (плотность буферной жидкости). 
4. Открыть левый пробковый кран. Плотность на входе изме-
нится с 1,2 на 1,05 г/см3. Если операция выполняется более 2-х ми-
нут, загорается предупредительная ошибка (закачка буферной жид-
кости, смотри «ошибки» на компьютере преподавателя). 
5. Открыть пробковый кран буферной жидкости. 
26 
6. Количество цементировочных насосов – 1. 
7. Выключить цементировочный насос. 
8. Включить 1 или 2 передачу. 
9. Включить максимум оборотов вала двигателя. 
10. Ждать, когда объем закачиваемого раствора буферной жид-
кости станет 0,5 м3. 
11. Выключить насос. 
12. Закрыть пробковый кран буферной жидкости. 
13. Закрыть левый пробковый кран (на пульте цементирования); 
14. Закрыть трехходовой кран. 
15. Закрыть переключатель емкостей. 
 
Второй этап (закачка цементного раствора). 
16. Выставить плотность цемента в цементно-смесительной ма-
шине 1,4–1,6 г/см3. Если операция выполняется более 2 мин, загора-
ется предупредительная ошибка (закачка цементной жидкости, 
смотри «ошибки» на компьютере преподавателя). 
17. Нажать кнопку сброс на пульте цементирования. 
18. Открыть переключатель емкостей в положение бак 1,2. 
19. Открыть пробковый кран на горизонтальной панели. 
20. Включить привод водоподающего насоса. 
21. Включить привод цементосмесительной машины. 
22. Переключить трехходовой кран в положение цементный бак. 
23. Открыть правый пробковый кран. 
24. Открыть пробковый кран цементного раствора на цементной 
головке. 
25. Открыть стопор нижней пробки (плотность при входе стано-
вится равной плотности раствора цементно-смесительной машины 
1,5 г/см3). 
26. Включить цементировочный насос, включить 1 передачу, 
выставить обороты вала двигателя 50 %. 
27. Изменяя количество цементировочных насосов и обороты 
вала двигателя, поддерживать давление Рнагнетания = 15–20 атм. 
Считаем объем кольцевого пространства открытого участка 
ствола 
кп1 1 2 ,V V V   
 
где V1 – объем скважины открытого участка ствола; 
27 
V2 – объем цементируемой обсадной колонны на обсаживаемом 
участке. 
2 2
3
1
3,14 0,216 500 18,3 (м ),
4 4
d hV       
 
где d = 216 мм – диаметр открытого участка ствола (по долоту); 
h = 500 м – протяженность открытого ствола, h = h1 – h2: 
h2 – глубина скважины (1500 м); 
h1 – глубина предшествующей обсадной колонны, 1000 м. 
 
2 2
31
2
3,14 0,168 500 8,86 (м ),
4 4
d hV       
 
где d1 = 168 мм – диаметр цементируемой обсадной колонны, ОКА-168. 
Рассчитываем кольцевой объем обсаживаемого участка скважины: 
 
2кп1 1 2 18,3 8,86 9,44 (м ).V V V      
 
Рассчитываем объем закольцевого пространства, обсаженного 
участка ствола. 
Считаем объем кольцевого пространства обсаженного участка 
ствола: 
кп2 3 4 ,V V V   
 
где Vзпок െ объем кольцевого пространства обсаженного участка 
ствола; 
V3 – объем обсаженного участка ствола скважины; 
V4 – объем цементируемой обсадной колонны на обсаженном 
участке скважины. 
 
2 2
31 1
3
3,14 0,253 1000 50,2 (м ),
4 4
d hV       
 
где d1 = 253 мм – внутренний диаметр предыдущей обсадной ко-
лонны; 
h1 = 1000 м – глубина башмака предыдущей обсадной колонны. 
28 
2 2
31
4
3,14 0,168 1000 22,1 (м ),
4 4
d hV       
 
где d1 = 168 мм – диаметр цементируемой обсадной колонны, ОКА-168. 
Рассчитываем кольцевой объем обсаженного участка скважины: 
 
3кп2 50,2 22,1 28,1 (м ),V     
 
Тогда полный объем 
 
Vполный = Vкп1 + Vкп2 = 9,4 + 28,1 = 37 м3. 
 
А если мы цементируем на 100 м выше башмака предыдущей 
обсадной колонны, то: 
 
3кп2
28,1 100 2,81 (м );
1000
V    
 
Vнеобходимый = 0,1Vкп1 + Vкп2 = 2,81 + 9,4 = 11,5 м3. 
 
Так как длина предыдущей обсадной колонны равна 1000 м, а 
мы берем 100 м, значит объем V4 делим на 10. 
Таким образом, если цементирование проводится до устья, то 
объем закачки равен 37 м3. 
Если цементация проходит на 100 м выше башмака предыдущей 
обсадной колонны, то объем закачки равен 11 м3. 
Можно включить масштабирование времени. 
При закачке цемента следить за объемом раствора в мерных ба-
ках 1 или 2 на пульте. Возобновлять его объем с помощью пере-
ключателя емкостей. 
28. При достижении нужного объема закаченного цементного 
раствора 11 м3 или 37 м3 выключить привод насосного агрегата, 
включить нейтральную передачу, обороты на 0, количество цемент-
ных насосов поставить на 1. 
29. Закрыть: 
– пробковый кран цементировочного раствора; 
– правый пробковый кран (на пульте); 
29 
– трехходовой кран (на пульте); 
– привод цементосмесительной машины; 
– привод водоподающего насоса; 
– пробковый кран (на горизонтальной панели); 
– переключатели емкостей(на пульте). 
 
Третий этап (закачка продавочной жидкости). 
1. Выставить плотность раствора в баках 1 и 2 на 1,01 г/см3. 
2. Выставить переключатель емкостей бак 1, 2. Если операция 
выполняется более 2 минут, загорается предупредительная ошибка 
(закачка продавочной жидкости, смотри «ошибки» на компьютере 
преподавателя). 
3. Выставить трехходовой кран в положении бак 1, 2. 
4. Открыть правый пробковый кран на пульте. 
5. Открыть пробковый кран продавочной жидкости (задвижка 
на цементировочной головке). 
6. Открыть стопор верхней пробки (задвижки). 
7. Плотность на входе становится равной плотности раствора в 
баках 1,01 г/см3. 
8. Выставить количество насосов 1. 
9. Включить цементировочный насос. 
10. Включить 1 передачу. 
11. Выставить 50 % оборотов. 
12. Увеличить количество цементировочных насосов до 4 пока 
давление не станет больше 0 но не превышать давление на входе 
70 атм, следить за объемом в баках. 
13. Первый резкий скачок давления указываем на разрушение 
нижней пробки и выходе цементировочного раствора в кольцевое 
пространство, следить за давлением на входе, при его сильном рос-
те, уменьшать количество насосных агрегатов. 
14. Второй резкий скачок давления говорит о достижении верх-
ней пробкой башмака цементируемой колонны (Стоп кольца) (за-
крыть все задвижки и все переключатели). 
15. Выключить привод насосного агрегата. 
16. Закрыть пробковый кран продавочной жидкости.  
17. Выключить водоподающий насос. 
18. Закрыть трех ходовой кран. 
19. Задача завершена, Ожидание Затвердевания Цемента.
30 
3. ВОДОНЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ (ГНВП)  
 
3.1. Причины и признаки ГНВП 
 
Проявление в процессе бурения возникает тогда, когда пластовое 
давление на глубине вскрытия продуктивного пласта существенно пре-
вышает забойное давление. Это происходит, как правило, когда не-
правильно выбрана плотность циркулирующего бурового раствора или 
если вскрывается пласт с аномально высоким пластовым давлением. 
Реакция системы АМТ: сигнал ошибки, величина расхода на 
выходе больше расхода на входе, постепенное повышение уровня 
раствора в приемной емкости и снижение давления на входе в 
скважину, появление газосодержания в растворе и падение плотно-
сти раствора на выходе. В зонах АВПД возможно повышение тем-
пературы и рост момента на роторе, а также появление затяжек и 
посадок при движении инструмента. 
Способ устранения. В условиях реальной буровой производится 
оценка опасности проявления и далее либо продолжается бурение, ли-
бо принимаются меры по утяжелению раствора. Иногда для этого пре-
кращают бурение. В этом случае следует перейти к закрытию скважи-
ны и глушению нефтегазоводопроявления для чего: выключить РПДЭ, 
остановить вращение ротора, вывести квадрат из стола ротора (т.е. 
поднять талевый блок на высоту больше чем длина квадрата), остано-
вить подачу инструмента, выключить насосы, открыть задвижку на 
линии дросселирования, закрыть универсальный или плашечный пре-
вентор и загерметизировать скважину (после указанных действий про-
исходит безвозвратный переход АМТ из задачи бурения в задачу 
«Имитация выбросов») и приступить к глушению нефтегазоводопро-
явления согласно методике, описанной в задаче «Имитация выбросов». 
Причины возникновения данной ситуации могут быть следую-
щими: 
 недостаточная величина плотности бурового раствора в сква-
жине, установленная переключателем на пульте «циркуляционной 
системы» при установке начальных параметров; 
 превышение ограничений скорости подъема инструмента по 
гидродинамическим условиям вскрытого продуктивного пласта – 
требует уменьшения скорости подъема инструмента; 
31 
 уменьшение забойного давления вследствие падения уровня 
раствора в скважине при подъеме инструмента без долива или в ре-
зультате поглощения раствора. 
Внешние признаки: 
 постоянный рост уровня раствора в приемных емкостях и на-
личие расхода на выходе после старта задачи до начала спуска или 
подъема инструмента; 
 при подъеме инструмента из скважины требуемый объем до-
лива меньше объема поднятых труб. 
Появился флюид! 
Определяем признаки ГНВП: 
1) на пульте ЦС (слева вверху) плотность на выходе меньше 
плотности на входе; 
2) увеличение расхода на выходе по отношению к потоку на 
входе; 
 
 
 
3) увеличение уровня раствора в приемной емкости (объем в ем-
кости 0,7 м3); 
 
 
32 
4) загорелась ошибка; 
5) определение объема раствора при увеличении в емкости 
(лампочка выше 0,7 м3). 
 
3.2. Последовательность действий при ГНВП 
 
1. Зажать тормоз лебедки. 
2. Выключить привод РПДЭ. 
3. Включить лебедку. 
4. Отпустить тормоз. 
5. Включить 1 передачу. 
6. Выставить половину 50 % оборотов. 
7. Поднять квадрат над столом ротора больше 14 м. 
8. Зажать тормоз. 
9. Выключить лебедку. 
10. Выключить насос. 
11. Подготовить линию дросселя ручную или дистанционную. 
Подготовка линии дросселирования: 
 открыть гидравлическую задвижку линию дроселирования 1 
или 2 с помощью пульта превенторов; 
 открыть ручную задвижку линии дросселирования; 
 открыть задвижку линии дросселирования; 
 закрыть задвижку линии отвода; 
 открыть входную задвижку дросселя 1 или 2; 
 приоткрыть дроссель 1 или 2 (до 10 %). Дроссель 2 управляет-
ся с пульта дистанционного управления дросселем; 
 открыть выходную задвижку дросселя 1 или 2; 
 открыть задвижку сброса в сепаратор или задвижку сброса. 
 
 
33 
12. Закрываем универсальный превентор. 
13. Закрываем используемый дроссель, либо в ручную, либо с 
пульта управления дросселем. 
 
 
 
14. Ждем стабилизации давления в трубах и кольцевом про-
странстве. 
 
3.3. Методы ликвидации выбросов 
 
Ликвидация возникшего флюидопроявления состоит в удалении 
из скважины поступившего в нее флюида. Наиболее сложная си-
туация имеет место при газопроявлении. В практике бурения сква-
жин используют ряд методов, которые можно разделить на две 
группы: 
 удаление флюида при поддержании постоянного давления на 
забое скважины (методы-плавного глушения); 
 удаление флюида при изменяющемся давлении на забой сква-
жины. 
Методы плавного глушения проявлений наиболее рациональны, 
так как при их использовании значительно снижается вероятность 
возникновения других осложнений, связанных с увеличением дав-
ления в скважине. 
При плавном глушении проявлений поступивший в скважину 
флюид удаляют путем промывки при закрытом превенторе и соот-
34 
ветствующем противодавлении на устье, которое изменяют таким 
образом, чтобы обеспечить постоянное давление на забой. При этом 
дифференциальное забойное давление должно быть выбрано так 
чтобы предотвратить поступление новой порции флюида из пласта 
и в то же время не вызвать поглощения и других осложнений. Такая 
технология ликвидации проявлений способствует также сохране-
нию коллекторских свойств пласта. 
Следует отметить, что, если при глушении проявления создать 
противодавление, при котором объемы закачиваемой и выходящей 
жидкостей будут равны, то при подъеме газового пузыря его давле-
ние практически не изменится. Это приведет к росту давления в 
скважине (например, при подъеме пузыря до устья давление на за-
бое будет примерно равно удвоенному пластовому давлению) и как 
следствие, к гидроразрывам пород с поглощением и последующим 
бурным проявлением. Поэтому при подъеме газовой пачки ее объем 
должен возрастать, а давление газа – снижаться. 
Методы глушения проявления различаются по местонахожде-
нию колонны труб в скважине, последовательности проведения ра-
бот, способу контроля за давлением на забое. 
В данной инструкции будут рассматриваться только методы 
плавного глушения проявлений, как наиболее часто применяемые 
на практике и достаточно надежные. При этом колонна бурильных 
труб должна находиться на забое либо в призабойной зоне. 
К плавным методам глушения проявлений относятся следующие 
методы: 
– метод бурильщика; 
– метод ожидания и утяжеления; 
– непрерывный метод. 
Метод бурильщика. При этом варианте проведения работ лик-
видация выброса осуществляется в два этапа. На первом этапе (пер-
вый цикл циркуляции) происходит вымывание флюида из скважи-
ны раствором старой плотности. В течении второго цикла в сква-
жину закачивают утяжеленный буровой раствор требуемой 
плотности для уравновешивания пластового давления. 
Метод ожидания и утяжеления. При этом варианте проведения 
работ скважину закрывают и приготовляют утяжеленный буровой 
раствор требуемой плотности. Флюид удаляют из скважины с одно-
временной закачкой утяжеленного бурового раствора. 
35 
Непрерывный метод. При этом варианте проведения работ не-
медленно начинается вымыв пластового флюида с одновременным 
увеличением плотности бурового раствора с максимально возмож-
ной скоростью. При этом плотность бурового раствора следует по-
высить до значения, необходимого для глушения, в процессе цир-
куляции. 
Метод бурильщика наиболее прост в использовании и позволя-
ет немедленно начинать вымывание флюида. Однако при этом тре-
буются по меньшей мере два полных цикла циркуляции для ликви-
дации проявления, что приводит к более высокому устьевому дав-
лению, чем в двух других методах. 
Метод ожидания и утяжеления позволяет заглушить скважину 
за один цикл циркуляции, а также обеспечивает снижение до мини-
мума устьевого давления во время вымыва флюида. 
Непрерывный метод позволяет начинать вымыв сразу же после 
закрытия скважины, но требует регулирования давления в буриль-
ных трубах (при повышенной плотности бурового раствора), чтобы 
поддерживать постоянное давление на забое. Давление в обсадной 
колонне находится в диапазоне значений для первых двух методов. 
Если во время начального вымыва плотность бурового раствора 
не может быть увеличина достаточно, чтобы обеспечить глушение 
скважины, то требуются по крайней мере два полных цикла про-
мывки. 
Если проявление произошло во время СПО или когда трубы на-
ходятся вне скважины, то по возможности колонна должна быть 
спущена до забоя, чтобы можно было использовать метод поддер-
жания постоянного давления на забое. Для этого требуется обеспе-
чить свободный или принудительный спуск труб в скважину через 
герметизированное устье. 
Во всех трех перечисленных вариантах борьбы с нефте-
газопроявлениями, давление в нагнетательной линии может слу-
жить показателем, контролирующим давление на забое, а его вели-
чина регулируется штуцером на выкидной линии превентора, т.е. 
противодавлением на устье. 
Методы плавного глушения проявлений, основанные на контро-
ле за давлением в нагнетательной линии, применимы в различных 
вариантах технологии проведения работ при поступлении в сква-
жину любых флюидов. Важным их преимуществом является про-
36 
стота расчетов технологических параметров процесса глушения, а 
также отсутствие необходимости в достоверной информации о гео-
метрических размерах кольцевого зазора в открытом стволе. Это 
предопределяет их широкое применение в зарубежной и отечест-
венной практике. 
К недостаткам этих методов глушения можно отнести необхо-
димость использования постоянной подачи насоса, несинхронность 
изменения давлений в кольцевом пространстве, на устье и в нагне-
тательной линии и др. 
Если во время вымыва пластового флюида забойное давление 
поддерживается постоянным, то по мере подхода к устью газ будет 
расширяться. Поскольку газ гораздо менее плотный, чем буровой 
раствор, увеличение длины газовой пачки вызывает снижение гид-
ростатического давления и повышение давления в обсадной колон-
не. На длину газовой пачки и, следовательно, на давление в обсад-
ной колонне влияют размер проявляющей зоны, интенсивность 
проявления, расширение газа по мере вымыва и геометрия ствола. 
Принцип вымыва пластового флюида при постоянной подаче на-
соса и поддержании неизменного давления в бурильных трубах яв-
ляется основой всех методов ликвидации проявлений с поддержа-
нием постоянного забойного давления. 
При изменении плотности закачиваемого бурового раствора ме-
няются как гидростатическое давление, так и потери давления на 
трение в бурильных трубах; таким образом, для поддержания по-
стоянного забойного давления необходимо регулировать давление в 
бурильных трубах. Процедуры поддержания постоянного забойного 
давления во время изменения плотности бурового раствора для трех 
основных методов глушения различны. 
При использовании метода бурильщика поступивший в скважи-
ну пластовый флюид полностью вымывается без изменения плотно-
сти бурового раствора, затрубное про странство и бурильные трубы 
заполняются буровым раствором одинаковой плотности; следова-
тельно, по давлению в затрубном пространстве в этом случае можно 
точно судить о забойном давлении. Такая ситуация сохраняется до 
тех пор, пока плотность бурового раствора в затрубном пространст-
ве не изменится. При прекращении циркуляции давление в буриль-
ных трубах будет равно давлению в обсадной колонне, если весь 
пластовый флюид уже вымыт. После доведения плотности бурового 
37 
раствора в емкостях до необходимого для глушения значения цир-
куляция восстанавливается и в это время поддерживается постоян-
ное давление в затрубном пространстве. 
Постоянное давление в обсадной колонне сохраняется до тех 
пор, пока бурильные трубы не заполнятся раствором необходимой 
для глушения плотности. Когда этот раствор достигает долота оп-
ределяют давление циркуляции в бурильных трубах и поддержива-
ют его постоянным, пока раствор данной плотности не достигнет 
устья. Если буровой раствор с требуемой для глушения плотностью 
полностью заполнит скважину, то давление в бурильных трубах и в 
обсадной колонне при остановке насосов будут равны нулю. 
При использовании метода ожидания и утяжеления во время за-
качки бурового раствора для глушения, пластовый флюид все еще 
находится в затрубном пространстве. Поэтому давление в буриль-
ных трубах – единственный надежный показатель забойного давле-
ния. Для поддержания постоянного забойного давления в буриль-
ных трубах давление снижают по мере движения утяжеленного бу-
рового раствора вниз по бурильной колонне. 
По мере нагнетания утяжеленного бурового раствора давление в 
бурильных трубах снижают, чтобы компенсировать увеличение 
плотности бурового раствора. Снижение давления нагнетания про-
изводится в соответствии с объемом закачанного бурового раство-
ра, так что конечное давление нагнетания будет иметь место, когда 
утяжеленный буровой раствор достигнет долота. В дальнейшем это 
давление поддерживается до тех пор, пока утяжеленный буровой 
раствор не появится на выходе из скважины. 
На данном имитаторе будем использовать метод бурильщика и 
метод ожидания и утяжеления. 
 
3.3.1. Метод ожидания и утяжеления 
 
1. Рассчитываем пластовое давление: 
 
2 2пл изб. в трубах п скв 10 57 1,12 9,8 2045 10
57 224 281 (атм),
P P gh           
    
 
38 
где ρп = 1,12 г/см3 – начальная плотность промывочной жидкости, 
см. стартовые условия. 
2. Рассчитываем забойное давление: 
 
заб пл зап 281 10 291 (атм),P P P      
 
где Рзап – давление запаса, атм. 
3. Рассчитываем плотность жидкости глушения: 
 
2забж.гл
скв
10 10 291 1,45 (г/см ),
2007
P
H
      
 
где Нскв = 2007 м – глубина спуска бурильных труб. 
4. Рассчитываем давление вымывание газовой пачки: 
 
давл. нагн. начал избыт. в трубах зап гидропотерь ,Р Р Р Р    
 
где избыт. в трубахР  – избыточное давление на входе 57 (манометр 
давление на входе); 
запР  – давление запаса (10–15 атм); 
гидропотерьР  – давление гидропотерь (22–23 атм) (см. п. 2, с. 22). 
 
давл. нагн. начал 57 15 23 95 (атм).Р      
 
5. Рассчитываем внутренний объем труб: 
 
2 2
3бт 3,14 0,12 2007 22,6 (м ).
4 4
d hV       
 
Принимаем 23 м3. 
Внутренний диаметр труб 
 
бт бт 2 140 2 9 122 (мм)  0,12 (м),d D         
 
где δ – толщина стенки трубы, 9 мм; 
Dбт – внешний диаметр трубы, 140 мм (ТБ-140). 
6. Рассчитываем давление нагнетания в момент выхода утяже-
ленной жидкости в кольцевое пространство: 
 
7. Р
объем
 
 
8. С
 
 
9. Н
голове
ционн
10.
11.
12.
чально
13.
14.
це п. 8
15.
ходе с
кости 
16.
держи
равное
17.
входе 
18.
19.
Есл
дача с
нагн гидрP Р
ассчитываем п
а труб каждым з
нач.нагР 
троим таблицу 
ажимаем сброс
 манометров, по
ой системы. 
 Меняем плотно
 Включаем насос
 Ждем когда да
е давление). 
 Приоткрываем д
 Поддерживаем 
. 
 Ждем выхода п
начала становит
1,12 г/см3). 
 Когда объем за
ваем с помощь
 29 атм. 
 Ждем когда пло
– 1,45 г/см3. 
 Выключаем нас
 Открываем дрос
и давление на в
читается выполн
ж.глопотерь
п
22 
адение давлени
акачиваемым 1 м
н конеч.нагн 9Р
V
 
падения давлени
 закаченного об
ста дросселиров
сть жидкости в е
 на 50 % мощно
вление на вход
россель на 5–10
давление регули
ачки флюида из
ся равной 0 зат
каченной жидк
ю дросселя пос
тность на выход
ос. 
сель на 100 %.
ходе равно давл
енной. 
1,45 29 (кг/см
1,12
 
я на входе, пр
3 жидкости глу
5 29 3 (атм/м
23
 
я: 
ъема раствора в
ания, или на пу
мкости 1 и 2 на 
сти. 
е станет равным
 %. 
руя дроссель со
 скважины (пло
ем принимает пл
ости достигает 
тоянное давлен
е станет равной
ению на выходе
39 
2 ).  
и заполнении 
шения: 
3).  
 
 скважину на 
льте циркуля-
1,45 г/см3. 
 95 атм (на-
гласно табли-
тность на вы-
отность жид-
22,6 м3, под-
ие на входе, 
 плотности на 
 и равно 0, за-
40 
3.3.2. Метод бурильщика 
 
1. Рассчитываем пластовое давление: 
 
2 2пл изб. в трубах 0 скв 10 57 1,12 9,8 2045 10
57 224 281 (атм),
P P gh           
    
 
где ρ0 – начальная плотность, см. стартовые условия. 
2. Рассчитываем забойное давление: 
 
заб пластовое зап 281 10 291 (атм).P P P      
 
3. Расcчитываем плотность жидкости глушения: 
 
2забж.гл
скв
10 10 291 1,45 (г/см ).
9,8 2007
P
H
      
 
4. Рассчитываем давление вымывания газовой пачки (поддержи-
ваем одинаковое давление на входе, пока не выйдет пачка флюида, 
следим по плотности на выходе): 
 
давл. нагн. начал избыт. в трубах зап гидропотерь ,Р Р Р Р    
 
где избыт. в трубахР  – избыточное давление на входе, 57 атм (мано-
метр давление на входе); 
запР  – давление запаса (10–15 атм); 
гидропотерьР  – давление гидропотерь (22 атм). 
 
давл. нагн. начал 57 15 22 94 (атм).Р      
 
5. Рассчитываем давление в кольцевом пространстве (на выходе) 
до заполнения колонны жидкостью глушения: 
 
на выходе кп(изб) запаса 75 10 85 (атм),Р Р Р      
41 
где Ркп(изб) – избыточное давление в кольцевом пространстве по по-
казаниям манометра на устье скважины при закрытом превенторе 
при циркуляции (75 атм). 
6. Рассчитываем давление нагнетания в момент выхода утяже-
ленной жидкости в кольцевое пространство: 
 
2ж.глнагн гидропотерь
п
1,4522 29 (кг/см ).
1,12
P Р      
 
7. Включаем насос на 50 % мощности. 
8. Ждем, когда давление на входе станет равным 94 атм. 
9. Приоткрываем дроссель и поддерживаем постоянное давление 
на входе 94 атм, пока не выйдет газовая пачка (смотри по измене-
нию плотности на выходе, плотность на выходе должна сравняться 
с плотностью на входе). 
10. Понижаем обороты насоса до 30 %. 
11. Закрываем дроссель. 
12. Выключаем насос. Избыточное давление должно выравнять-
ся в трубах и кольцевом пространстве: Ризб. в трубах = Ркп(изб) = 57 (атм). 
13. Нажимаем Сброс на Голове манометров, поста дросселиро-
вания или на пульте циркуляционной системы. 
14. Меняем плотность жидкости в емкости 1 и 2 на 1,45 г/см3. 
15. Включаем насос на 50 % мощности. 
16. Ждем когда давление на выходе (давление в КП) станет рав-
ным не более 85 атм (начальное давление). 
17. Приоткрываем дроссель.  
18. Поддерживаем давление регулируя дроссель до 85 атм, пока 
не заполним трубы 22,5 м3. 
19. Когда объем закаченной жидкости достигает 22,6 м3, под-
держиваем с помощью дросселя Постоянное давление на входе, 
равное 29 атм. 
20. Ждем когда плотность на выходе, станет равной плотности 
на входе 1,45 г/см3.  
21. Выключаем насос. 
22. Открываем дроссель на 100 %. 
Если давление на входе равно давлению на выходе и равно 0, за-
дача считается выполненной.  
42 
3.4. Последовательность действий при ликвидации ГНВП 
 
Исходное положение. 
1. Ручной тормоз зажат. 
2. Привод регулятора подачи (РПДЭ) выключен. 
3. Привод лебедки выключен. 
4. Привод ротора выключен. 
5. Насосы 1 и 2 выключены. 
6. Включить блок очистки и дегазатор. 
7. Задвижки стояка 1 и 2 открыты. 
8. Задвижка обратной промывки и задвижка линии обратной 
промывки – закрыты. 
9. Откройте выходную задвижку того насоса, который предпо-
лагается включить. 
10. Откройте выходную задвижку приемной емкости 1, 2 (На 
пульте циркуляционной системы). 
11. Откройте разделительную задвижку емкостей. 
12. Откройте разделительную задвижку насосов. 
13. Закройте задвижку сброса в емкость (Пост манифольда). 
14. Установить вариатором плотность раствора в емкостях 1 и 2 
(1 г/см3). 
15. Закрыть ручную задвижку линии глушения 1 и 2. 
16. Закрыть гидроуправляемую задвижку линии глушения 1 и 2. 
17. Откройте все превенторы.  
18. Закройте элеватор. 
19. Поднимите клинья. 
20. Ключ не вращается и отведен от устья скважины. 
 
НАЖМИТЕ «СТАРТ» 
 
Появился флюид! 
 
Действия при ГНВП 
1. Подготовить линию дросселя ручную или дистанционную. 
Подготовка линии дросселирования:  
 Открыть гидравлическую задвижку линию дроселирования 1 
или 2 с помощью пульта превенторов. 
43 
 Открыть ручную задвижку линии дросселирования. 
 Открыть задвижку линии дросселирования. 
 Закрыть задвижку линии отвода. 
 Открыть входную задвижку дросселя 1 или 2. 
 Приоткрыть дроссель 1 или 2 (до 10 %) Дроссель 2 управля-
ется с пульта дистанционного управления дросселем. 
 Открыть выходную задвижку дросселя 1 или 2. 
 Открыть задвижку сброса в сепаратор или задвижку сброса. 
2. Поднять квадрат до выхода муфты буровой трубы из ротора. 
3. Закрываем универсальный превентор. 
4. Закрываем используемый дроссель, либо в ручную, либо с 
пульта управления дросселем.  
5. Ждем стабилизации давления в трубах и кольцевом простран-
стве Ризб. в трубах. = 64 атм, Ркп(изб) = 78 атм. 
 
Глушение скважины при ГНВП выполняется двумя методами: 
методом ожидания и утяжеления и методом бурильщика. 
 
3.4.1. Метод ожидания и утяжеления 
 
1. Рассчитываем пластовое давление: 
 
2 2пл изб. в трубах 0 скв 10 64 1 9,8 2460 10
64 241 305 (атм),
P P gh           
    
 
где ρ0 – начальная плотность, 1 г/см3 (см. стартовые условия). 
2. Рассчитываем забойное давление: 
 
заб пластовое зап 305 10 315 (атм).P P P      
 
3. Рассчитываем плотность жидкости глушения (инструмент на 
забое): 
2забж.гл
скв
10 10 315 1,28 (г/см ).
2460
P
H
    
 
 
Принимаем ρж.гл = 1,3 г/см2. 
44 
4. Рассчитываем давление вымывание газовой пачки: 
 
давл. нагн. начал избыт. в трубах зап гидропотерь ,Р Р Р Р    
 
где избыт. в трубахР  െ избыточное давление на входе, 64 атм (мано-метр давление на входе); 
запР  – давление запаса (10–15 атм); 
гидропотерьР  – давление гидропотерь (22 атм) (берем из характе-
ристики насоса). 
 
давл. нагн. начал 64 15 22 101 (атм).Р      
 
5. Рассчитываем внутренний объем труб: 
 
2 2
33,14 0,12 2460 27,8 (м ).
4 4
d hV       
 
Принимаем примерно 29 м3. 
Внутренний диаметр труб: 
 
бт бт 2 140 2 9 122 (мм) = 0,12 (м),d D        
 
где δ – толщина стенки трубы, 9 мм; 
Dбт – внешний диаметр трубы, 140 мм (ТБ-140). 
6. Рассчитываем давление нагнетания в момент выхода утяже-
ленной жидкости в кольцевое пространство: 
 
ж.глнагн гидропотерь
нач
1,322 28,6 (атм).
1
P Р      
 
7. Рассчитываем падение давления на входе, при заполнении 
объема труб, на каждый 1 м3 жидкости глушения: 
 
3нач.нагн конеч.нагн 101 28,6 2,6 (атм/м ).
27,8
Р Р
V
      
8. С
 
 
9. Н
ния, и
10.
11.
12.
чально
13.
14. 
15.
ходе с
кости 
16.
держи
равное
17.
на вхо
18.
19.
Есл
дача с
1. Р
 
 
где ρ0 
троим таблицу 
ажимаем Сброс
ли на пульте цир
 Меняем плотно
 Включаем насос
 Ждем, когда да
е давление). 
 Приоткрываем д
Поддерживаем д
 Ждем выхода п
начала становит
1 г/см3). 
 Когда объем за
ваем с помощь
 28,6 атм. 
 Ждем, когда пл
де 1,3 г/см3.  
 Выключаем нас
 Открываем дрос
и давление на в
читается выполн
3
ассчитываем пл
пл изб. в трубахP P
– начальная пло
падения давлени
 на Голове ман
куляционной си
сть жидкости в е
 на 50 % мощно
вление на вход
россель на 5–10
авление регулир
ачки флюида из
ся равной 0, зат
каченной жидк
ю дросселя По
отность на вых
ос. 
сель на 100 %.
ходе равно давл
енной. 
 
.4.2. Метод бур
 
астовое давлени
2
0 скв 10
64 241 305
gh    
  
тность, 1 г/см3 (с
я: 
ометров, поста д
стемы. 
мкости 1 и 2 на 
сти. 
е станет равным
 %. 
уя дроссель согла
 скважины (пло
ем принимает пл
ости достигает 
стоянное давлен
оде станет равн
ению на выходе
ильщика 
е: 
64 1 9,8 2460
 (атм),
  
м. стартовые ус
45 
 
росселирова-
1,3 г/см3. 
 101 атм (на-
сно таблице. 
тность на вы-
отность жид-
27,8 м3, под-
ие на входе, 
ой плотности 
 и равно 0, за-
210 
 
ловия). 
46 
2. Рассчитываем забойное давление: 
 
заб пластовое зап 305 10 315 (атм).P P P      
 
3. Рассчитываем плотность жидкости глушения: 
 
2забж.гл
скв
10 10 315 1,3 (г/см ).
2460
P
H
      
 
4. Рассчитываем внутренний объем труб: 
 
2 2
33,14 0,12 2460 28,6 (м ).
4 4
d hV       
 
Принимаем примерно 29 м3. 
5. Рассчитываем давление вымывание газовой пачки (поддержи-
ваем одинаковое давление на входе, пока не выйдет пачка флюида, 
следим по плотности на выходе): 
 
давл. нагн. начал избыт. в трубах зап гидропотерь ,Р Р Р Р    
 
где избыт. в трубахР  െ избыточное давление на входе, 64 атм (мано-метр давление на входе); 
запР  – давление запаса (10–15 атм); 
гидропотерьР  – давление гидропотерь (22 атм) (берем из характе-
ристики насоса). 
 
давл. нагн. начал 64 15 22 101 (атм).Р      
 
6. Рассчитываем давление в кольцевом пространстве (на выходе), 
до заполнения колонны жидкостью глушения: 
 
на выходе (давление в КП) запаса закольцевое пространство (изб) 78 10 88 (атм).Р Р Р    
  
47 
7. Рассчитываем давление нагнетания в момент выхода утяже-
ленной жидкости закольцевое пространство: 
 
ж.глнагн гидропотерь
нач
1,322 28,6 (атм).
1
P Р      
 
8. Включаем насос на 50 % мощности. 
9. Ждем, когда давление на входе станет равным 94 атм. 
10. Приоткрываем дроссель и поддерживаем постоянное давле-
ние на входе 101 атм, пока не выйдет газовая пачка (смотри по из-
менению плотности на выходе, плотность на выходе должна срав-
няться с плотностью на входе). 
11. Понижаем обороты насоса до 30 %. 
12. Закрываем дроссель. 
13. Выключаем насос. 
14. Нажимаем Сброс на Голове манометров, поста дросселиро-
вания или на пульте циркуляционной системы. 
15. Меняем плотность жидкости в емкости 1 и 2 на 1,3 г/см3. 
16. Включаем насос на 50 % мощности. 
17. Ждем когда давление на выходе (давление в КП) станет рав-
ным 88 атм (начальное давление). 
18. Приоткрываем дроссель. 
19. Поддерживаем давление, регулируя дроссель, равное 
88,5 атм, пока не заполним трубы 28,6 м3. 
20. Когда объем закаченной жидкости достигает 28,6 м3, под-
держиваем с помощью дросселя Постоянное давление на входе, 
равное 29 атм. 
21. Ждем, когда плотность на выходе станет равной плотности 
на входе 1,3 г/см3.  
22. Выключаем насос. 
23. Открываем дроссель на 100 %. 
Если давление на входе равно давлению на выходе и равно 0, за-
дача считается выполненной. 
  
48 
4. РАСПОЗНАВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ 
ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВОГО РАСТВОРА 
 
Поглощение раствора возникает при превышении забойным дав-
лением пластового. Это происходит при вскрытии продуктивного 
пласта при неправильном выборе плотности бурового раствора, при 
входе в зону трещиноватых и кавернозных пород или при гидрораз-
рыве пластов ввиду высокой плотности бурового раствора. 
В Имитаторе Бурения моделируется первая причина поглощения. 
Реакция системы АМТ: сигнал ошибки, величина расхода на 
выходе менее расхода на входе, постепенное понижение уровня 
раствора в приемной емкости, снижается давление на входе в сква-
жину. 
Способ устранения. В условиях реальной буровой при погло-
щении, если оно не велико, бурение производится с поглощением, с 
добавлением раствора в приемную емкость. Если поглощение су-
щественно и грозит потерей циркуляции, бурение прекращают и 
переходят к специальным работам по ликвидации поглощения. В 
условиях Имитатора для выхода из ситуации: уменьшить расход 
бурового раствора в скважину с целью снижения потери напора в 
кольцевом пространстве. Если предыдущий способ не поможет, 
продолжить бурение, закачивая раствор уменьшенной плотности. 
Поглощение возникает при превышении забойным давлением 
пластового. Причины возникновения данной ситуации могут быть 
следующими: 
– большая величина плотности бурового раствора на входе в 
скважину, заданная при установке начальных значений параметров; 
– превышение ограничений скорости спуска инструмента – дан-
ная причина требует уменьшения скорости спуска. 
Внешние признаки: при спуске инструмента в скважину вытес-
няемый объем бурового раствора (прирост объема в емкостях 
меньше объема спущенных труб). 
  
49 
5. ПОНЯТИЕ ОБ АВАРИЯХ И ИХ ПРИЧИНАХ 
 
В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварией счи-
тают нарушение технологического процесса, вызываемое прихва-
том или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элемен-
тов бурильной колонны или других предметов, для извлечения ко-
торых требуются специальные работы. 
Аварии делят па следующие виды: аварии с бурильной колон-
ной, прихваты бурильной колонны, аварии с обсадными колоннами, 
аварии вследствие неудачного цементирования, аварии с забойны-
ми двигателями, аварии с долотами, аварии вследствие падения в 
скважину посторонних предметов и прочие аварии. 
Аварии с бурильной колонной – оставление в скважине эле-
ментов бурильной колонны или ее частей (ведущих, бурильных и 
утяжеленных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амор-
тизаторов, калибраторов) в результате поломок по телу на гладком 
участке, в зоне замковой резьбы или по сварному шву, вследствие 
срыва по резьбовому соединению и из-за падения в скважину на-
званных элементов. 
Прихваты бурильной колонны (часто относят к осложнениям 
в процессе бурения) – непредвиденная потеря подвижности колон-
ны вследствие прилипания под действием перепада давления, за-
клинивания в желобах в местах сужений или посторонними пред-
метами, а также в результате обвалов и сальникообразований. 
Аварии с обсадными колоннами – аварии со спускаемыми, 
спущенными или зацементированными обсадными колоннами либо 
с их частями, вызванные разъединением по резьбовым соединени-
ям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом 
по телу трубы, прихватом, падением колонны или ее части, повреж-
дением труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца 
обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью 
элементов оснастки низа обсадных колонн. 
Аварии вследствие неудачного цементирования – прихват за-
твердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, на 
которой спускалась секция обсадных труб или хвостовик; отказ в 
работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, 
нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважи-
ны; оголение башмака, недоподъем в затрубном пространстве или 
50 
оставление в колонне цементного раствора, если требуются допол-
нительные работы по устранению нарушения. 
Аварии с долотами – оставление в скважине долота, бурильной 
головки или его элементов и частей.  
Аварии с забойными двигателями - оставление в скважине 
турбобуров или электробуров, винтовых двигателей или их узлов в 
результате развинчивания по резьбе или поломок. 
Аварии в результате падения в скважину посторонних пред-
метов – падение в скважину вкладышем ротора, роторных клиньев, 
ключей, кувалд, узлов пневматических клиньев, пневматических 
буровых ключей и других ручных инструментов, приспособлений 
или их частей, с помощью которых велись работы на устье скважи-
ны или над ним. 
Прочие аварии – аварии с оставлением в скважине геофизиче-
ских и других приборов, а также устройств, применяемых при ис-
следовании скважин и проведении в них вспомогательных работ, а 
также аварии с испытателями пластов при опробовании скважин в 
процессе бурения. 
Началом аварии считается момент ее возникновения, хотя он 
может быть обнаружен позже, а окончанием аварии – момент вос-
становления условий для продолжения бурения.  
Аварии происходят в основном вследствие брака в работе или 
исполнителей технологического процесса, или изготовителей инст-
рументов, оборудования и механизмов. 
Основное число аварий в бурении возникает в результате нару-
шения требований технических и технологических проектов и толь-
ко незначительная часть в результате брака заводов-изготовителей. 
Следует отметить, что несовершенство технических и техноло-
гических проектов, а также конструкций инструментов, оборудова-
ния и механизмов, несмотря на их качественное выполнение, спо-
собствовало возникновению значительного числа аварий. 
 
5.1. Аварии с бурильной колонной 
 
Многочисленными теоретическими исследованиями и практикой 
доказано, что аварии вследствие поломки элементов бурильной ко-
лонны вызваны в основном усталостью металла. 
51 
Явления усталости возникают главным образом под действием 
следующих основных переменных нагрузок: изгиба, колебаний бу-
рильной колонны, крутильных ударов. 
Усталость металла может быть вызвана неблагоприятными гео-
логическими и технологическими условиями бурения и наруше-
ниями запроектированных режимов бурения, в результате чего мо-
жет произойти поломка. 
К таким условиям относятся: 
1) частое переслаивание пород, различных по крепости, крутые 
углы падения пластов; 
2) работа колонн в средах с агрессивными химическими добав-
ками (соли, кислоты, щелочи), способствующими возникновению 
коррозии; 
3) работа бурильной колонны в скважинах, имеющих большие 
каверны, особенно при роторном бурении;  
4) несоответствие размера долота диаметру бурильных труб; 
5) несоответствие типа долота крепости разбуриваемых пород; 
6) эксплуатация бурильной колонны в состоянии чрезмерного 
сжатия, т. е. при бурении без УБТ или с УБТ незначительной дли-
ны, тогда как сила тяжести УБТ должна превышать нагрузку на до-
лото на 25 %; 
7) применение труб несоответствующего класса для бурения па 
данной глубине; 
8) вмятины на трубах от инородных тел (шарошек, долот, креп-
ких пород и т. д.); 
9) эксцентричность вышки ротора по отношению к скважине. 
У бурильных колонн, состоящих из труб с высаженными внутрь 
концами, замки и муфты образуют около себя зоны концентрации 
больших напряжений при знакопеременных нагрузках, действую-
щих на бурильную колонну. Наибольшие напряжения концентри-
руются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в пол-
ном сопряжении с резьбой бурильного замка. Если крутящие мо-
менты очень велики, то возможно разрушение труб по спирали и в 
поперечном направлении. Спиральный слом труб возникает в сква-
жинах, диаметр которых не более чем на 100 мм превышает диа-
метр бурильных труб, причем чаще всего слом приходится на обса-
женный участок скважины. Он возникает от поперечной трещины 
на поверхности трубы. Направление трещин совпадает с направле-
52 
нием вращения бурильной колонны. Угол подъема спирали состав-
ляет приблизительно 45° к оси трубы, что соответствует наиболь-
шим нормальным напряжениям при кручении. 
В поперечном направлении трубы ломаются от скручивания в 
результате приложения чрезмерных крутящих моментов. В месте 
слома труба имеет форму скручивания по спирали, однако ломают-
ся трубы по спирали и в поперечном направлении только при лик-
видации аварий. 
Бурильные замки и соединительные муфты разрушаются по телу 
при ликвидации аварий вследствие приложения значительных на-
грузок. Концы разрушенных деталей имеют увеличенные диаметры 
и воронкообразную форму. Такие аварии происходят в основном с 
бурильными замками диаметром 118 мм и менее, а также с соеди-
нительными муфтами диаметром 140 мм и менее. 
Разрушение муфт и замков по телу в поперечном направлении 
отмечается также при неправильной их термической обработке: 
торцы сломанных деталей в поперечном направлении обладают 
мелкозернистой структурой. 
В утяжеленных бурильных трубах, так же как и в бурильных 
замках, отламываются кольца ниппеля и муфты. Причины этих по-
ломок аналогичны причинам слома замковых деталей по резьбе и 
труб по утолщенному концу. 
Ведущие трубы сборной конструкции ломаются преимущественно 
по трубной резьбе и, за редким исключением, в зоне, прилегающей к 
ней. Причиной таких аварий является несовершенная конструкция со-
единения ведущей трубы с переводником, в результате которой изги-
бающий момент действует только на опасное соединение, происходит 
быстрое развитие усталости металла и труба разрушается. 
В последнее время стали широко применять трубы с приварен-
ными соединительными концами, которые ломаются и промывают-
ся по сварному шву и телу. 
Аварии с трубами в виде поломок их по сварным швам могут 
быть вызваны также недоброкачественным изготовлением труб, т. 
е. отсутствием соосности трубы и привариваемого полузамка, а 
также недостаточной площадью сварного шва по сравнению с пло-
щадью сечения труб. 
При использовании бурильных труб из легких сплавов можно 
наблюдать ослабление их прочности и разрушение внутренней по-
53 
верхности вблизи муфтовых соединений вследствие эрозии. Эрозия 
возникает под действием турбулентного движения промывочной 
жидкости в зоне муфтовых и замковых соединений, где внутренняя 
поверхность более шероховата, чем в остальной части трубы.  
Основные причины разрушения резьбовых соединений – их раз-
мыв и износ вследствие многократного свинчивания и развинчива-
ния. При работе на забое бурильная колонна подвергается различ-
ным знакопеременным напряжениям, отчего одна часть резьбового 
соединения перемещается по другой. Нагрузки, передаваемые на 
резьбу, зависят от степени жесткости и плотности свинчивания. Ес-
ли трубы свинчиваются автоматическими ключами, то часть резь-
бовых соединений незначительно перемещается относительно друг 
друга. Недокрепление соединения способствует интенсивному пе-
ремещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что уско-
ряет износ резьбы. 
Большое число аварий с утяжеленными бурильными трубами 
происходит также вследствие разрушения резьбовых соединений, 
поскольку они работают в более тяжелых условиях, чем замковые 
соединения бурильных труб. К тому же резьбовые соединения в 
утяжеленных бурильных трубах менее прочны, чем в замках, пере-
водниках и долотах. 
Аварии вследствие заедания или ослабления прочности резьбы 
при размыве возникают реже, так как места размыва на внешней 
части тела соединяемых элементов можно легко обнаружить. 
Резьбовые соединения разрушаются вследствие заедания трубной 
резьбы под действием на нее увеличенных нагрузки и температуры, 
возникающих на поверхности резьбы в процессе свинчивания и ра-
боты замка в скважине. Одной из причин разрушения резьбовых со-
единений может быть и применение недоброкачественной смазки. 
Падение бурильных колонн в скважину происходит в основном 
вследствие нарушения технологических требований к спуску и 
подъему колонны, а также в результате неисправностей спуско-
подъемного инструмента и механизмов.  
Наиболее часто встречаются следующие нарушения и неисправ-
ности: 
1) подъем бурильной колонны на одном штропе;  
2) несоответствие грузоподъемности элеватора массе колонны и 
наличие трещин в верхней проушине; 
54 
3) слабое крепление защелки элеватора, в результате чего при 
отходе элеватора от муфты защелка открывается и колонна падает в 
скважину; 
4) поломка боковых серег и ствола крюка; 
5) неисправность тормозной системы – разрыв тормозной ленты 
и тормозного шкива, чрезмерный износ тормозных колодок, отклю-
чение гидродинамического тормоза и т.д.; 
6) работа штропами несоответствующей грузоподъемности и 
при наличии износа выше нормы. 
Нарушение трудовой и технологической дисциплины: недоста-
точная автоматизация спуско-подъемпых операций (отсутствие 
АКБ; клиньев, встроенных в ротор; конструктивные недостатки 
элеваторов и защелок крюка), отсутствие достаточного опыта чле-
нов буровой бригады – главные причины, приводящие к падению 
колонн в скважину. 
Таким образом, можно отметить, что аварии происходят не толь-
ко вследствие недостатков конструкции бурильных труб, но и в ре-
зультате слабого технического надзора и недостаточной квалифи-
кации работников.  
 
5.2. Прихваты 
 
При бурении скважин происходят прихваты бурильной колонны, 
которые подразделяют на следующие группы. 
1. Прилипание бурильной колонны к стенке скважины. Этот 
вид прихвата происходит под действием перепада давления, в ре-
зультате которого избыточное давление прижимает бурильную ко-
лонну к стенке скважины. При наличии на стенке глинистой корки 
трубы вдавливаются в нее. Прилипание труб к стенке скважины 
происходит на участке залегания проницаемых пород и тогда, когда 
возникающие в стволе скважины силы трения превышают дейст-
вующие на бурильную колонну нормальные силы и тем самым ис-
ключают перемещение колонны в любую сторону. 
Признаками прилипания в начальной стадии его возникновения 
служат увеличения крутящего момента бурильной колонны и силы 
сопротивления ее осевым перемещениям, поэтому указанные при-
знаки необходимо регистрировать и постоянно наблюдать за их из-
менениями. Своевременное выявление признаков прилипания явля-
55 
ется важным фактором предупреждения прилипания бурильных 
колонн. 
Прилипание отличается от других групп прихватов неизменяю-
щимся характером циркуляции бурового раствора и отсутствием 
признаков перемещения и вращения прихваченной части колонны. 
Прилипает, как правило, бурильная колонна в неподвижном со-
стоянии.  
2. Прихват бурильной колонны сальником. В местах перехода 
от большего диаметра находящихся в скважине элементов буриль-
ной колонны к меньшим изменяются скорости потока промывочной 
жидкости над долотом, турбобуром, УБТ и замками. Помимо этого, 
изменение потока промывочной жидкости происходит в зоне ка-
верн и в местах увеличенных диаметров скважин. Если скважина 
обсажена промежуточной колонной, состоящей из двух труб, то и в 
зонах перехода с большего диаметра на меньший скорость движе-
ния промывочной жидкости также снижается. 
Вследствие уменьшения скорости промывочной жидкости в мес-
те перехода концентрируются частицы шлама, которые при благо-
приятных условиях (наличие липкой глинистой корки, промывоч-
ной жидкости с большим содержанием глинистой фазы и большой 
вязкостью и т. д.) слипаются (с течением времени) во все большие 
комки и прилипают к трубам и стенкам скважины. Накопление 
комков в отдельных интервалах приводит к закупорке кольцевого 
пространства, в результате увеличивается давление на комки, они 
уплотняются и вызывают прихват бурильной колонны. 
В других случаях сальники в процессе спуска образуются в ре-
зультате сдирания глинистой корки со стенок скважины элементами 
бурильной колонны. Корка превращается в полутвердую массу, ко-
торая, двигаясь по стволу, задерживается на забое или на участках 
резкого сужения скважины, где через нее проходят долото и бу-
рильная колонна под действием собственного веса. Образовавший-
ся плотный сальник при восстановлении циркуляции начинает вы-
талкиваться до препятствия (сужение ствола, увеличение диаметра 
элементов бурильной колонны), где он останавливается, уплотняет-
ся перепадом давления и прихватывает колонну иногда с прекраще-
нием циркуляции.  
Признаками образования сальников служат: появление затяжек 
во время спуско-подъемных операций бурильной колонны, возрас-
56 
тание давления циркулирующей промывочной жидкости, уменьше-
ние механической скорости бурения даже при несработанном доло-
те, непостоянство показаний амперметра при электробурении. 
Причины образования сальников: наличие рыхлой, толстой гли-
нистой корки в скважине; малая скорость восходящего потока про-
мывочной жидкости вследствие малой подачи насосов, увеличения 
размеров скважины на определенных участках, не герметичность 
бурильной колонны; применение в качестве промывочной жидко-
сти глинистого раствора и других агентов с высокими вязкостью, 
липкостью и напряжением сдвига; загрязнение ствола скважины 
шламом (ввиду плохой очистки промывочной жидкости), кусками 
глинистой корки (вследствие сдирания ее замками) и другими 
предметами. 
3. Прихват бурильной колонны обвалившимися неустойчи-
выми породами. Ствол скважины теряет устойчивость в результате 
изменения напряженного состояния пород, которое может зависеть 
от геологических факторов и технологии проводки скважины. 
Геологическими факторами, способствующими обвалообразо-
ваиию, являются большие углы падения пластов, трещиноватость и 
перемятость пород, литологический состав, структура и механиче-
ские свойства породы и др. Наибольшее число обвалов происходит 
в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать 
под действием фильтрата промывочной жидкости или разрушаться 
под влиянием расклинивающего и смазывающего действия фильт-
рата. Первое характерно для пластичных гидрофильных глин, а 
второе – для метаморфизованных малогидрофильных глин. 
Технологические факторы, способствующие обвалам,– низкое 
гидростатическое давление на вскрываемые пласты ввиду малого 
удельного веса промывочной жидкости или водо-, нефте- и газо-
проявлений; низкое качество промывочной жидкости, особенно на-
личие большой фильтрации; резкие колебания давления промывоч-
ной жидкости в стволе скважины; большое время воздействия про-
мывочной жидкости на породы, склонные к обвалам. 
4. Заклинивания. 
Заклинивание долот или элементов бурильной колонны в су-
женной части ствола скважины. Часто такие аварии случаются, 
когда после трехшарошечного долота без проработки ствола спус-
кается четырехшарошечная бурголовка для отбора керна. Нередки 
57 
случаи заклинивания бурильной колонны при увеличении жест-
кости ее низа. Бурение в твердых абразивных породах сопровожда-
ется значительным износом долота. Спуск последующего долота 
без проработки интервала бурения предыдущим долотом приводит 
также к его заклиниванию. При разбуривании магниевых солей 
очень часто бурильная колонна оказывается прихваченной в ре-
зультате сужения ствола скважины, вызванного текучестью солей. 
Наличие гипсовых пропластков в разрезе отдельных месторожде-
ний также может вызвать прихваты. 
Заклинивание бурильных колонн в желобах. Желоба образуют-
ся в скважине при движении бурильной колонны по стенке скважи-
ны. На размеры желоба влияют способ бурения, масса бурильной 
колонны, кривизна скважины, число спуско-подъемов бурильной 
колонны и крепость пород. Ширина желоба равна диаметру замка. 
В равных условиях при роторном бурении образуется более глубо-
кий желоб, чем при турбинном бурении, так как вращение колонны 
способствует углублению желоба. Увеличение массы бурильной 
колонны, кривизны скважины и числа спуско-подъемов также спо-
собствует росту глубины желоба. 
Если в мягких породах продолжительное время ведутся спуско-
подъемные операции, то это может вызвать образование желобов 
быстрее, чем если бы подобные работы велись в твердых породах. 
Желоба быстро образуются в скважинах, где кривизна ствола более 
3–4°, при наличии резкого изменения азимута. 
Заклинивание бурильных колонн в результате посадки их в 
шлам. Этот вид аварий характерен в основном для бурения скважин 
с применением воды в качестве промывочной жидкости и для буре-
ния скважин с очень низкой скоростью восходящего потока промы-
вочной жидкости. Недостаточная очистка забоя скважины ведет к 
тому, что при последующем спуске долото встречает над забоем оса-
док из шлама высотой до нескольких десятков метров. Посадка инст-
румента в него обычно вызывает прихват. При этом, как правило, 
циркуляцию промывочной жидкости восстановить не удается. 
Заклинивание посторонними предметами. Эта группа прихва-
тов характерна для случаев, когда кольцевое пространство скважины 
в период спуско-подъемных операций не перекрыто резиновой ман-
жетой, обтюратором или резиновыми элементами устройства для 
58 
предупреждения попадания посторонних предметов в скважину. В 
результате падающие с устья предметы заклинивают колонну труб. 
Другими предметами, заклинивающими бурильные колонны, яв-
ляются крупные обломки пород, выпадающие из стенок скважин в 
результате неустойчивости стенок, особенно вследствие несоответ-
ствия видов применяемых буровых растворов. 
Признаками заклинивания посторонними предметами служат не 
снижающийся характер циркуляции, незначительное повышение 
давления бурового раствора в нагнетательной линии и перемещение, 
а иногда и поворот колонны в начальный период ликвидации аварии. 
 
5.3. Аварии с обсадными колоннами 
 
При креплении скважин обсадными колоннами встречаются сле-
дующие виды аварий: прихваты обсадных колонн, падение отдель-
ных труб и секций колонн в скважину, смятие обсадных труб в ко-
лоннах, разрушение резьбовых соединений обсадных колонн. 
Причины аварий первого вида заключаются в недоброкачествен-
ной подготовке скважины, резких изменениях кривизны и азимута 
ствола, недостаточно продуманном плане работ по спуску колонны 
или его невыполнении. Причины других случаев прихвата обсад-
ных колонн подобны причинам прихватов бурильных колонн. 
Обсадные колонны падают в скважину вследствие неисправно-
сти спуско-подъемного инструмента и оборудования, пренебреже-
ния расчетными данными, резкой посадки колонны (при спуске) на 
ротор, неполного и некачественного крепления муфты с трубой, 
неисправности клиновых захватов и т. д. 
Смятие обсадных труб в колоннах, спускаемых с обратным кла-
паном, происходит в результате несвоевременного долива их про-
мывочной жидкостью и большой скорости спуска. 
Разрушение резьбовых соединений вызывается свинчиванием их 
через нитку или неправильным сопряжением резьб трубы и муфты. 
Первое происходит в основном по вине буровой бригады, а второе – 
по вине изготовителей труб. Иногда навинчивание муфты на трубу 
через нитку– заводской дефект. Выход резьбы трубы из сопряжения 
с резьбой муфты вызван деформацией труб. 
При эксплуатации зацементированных колонн возникают смятие, 
обрыв и изгиб обсадных труб, протирание тела труб и другие аварии. 
59 
Зацементированные обсадные колонны чаще всего сминаются на 
участке выше цементного кольца вследствие обвалов пород, которые 
вызваны боковыми давлениями, превышающими допустимые. При-
чиной смятия труб выше зацементированного участка является также 
падение уровня жидкости в колонне ниже допустимых величин. 
Смятие обсадных колонн в зацементированных участках проис-
ходит в зоне фильтра, а также в прилегающих к нему зонах. При 
чрезмерной нагрузке на обсадную колонну она сминается в нижней 
части, а в интервале, осложненном кавернами, или при большом 
диаметре скважины колонна может изогнуться. В процессе даль-
нейшего углубления скважины в местах изгиба часто отвинчивают-
ся бурильные трубы. 
При закреплении колонны на устье скважины хомутами (вместо 
колонных головок), приваренными кусками труб или звеньями це-
пей, которые впоследствии срезаются, колонна проседает и проч-
ность ее нарушается. 
В случае нарушения технических правил сварки труб с муфтами, 
соединения разрушаются в месте сварки. 
 
5.4. Аварии вследствие неудачного цементирования 
 
При цементировании в обсадных колоннах может остаться боль-
шое количество цементного раствора в результате снижения скоро-
сти его продавливания (из-за большого разрыва во времени между 
скончанием закачивания цементного раствора и началом закачивания 
продавочной жидкости); установки обратных клапанов с малым зазо-
ром между тарелкой клапана и муфтой, в которую ввинчивается кор-
пус клапана, или с малой площадью живого сечения в корпусе кла-
пана (менее 30 см2); несоответствия качества цементного раствора 
температурным условиям скважины (вследствие чего цементный 
раствор преждевременно схватывается); применения для затворения 
цементного раствора воды, загрязненной примесями, которые уско-
ряют схватывание; несоответствующих размеров и плохого качества 
продавочных пробок и кольца «Стоп»; слабого контроля за качест-
вом приготовления цементного раствора и соблюдением технологи-
ческих требований по спуску колонны и ее цементированию. 
При цементировании обсадных колонн возможны разрушение 
тела обсадных труб вследствие грубого нарушения правил спуска 
60 
колонн, посадка колонн в шлам и преждевременное схватывание 
цементного раствора. Для восстановления циркуляции промывоч-
ной жидкости в этих случаях применяют максимальное давление, 
которое приводит к разрыву труб. Разрушение резьбовых соедине-
ний может произойти при несвоевременной остановке цементиро-
вочного агрегата, т. е. после достижения давления «Стоп». 
 
5.5. Аварии с турбобурами 
 
С турбобурами происходят следующие аварии: 
1) срыв резьбы верхнего переводника (вырыв из резьбы корпуса) 
или переводника, соединяющего корпуса секционных турбобуров; 
2) отвинчивание роторной гайки и контргайки вала турбобура; 
3) слом вала турбобура; 
4) слом корпуса турбобура; 
5) отвинчивание ниппеля турбобура; 
6) срыв или отвинчивание резьбового соединения вала турбобура 
из резьбы переводника на долото; 
7) отвинчивание турбобура от бурильной колонны; 
8) заклинивание корпуса турбобура. 
Резьбы в узлах турбобура срываются и отвинчиваются вследст-
вие недостаточного крепления их в процессе сборки, нарушения 
правил эксплуатации и ремонта турбобуров. Ниппель отвинчивает-
ся при заклинивании вала турбобура кусками шлама, посторонними 
металлическими предметами, в результате набухания резиновой 
обкладки и вследствие погнутости вала. Разрушению резьбовых 
соединений турбобура способствуют осевые вибрации. 
Слом корпуса турбобура происходит в основном по резьбе. У 
односекционных турбобуров основные поломки наблюдаются в 
местах соединения верхнего переводника с корпусом, а у многосек-
ционных – в соединительных переводниках, причем число их в по-
следнем случае значительно больше, чем у односекционных. Сломы 
носят усталостный характер. Слом вала турбобура происходит по 
верхней резьбе под роторную гайку и контргайку, по промывочным 
окнам в местах перехода с основного диаметра на диаметр под пяту, 
по упору втулки нижней опоры в вал. 
61 
Односекционный турбобур отвинчивается от бурильной колон-
ны в результате того, что реактивный момент у них в 2–3 раза 
меньше, чем у многосекционных турбобуров. 
Корпуса турбобура заклиниваются кусками твердых пород, ме-
таллическими предметами, находящимися в скважине в результате 
ранее происшедшей аварии, а также вследствие заклинивания в же-
лобах скважин. 
 
5.6. Аварии с долотами 
 
В зависимости от типа долота различают следующие виды аварий. 
1. Аварии с шарошечными долотами – отвинчивание долот и 
их поломка. Отвинчивание происходит в результате нарушения 
правил крепления или спуска долота, а также при применении пере-
водников на долото с несоответствующей резьбой (когда перевод-
ники изготовляются в механических мастерских без соответствую-
щей проверки резьбы калибрами). 
Причинами поломок долот являются: передержка на забое; буре-
ние с нагрузками, превышающими допустимые; удар долотом о за-
бой или уступ; разбуривание пород долотами, не соответствующи-
ми их крепости; малая прочность опор; слабая прочность сварных 
швов; заклинивание долот; дефект нарезки резьбы; неплотное при-
легание заплечиков лап долота к торцу переводника; работа доло-
тами по металлу; длительная промывка скважины перед подъемом 
сработанного долота. 
В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются 
шарошки долот. Это связано в основном со значительным износом 
опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах, преду-
сматриваемых конструкцией долот и режимами работы последних в 
скважине. 
Долговечность опоры долота зависит от интенсивности изнашива-
ния и разрушения поверхностей цапфы, шарошки и тел качения. Про-
веденные исследования показали, что характер изнашивания и разру-
шения этих поверхностей различен. Это связано с неравномерным и 
сложным нагружением различных участков поверхностей опоры, а 
также конструкцией, технологией изготовления и размерами долот. 
При этом трущиеся поверхности опоры подвергаются одновременно 
абразивному износу, осповидному, хрупкому и усталостному выкра-
62 
шиванию, смятию, окислительному и тепловому износу и высокотем-
пературным ожогам в микрообъемах металла и в присутствии промы-
вочных жидкостей под высоким давлением. Одновременное развитие 
этих процессов, а также недоброкачественная сборка долот, различие 
механических свойств металла опор и шарошек долот и отдельные 
конструктивные несовершенства конструкции долот приводят к не-
равномерной сработке опор и вооружения долот и к большому разли-
чию их износостойкости. Все это создает трудности в определении 
качества сработки долот, оптимального и предельного времени пребы-
вания долота на забое, особенно при турбинном бурении. 
2. Аварии с алмазными долотами – заклинивание долот при 
спуско-подъемных операциях и бурении, отвинчивание долот. 
Причинами заклинивания алмазных долот являются:  
а) резкая посадка долота в зоне сужения ствола скважины и в ее 
призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения ско-
рости, особенно в необсаженной части ствола скважины; 
б) преждевременное прекращение циркуляции промывочной 
жидкости перед подъемом бурильной колонны с алмазным долотом 
(чаще во время процесса наращивания); 
в) недостаточная промывка скважины через долото (утечки про-
мывочной жидкости через негерметичные участки бурильной ко-
лонны и ниппель турбобура), а также вследствие малой подачи 
промывочной жидкости насосами;  
г) бурение скважины при несоответствующем соотношении раз-
меров долота, утяжеленных бурильных труб и забойного двигателя 
(если такой применяется при бурении);  
д) заклинивание долот инородными предметами (металл и куски 
породы). 
Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания ступен-
чатых долот вследствие наличия у них большой калибрирующей 
поверхности секторов, отчего достигается большой контакт со 
стенками скважины. Часто алмазные долота заклиниваются при 
спусках в скважину впервые после работы трехшарошечными доло-
тами и при длительной работе алмазными долотами без их подъема 
из скважины. Заклиниванию алмазного долота нередко способст-
вуют сальники. 
Алмазные долота отвинчиваются, как и другие рассмотренные 
виды долот. 
63 
При бурении скважин из алмазных долот могут выпадать алмазы 
в результате недостаточного их крепления, а также вследствие из-
нашивания тела долот. Выпавшие алмазы крошат другие алмазы в 
долоте, что может привести в негодность все долото. 
Применение долот режущего типа сопровождается меньшим 
числом аварий по сравнению с шарошечными долотами. Аварии 
фактически единичны, но все же имеют место. 
3. Аварии с долотами режущего типа (лопастными) – отвин-
чивание долота, излом лопастей долота, поломка корпуса. Эти до-
лота отвинчиваются по тем же причинам, что и шарошечные. 
Лопасти ломаются в результате неплотного их присоединения к 
корпусу или вследствие заклинивания долота, вызванного несоот-
ветствующим режимом его работы на забое. Поломка корпуса вы-
звана рассмотренными выше причинами. 
 
5.7. Прочие виды аварий 
 
1. Аварии вследствие падения посторонних предметов в 
скважину. Эти аварии возможны в результате нарушения техноло-
гических требований при работе с различными инструментами на 
устье скважины и отсутствия устройств над устьем скважины, пре-
пятствующих попаданию в них посторонних предметов. 
2. Аварии при промыслово-геофизических работах в сква-
жине. Аварии такого типа – прихваты и оставление в скважине ка-
беля, различных приборов, грузов, шаблонов, торпед и других уст-
ройств, применяемых при исследовании скважины и вспомогатель-
ных работах в ней, а также самопроизвольные взрывы торпед и 
выстрелы перфораторов. 
Прихват кабеля в скважине может быть вызван его перепуском, 
запутыванием его при спуске или подъеме с большой скоростью, 
обвалом пород и образованием пробок. Во многих случаях аварии 
при промыслово-геофизических работах происходят вследствие не-
достаточной подготовленности скважины к электрометрическим 
работам, недоброкачественного крепления приборов к кабелю и ка-
беля к подъемнику и применения изношенного кабеля. Особенно 
часто аварии этого вида происходят при длительных геофизических 
работах в скважинах и во время оставления без движении находя-
щегося в скважине кабеля с прибором. 
64 
Недопустимо ограниченно применяются специальные пружин-
ные контакты, встроенные в скважинный прибор или кабельную 
головку. Практика показала их важность и возможность исключить 
с их помощью большое число аварий этого вида. 
В результате отсутствия контрольных меток на кабеле приборы 
часто затаскиваются на блок-баланс и обрываются. 
Нередко причиной аварии в скважине служит нахлестывание ка-
беля при торпедировании, заклинивание перфоратора после выстрела 
или прибора в нарушенных либо смятых участках обсадной колонны. 
Самопроизвольные взрывы торпед и выстрелы перфораторов 
происходят в результате применения нетермостойких взрывчатых 
веществ и средств взрыва в высокотемпературных скважинах при 
смятии кожухов торпед или при преждевременном поступлении 
электрозаряда на взрыватель. 
Неудовлетворительная подготовка ствола скважин заключается в 
следующем: промывка скважин промывочной жидкостью, не отве-
чающей требованиям геолого-технического наряда, или продолжи-
тельная промывка, не обеспечивающая необходимой очистки скважи-
ны; недостаточная проработка мест сужении, уступов и искривленных 
участков; проверка ствола скважины несоответствующим шаблоном. 
3. Аварии при опробовании бурящихся скважин испытателя-
ми пластов. В последние годы все чаще стали практиковать испыта-
ние разведочных скважин испытателями пластов сразу же после 
вскрытия продуктивного пласта, не дожидаясь окончания бурения 
скважин или вскрытия последующих продуктивных пластов, Однако 
при этом возникают аварии с испытателями пластов, прихваты ко-
лонн бурильных труб, спускаемых с испытателями пластов, особенно 
нижней их части, расположенной под пакером (хвостовиком); по-
ломки и разъединение узлов испытателей пластов, газопроявления. 
Причинами аварий при работе с испытателями пластов являют-
ся: длительное стояние в ожидании притока, неправильно выбран-
ный интервал установки пакера, большая депрессия, приводящая к 
разрушению пласта, низкое качество резинового элемента, неудов-
летворительная подготовка ствола скважины к работе с испытате-
лями пластов и отсутствие устьевой противовыбросовой арматуры. 
Помимо изложенного, при опробовании газовых и газоконден-
сатных горизонтов испытателями пластов возможен прихват его 
узлов образующимся гидратом. 
65 
4. Аварии при испытании скважин. Завершающий этап строи-
тельства скважины – испытание первого продуктивного горизонта – 
связан со спуском в скважину насосно-компрессорных труб и прове-
дением прострелочно-перфорационных работ, которые нередко со-
провождаются авариями: поломкой и срывом резьбы в элементах на-
сосно-компрессорных труб, прихватами, нарушением целостности 
обсадных колонн и падением посторонних предметов в скважину. 
Основные причины этих аварий – неудовлетворительная техноло-
гия постановки цементных мостов; работа с дефектными трубами; 
слабая технологическая дисциплина и неудовлетворительная техниче-
ская оснащенность бригад, проводящих эти работы, вследствие чего в 
скважину спускаются трубы с недостаточно закрепленными резьбо-
выми соединениями, имеющие дефекты, допускаются случаи посадки 
труб в шлам и неудовлетворительное проведение изоляционных работ; 
на трубах, спускаемых в скважину, не устанавливаются обтиратели, 
предупреждающие попадание посторонних предметов, и т.д. 
5. Открытые фонтаны. Этот вид аварий, хотя и редкий, но встреча-
ется повсеместно, причем особенно часто при проводке скважин па но-
вых месторождениях нефти и газа. Свидетельством этому может служить 
то, что многие месторождения газа и нефти «открывались» с фонтанов. 
Основные причины открытых фонтанов при бурении скважин: 
 не соответствующая геологическим условиям конструкция 
скважин, выбранная без учета глубины залегания и пластового дав-
ления вскрываемых горизонтов; 
 некачественное цементирование обсадных колонн, на которых 
устанавливается противовыбросовое устройство, что приводит к 
прорывам газа и выбросам после закрытия превентора; 
 отсутствие противовыбросового оборудования на устье сква-
жин при вскрытии газовых, газоконденсатных или напорных неф-
тяных и водоносных горизонтов, а также несоответствие его пара-
метров условиям бурения скважин; 
 неудовлетворительные схемы оборудования устья скважин, не 
обеспечивающие своевременную и надежную их герметизацию при 
газопроявлениях, неправильная эксплуатация противовыбросового 
оборудования; 
 неправильный выбор для вскрытия напорных горизонтов и для 
бурения скважин после их вскрытия плотности промывочной жид-
66 
кости, а также использование жидкостей низкого качества: плохо 
глинизирующие пласты, легко насыщающиеся газом и трудно осво-
бождающиеся от него; 
 недостаточная промывка скважины при бурении и перед подъ-
емом бурильной колонны; 
 рост содержания газа в промывочной жидкости в процессе бу-
рения (плохая дегазация выходящей из скважины промывочной 
жидкости); 
 снижение давления на вскрытые скважиной продуктивные или 
напорные водоносные горизонты при подъеме бурильной колонны 
в случае использования промывочных жидкостей с высоким стати-
ческим напряжением сдвига или наличия сальников («поршнева-
ние» при подъеме бурильной колонны); 
 падение уровня жидкости в скважине в процессе проведения 
буровых работ вследствие несвоевременного ее заполнения или по-
глощения жидкости вскрытыми пластами; 
 непринятие своевременных мер при газопроявлениях для пре-
дотвращения выбросов и открытого фонтанирования. 
Основное число фонтанов наблюдается на газовых месторожде-
ниях. Это объясняется недооценкой особенностей проводки газовых 
скважин и механическим перенесением технологии и техники раз-
буривания нефтяных месторождений на газовые, а в последнее вре-
мя и тенденцией перенесения ее на истощенные месторождения при 
строительстве газовых хранилищ. 
Кроме того, фонтаны могут быть вызваны вскрытием нижеле-
жащих продуктивных горизонтов без перекрытия вышележащих 
(особенно с высокими пластовыми давлениями). 
Возникновению фонтанов способствуют длительные остановки 
и нарушения цикличности бурения, неумелое применение методов 
ликвидации аварий (допущение ошибок при установке ванн), 
вскрытие пластов с резко отличной литолого-физической характе-
ристикой и наличием аномально высоких пластовых давлений. 
Как правило, открытые фонтаны возникают там, где нарушается 
технология проводки скважин, допускаются отступления от приня-
тых проектных норм без достаточного обоснования, применяется 
несоответствующее оборудование (устьевое и противовыбросовое) 
и слабая трудовая дисциплина.  
67 
5.8. Ликвидация водонефтегазопроявлений 
 
Проявление в скважине – нежелательный процесс притока пла-
стовой жидкости в ствол скважины, который может (если он не 
контролируется) перейти в выброс и в открытое фонтанирование. 
К последствиям выбросов относят повреждение бурового обору-
дования, травмы персонала, потери значительной части природной 
энергии резервуара (пласта) и загрязнение окружающей среды. 
Выброс не возникает мгновенно и не появляется на поверхности 
без предварительных признаков. По определенным признакам на 
поверхности можно определить возможность возникновения прояв-
лений. Как было отмечено во введении назначение АМТ – это тре-
нинг бурового персонала по действиям в аварийных ситуациях и, 
прежде всего, при угрозе «выброса» 
Ниже описаны признаки развития проявлений в скважине. 
Увеличение уровня в емкости для хранения бурового рас-
твора. При нормальных условиях бурения буровой раствор по-
стоянно циркулирует в стволе скважины так, что его закачиваемый 
объем равен объему, выходящему на поверхность (не учитывая не-
большого объема поглощения вследствие фильтрации). Этот баланс 
нарушается в двух случаях. В первом объем, поступающий на по-
верхность, меньше закачиваемого объема, что указывает на наличие 
поглощения. Во втором объем жидкости возвращающейся на по-
верхность, превышает закачиваемый, что указывает на приток пла-
стовой жидкости в скважину, т. е. на проявление. 
Во время проявления увеличивается объем жидкости в скважине. 
Избыточное количество жидкости, измеренное на поверхности, 
равно объему пластового флюида. Избыточное количество жидко-
сти определяют по ее увеличению в емкости для бурового раствора. 
Инженеры по буровым растворам постоянно контролируют объем 
бурового раствора в мерниках для установления признаков прояв-
ления. Еще оперативней начало проявления фиксируется по данным 
дифференциальной дебитометрии. 
Увеличение механической скорости бурения. Резкое увели-
чение механической скорости бурения может отмечаться при про-
ходке мягких пластов и пластов с АВПД. Частые изменения меха-
нической скорости возникают в результате смены разбуриваемых 
пластов. Подобные признаки не являются решающими и должны 
68 
использоваться вместе с другими наблюдениями для определения 
проявления скважины. 
В общем случае механическая скорость бурения зависит от час-
тоты вращения ротора, нагрузки на долото, типа долота, твердости 
породы, типа бурового раствора и условий очистки забоя. Для эф-
фективного бурения эти данные должны контролироваться для оп-
ределения нормальных режимов бурения на каждой площади. Из-
менение нормального режима бурения может указывать на интер-
валы мягких пород или зоны аномального давления. Повышенная 
механическая скорость бурения может быть зафиксирована на по-
верхности по увеличению шлама на вибрационных ситах и по появ-
лению отдельных больших кусков выбуренной породы. 
Снижение давления циркуляции. Во время проявления пла-
стовый флюид, состоящий из соленой воды, нефти или газа, попа-
дая в ствол скважины, смешивается с буровым раствором. Это при-
водит к образованию новой жидкости с пониженной вязкостью и 
плотностью, что в свою очередь ведет к уменьшению потерь давле-
ния в затрубном пространстве. Таким образом, общие потери дав-
ления, наблюдаемые на поверхности в этот момент, меньше, чем до 
начала проявления. Снижение давления циркуляции наиболее за-
метно при попадании газа в ствол скважины, так как плотность газа 
намного меньше плотности бурового раствора. 
Когда более легкие жидкости попадают в ствол скважины, про-
исходит дальнейшее снижение давления циркуляции вследствие 
эффекта сообщающихся сосудов, т. е. разницы в плотности между 
тяжелым раствором в бурильных трубах и более легкими жидко-
стями в затрубном пространстве. Снижение давления на насосах 
сопровождается увеличением скорости его работы, так как мощ-
ность насоса используется для прокачивания одного объема жидко-
сти при пониженных гидравлических сопротивлениях. 
Явный признак возникновения проявления – наличие потока 
раствора из скважины при выключенных насосах. 
Раствор, содержащий газ, нефть или минеральную воду. При-
знаки газа, нефти или соленой воды в буровом растворе указывают 
на то, что пластовые флюиды попали в скважину. 
В частности, наличие газа может ввести в заблуждение, так как 
во время спуско-подъемных операций возникает поршневой эффект 
(или всасывание) и небольшое количество газа поступает в скважи-
69 
ну. Этот газ обычно называют газом СПО (газ, захваченный в про-
цессе спуско-подъема инструмента). Его не следует путать с газом, 
поступающим из проявляющего пласта. Поршневой эффект возни-
кает, когда давление в скважине превышает пластовое или при на-
личии сальника на долоте. 
Для каждой площади можно определить нормальное количество 
газа, появляющегося во время спуско-подъемных операций; откло-
нение от него указывает на возможность начала газопроявления. 
Другая форма газонасыщения, которую не следует смешивать с 
газопроявлением,– это, так называемый, выбуренный газ. Выбурен-
ный газ попадает в буровой раствор со шламом при бурении газо-
носных пород. Куски такой породы поднимаются по затрубному 
пространству, и газ высвобождается из шлама вследствие низких 
давлений в верхней части ствола. 
Выбуренный газ вызывает снижение плотности бурового рас-
твора у поверхности, причем плотность бурового раствора в за-
трубном пространстве не уменьшается. 
Признаки появления пластовых флюидов наблюдают на по-
верхности в форме водяных пачек при притоке в скважину пла-
стовой воды или в виде пенистых пузырей. Газированный буровой 
раствор характеризуется низкой плотностью на поверхности по 
сравнению с ее первоначальным значением. Попадание в раствор 
пластовой воды вызывает меньшее изменение плотности, но может 
быть обнаружено по увеличению объема раствора в мерниках и по-
вышению степени минерализации (солености). 
  
70 
6. ОШИБКИ УПРАВЛЕНИЯ И ИХ УСТРАНЕНИЕ 
 
При управлении ИМИТАТОРОМ БУРЕНИЯ в процессе имита-
ции бурения возможны ошибочные действия, которые при управле-
нии буровой установкой могли бы привести к поломкам оборудова-
ния или авариям в скважине. 
Реакция ИМИТАТОРА БУРЕНИЯ на такие ошибки состоит в 
следующем: 
 выдается сигнал об ошибке – загорается красная лампочка на 
пульте бурильщика, пульте ЦС, пульте управления цементировани-
ем и стойке показывающих приборов (в инженерном варианте 
красный сигнал появляется в левом верхнем углу экрана); 
 если ошибка изменяет параметры технологического процесса, 
то эти изменения отражаются на показывающих контрольно-
измерительных приборах (в инженерном варианте в окнах опера-
тивной информации). 
 название ошибки и начисленное штрафное время записывается 
в журнал (протокол выполнения задачи) обучаемому, которые по-
сле выполнения задачи можно вывести на печатающее устройство. 
Ниже приводится перечень возможных ошибок управления, опи-
сание реакции на ошибки, способы исправления ошибок, если они 
не приводят к необратимым (для условий буровой установки) по-
следствиям. 
1. Ошибка стартовых условий. Эта ошибка означает, что перед 
стартом задачи органы управления пультов и постов тренажера не 
приведены в исходное положение, о чем говорилось выше. 
Реакция системы АМТ: выдается сигнал ошибки – задача не 
стартует. 
Способ устранения: проверить положение органов управления 
тренажера и привести их в соответствии вышеуказанными требова-
ниями. 
2. Клинья ротора опущены. Конструкция тренажера дает воз-
можность опустить клинья ротора в процессе бурения. Однако это 
действие считается ошибочным. 
Реакция системы АМТ: сигнал ошибки. 
Способ устранения: поднять клинья ротора. 
  
71 
3. Закрыт превентор. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: открыть закрытый превентор. 
4. Удар о ротор. Посадка вертлюга на ротор (высота талевого 
блока над ротором равна 0 м) или свечи считается ошибкой. 
Реакция: сигнал ошибки, прекращение подачи инструмента. 
Способ устранения: приподнять инструмент. 
5. Переподъем ведущей трубы (квадрата). Подъем талевого 
блока с бурильной колонной при вращении ротора на высоту, боль-
шую длины ведущей бурильной трубы считается ошибкой, озна-
чающей, что ведущая бурильная труба вышла из ротора. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: либо опустить талевый блок на высоту ме-
нее длины ведущей трубы, либо остановить ротор 
6. Не включен блок очистки. Если при бурении не включен 
блок очистки – это ошибка. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: включить блок очистки. 
7. Перегрузка насоса. Если давление на манифольде станет вы-
ше допустимого при данном диаметре цилиндровых втулок, проис-
ходит перегрузка насоса. Это возможно по двум причинам: 
– расход раствора в скважину больше, чем позволяет сопротив-
ление бурильной колонны и скважины; 
– блокирован выход раствора в бурильную колонну (например, 
закрыта задвижка прямой и обратной промывки). 
При этом происходит прорыв мембраны предохранительного 
клапана и подача раствора в скважину прекращается. 
Реакция: сигнал ошибки, давление на стояке возрастает до мак-
симума, потом падает до нуля, расход раствора падает до нуля, из-
менение расхода становится равным нулю. 
Сопутствующие изменения: при роторном бурении прекращает-
ся проходка. При бурении забойными двигателями останавливается 
турбобур, прекращается проходка и изменение нагрузки на долото. 
Способ устранения: устранить первопричину перегрузки насо-
са – освободить проход раствора в скважину или уменьшить число 
двойных ходов в минуту, затем, выключить насос (якобы для заме-
ны мембраны) и включить его снова. Если ситуация произошла при 
72 
бурении забойными двигателями, необходимо ликвидировать си-
туацию «Остановка забойного двигателя». 
8. Остановка забойного двигателя. Остановка забойного дви-
гателя может произойти по следующим четырем причинам: 
– велика нагрузка на долото; 
– увеличение момента на долоте сверх допустимого за счет пе-
рехода в породу с большим удельным моментом; 
– снижение величины расхода раствора через долото; 
– рост момента на долоте за счет износа опор. 
Реакция: при подаче с лебедки в режиме выбуривания нагрузка 
на долото не меняется, при бурении с вращением ротора момент на 
роторе равен тормозному моменту забойного двигателя. 
Способ устранения: подорвать инструмент, устранить причину 
остановки забойного двигателя. 
9. Перегрузка долота. Перегрузкой долота называется ситуация, 
при которой нагрузка на долото становится больше допустимой со-
гласно характеристике долота. В реальных условиях при этом воз-
можно разрушение долота. 
Реакция: сигнал ошибки, нагрузка на долото больше допусти-
мой, прекращение проходки, что при подаче от регулятора в режи-
ме «Автомат» вызовет остановку подачи, а в режиме «Ручное» и 
при подаче с лебедки – рост нагрузки на долото. Сопутствующие 
явления: при роторном бурении рост момента на роторе и амплиту-
ды колебаний момента на роторе вплоть до перегрузки и остановки 
ротора, при турбинном бурении – остановка турбобура. 
Способ устранения: в условиях реальной буровой поломка до-
лота является необратимой ситуацией, необходимо поднять долото 
и ликвидировать аварию. В условиях Имитатора ситуация обрати-
ма: приподнимая верхний конец бурильной колонны, уменьшить 
нагрузку на долото. После этого ликвидировать сопутствующие яв-
ления, если они имеют место. 
10. Блокирован насос 1. Если промывка осуществлялась насо-
сом 1, то при неправильном положении задвижек возможна ситуа-
ция, исключающая нормальную закачку раствора в скважину. Си-
туация возникает при трех вариантах положения задвижек: 
– блокировано поступление раствора на вход насоса (например, 
закрыта выходная задвижка емкости приготовления и задвижка, 
соединяющая насосы 1 и 2); 
73 
– закрыта задвижка стояка или выходная задвижка насоса. 
Реакция: сигнал ошибки, в первом случае – прекращение подачи 
насоса, во стором случае возникает перегрузка насоса. 
Способ устранения: манипулируя задвижками, устранить бло-
кировку насоса, затем ликвидировать последствия. 
11. Блокирован насос 2. Ситуация аналогична предыдущей, от-
личается только состоянием задвижек. 
12. Полет инструмента. Если в процессе бурения будет открыт 
элеватор, произойдет полная разгрузка бурильной колонны на забой 
(при долоте над забоем – падение инструмента на забой). 
Реакция: сигнал ошибки, вес на крюке равен весу талевого бло-
ка с элеватором, нагрузка на долото равна весу инструмента в про-
мывочном растворе. 
Сопутствующие ситуации: при роторном бурении – перегрузка до-
лота и перегрузка ротора (если было вращение), при бурении забойными 
двигателями – перегрузка долота и остановка забойного двигателя. 
Способ устранения: закрыть элеватор или выключить задачу. 
13. Перегрузка ротора. Если момент на роторе превысит допус-
тимую величину, произойдет перегрузка и поломка ротора. 
Реакция: сигнал ошибки, частота вращения ротора падает до ну-
ля, момент на роторе падает до нуля. 
Способ устранения: выключить привод ротора, уменьшить за-
данную частоту вращения до нуля, оторвать долото от забоя, вклю-
чить привод ротора, отрегулировать частоту вращения ротора 
14. Включены лебедка и РПДЭ. Одновременное включение 
приводов лебедки и регулятора подачи долота является ошибкой, 
т.к. на обычной буровой установке это невозможно, а конструкция 
Бурового Имитатора это допускает. 
Реакция: сигнал ошибки, прекращение подачи инструмента. Со-
путствующие изменения параметров: при бурении уменьшается на-
грузка на долото с одновременным уменьшением механической 
скорости, при приподъеме от забоя в отсутсвии вращения нагрузка 
на долото и вес на крюке не меняются 
Способ устранения: выключить один из приводов, в зависимо-
сти от того, что должно работать, лебедка или РПДЭ. 
15. Включен РПДЭ, зажат тормоз. Это сообщение означает, что 
включен регулятор подачи долота (РПДЭ) и зажат тормоз. Тормо-
жение барабана лебедки при включенном регуляторе подачи, когда 
74 
задана нагрузка на долото в режиме «Автомат» или скорость пода-
чи в «Ручном» режиме, является ошибкой. 
Реакция: сигнал ошибки, прекращение подачи инструмента, в 
связи с чем падает нагрузка на долото при бурении. 
Способ устранения: снять тормозное усилие или выключить 
привод РПДЭ. 
16. Блокирована емкость 2. Если хотя бы один насос качает 
раствор из емкости 2, раствор из скважины поступает в приемную 
емкость, а задвижка между емкостями закрыта, то приемная ем-
кость наполняется, тогда как из емкости приготовления раствор вы-
качивается. Такое состояние считается ошибкой. 
Реакция: сигнал ошибки, уровень в приемной емкости растет, в 
емкости приготовления падает. 
Способ устранения: открыть задвижку между емкостями. 
17. Блокированы емкости. Если в ситуации, описанной выше, 
закрыта выходная задвижка приемной емкости, то блокируются обе 
емкости. 
Реакция: сигнал ошибки, уровень в приемной емкости растет, в 
емкости 2 падает, но уровень в приемной емкости растет быстрее. 
Способ устранения: установить задвижки в положение, обеспе-
чивающее свободный проход раствора от скважины к насосам. 
18. Не включен дегазатор. Если содержание газа в растворе 
больше нуля, а дегазатор не включен, это считается ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: включить дегазатор. 
19. Открыта задвижка обратной промывки. Если в процессе 
бурения при прямой промывке будет открыта задвижка обратной 
промывки, то это считается ошибкой. 
Реакция: сигнал ошибки, расход в скважину падает до нуля, измене-
ние расхода на выходе падает до нуля, давление на стояке падает до нуля. 
Сопутствующие явления: при бурении забойными двигателями 
произойдет остановка забойного двигателя. 
Способ устранения: закрыть задвижку обратной промывки, при 
бурении забойными двигателями ликвидировать остановку забой-
ного двигателя. 
20. Обрыв бурильных труб (БТ). Превышение веса на крюке 
выше величины прочности бурильных труб вызывает обрыв колон-
ны и является ошибкой. 
75 
Реакция: сигнал ошибки, уменьшение веса на крюке, давления 
на входе, момента ротора. 
Способ устранения: ошибка считается фатальной (необрати-
мой), поэтому устранить ее нельзя. Учебное задание считается не-
выполненным. Требуется перезапуск задачи 
21. Перегруз клиньев. Попытка поднять клинья, когда вес на 
крюке меньше веса колонны, считается ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: опустить клинья, набрать вес на крюке до 
расчетного 
22. Падение свечи. Открытие элеватора со взятой свечей вызы-
вает падение свечи и является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: закрыть элеватор. 
23. Не разгружена талевая система. Попытка раскрутить трубы 
при неразгруженной талевой системе является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: отвести ключ и разгрузить талевую систе-
му (посадить колонну на клинья). 
24. Ключ не на замке. Попытка свинчивания (развинчивания) 
труб, когда замок бурильных труб находится не в зоне ключа, явля-
ется ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: выключить ключ и подвести замок труб в 
зону ключа. 
25. Не поднята ведущая труба. Попытка опустить клинья, когда 
ведущая труба не поднята над столом ротора, является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: поднять клинья и поднять ведущую трубу 
над столом ротора (высота талевого блока должна быть больше 
длины квадрата не более чем на 1 м, на жидкокристаллической мне-
мосхеме должна появится фигурка «Верхового»). 
26. Неправильная остановка элеватора. Попытка закрыть эле-
ватор, когда он не находится на высоте установки ведущей трубы 
или свечи (имитация свечеподачи), является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: открыть элеватор и поднять или опустить 
его на нужную высоту (высота квадрата, одной, двух или трех 
76 
труб). При этом на жидкокристаллической мнемосхеме пульта бу-
рильщика должна появится фигурка «Верхового». 
27. Ошибка включения ротора. Попытка включения ротора, 
когда колонна стоит на клиньях и не взята ведущая труба, является 
ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: выключить ротор. 
28. Переподъем элеватора. В настоящей версии тренажера 
подъем талевого блока на высоту, большую максимальной длины 
свечи, считается ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: опустить талевый блок на высоту менее 
максимальной длины свечи. 
29. Ключ вращается. Вращение ключа при операциях, несвязанных 
со свинчиванием (развинчиванием) инструмента, является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: перевести ключ в нейтральное положение. 
30. Преждевременное открытие элеватора. Открытие элевато-
ра, когда свечеподающее устройство не находится в положении «к 
скважине» или ключ вращается, является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: закрыть элеватор. 
31. Слом клиньев инструментом. Попытка закрыть клинья при 
движущейся вниз колонне является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: поднять клинья или остановить колонну. 
32. Ошибка включения насосов. Включение насоса при не на-
вернутой ведущей трубе считается ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: выключить насосы, навернуть ведущую трубу. 
33. Открыта задвижка линии дросселирования. Открытая за-
движка линии дросселирования при бурении и спуско-подъемных 
операциях (за исключением случая,когда есть нефтегазопроявле-
ние) является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: закрыть линию дросселирования. 
34. Нет раствора в доливной емкости. Отсутствие раствора в 
доливной емкости (уровень раствора равен 0) является ошибкой. 
77 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: в данной версии тренажера эта ситуация 
устраняется только перезапуском задачи 
35. Обрыв талевого каната. Превышение веса на крюке, с уче-
том оснастки талевой системы, над максимальным значением проч-
ности каната приводит к разрыву каната и является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: ошибка считается фатальной. Учебное за-
дание не засчитывается. Требуется перезапуск задачи 
36. СПУ над устьем. Ситуация, когда свечеподающее устройст-
во не было переведено в положение «от скважины» после подачи 
или взятия свечи, является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: перевести свечеподающее устройство в по-
ложение «от скважины». 
37. СПУ подано рано. Несвоевременная подача свечепода-
ющего устройства в положение «к скважине» (до отвинчивания 
свечи от колонны) является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: перевести свечеподающее устройство в по-
ложение «от скважины». 
38. Подача СПУ при движении элеватора (поломка СПУ). 
Попытка движения колонны, когда свечеподающее устройство на-
ходится в положении «к скважине», является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: прекратить движение колонны или пере-
вести свечеподающее устройство в положение «от скважины». 
39. Не подана свеча. Закрытие пустого элеватора, когда не по-
дана свеча является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: открыть элеватор. 
40. Включен привод РПДЭ. Использование РПДЭ при спуско-
подъемных операциях является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: выключить привод РПДЭ. 
41. Открыта задвижка между емкостями. Если в емкостях 
разная плотность раствора и при этом открыта задвижка между ем-
костями, то данная ситуация считается ошибкой. 
78 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: закрыть задвижку между емкостями. 
42. Не взята ведущая труба (квадрат). Данная ситуация возни-
кает в следующих случаях: 
– при попытке включить насосы не навернув ведущую буриль-
ную трубу (квадрат); 
– если вместо ведущей трубы (квадрата) берется простая бу-
рильная труба. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: взять ведущую трубу (квадрат). 
43. Ключ на устье. Данная ситуация возникает в следующих 
случаях: 
– при попытке подвести ключ к скважине во время бурения или 
промывки; 
– при попытке подвести ключ к скважине, когда элеватор без ко-
лонны труб (без свечи); 
– при попытке подвести ключ к скважине, когда элеватор со све-
чой, но низ свечи находится не в зоне ключа; 
– при попытке подвести ключ к скважине, когда колонна труб не 
на клиньях. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: отвести ключ от скважины. 
44. СПУ не на уровне элеватора. Данная ситуация возникает 
при попытке подать СПУ (свече-подающее устройство) к скважине 
когда элеватор находится не на нужном уровне и подать свечу не-
возможно. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: отвести СПУ от скважины. 
45. Падение трубы. Открытие элеватора со взятой трубой вызы-
вает падение трубы и является ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: закрыть элеватор. 
46. Открыта задвижка линии глушения. Открытие линии 
глушения во время процессов бурения или спуско-подъема счита-
ется ошибкой. 
Реакция: выдается сигнал ошибки. 
Способ устранения: закрыть линию глушения. 
  
7. ТАБЛИЦА ПЕРЕВОДОВ ЕДИ
 
НИЦ И ИЗМЕ
79 
РЕНИЙ 
 
80 
ЛИТЕРАТУРА 
 
1. Пустовойтенко, И. П. Предупреждение и методы ликвидации 
аварий и осложнений в бурении: учебное пособие для профтехобра-
зования / И. П. Пустовойтенко. – М.: Недра, 1987. – 237 с. 
2. Инструкция АМТ-231. 
81 
ОГЛАВЛЕНИЕ 
 
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................. 3 
 
1. СОСТАВ ТРЕНАЖЕРА ..................................................................... 4 
1.1. Пульт бурильщика ...................................................................... 4 
1.3. Пост блока дросселирования ..................................................... 9 
1.5. Пульт превенторов ................................................................... 11 
1.6. Пульт дистанционного управления дросселем ...................... 12 
1.7. Пост манифольда ...................................................................... 12 
1.8. Пульт управления цементированием...................................... 14 
1.9. Пост управления цементировочной головкой ....................... 16 
1.10. Пост показывающих приборов.............................................. 17 
 
2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ДЕЙСТВИЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ 
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ ................................................. 18 
2.1. Спуско-подъемные операции .................................................. 18 
2.2. Бурение скважины (роторное и турбинное бурение) ............ 20 
2.3. Цементирование ....................................................................... 23 
 
3. ВОДОНЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ (ГНВП) ................................ 30 
3.1. Причины и признаки ГНВП .................................................... 30 
3.2. Последовательность действий при ГНВП .............................. 32 
3.3. Методы ликвидации выбросов ................................................ 33 
3.3.1. Метод ожидания и утяжеления ....................................... 37 
3.3.2. Метод бурильщика ........................................................... 40 
3.4. Последовательность действий при ликвидации ГНВП ........ 42 
3.4.1. Метод ожидания и утяжеления ....................................... 43 
3.4.2. Метод бурильщика ........................................................... 45 
 
4. РАСПОЗНАВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПОГЛОЩЕНИЙ 
БУРОВОГО РАСТВОРА ..................................................................... 48 
 
5. ПОНЯТИЕ ОБ АВАРИЯХ И ИХ ПРИЧИНАХ ............................. 49 
5.1. Аварии с бурильной колонной ................................................ 50 
5.2. Прихваты ................................................................................... 54 
5.3. Аварии с обсадными колоннами ............................................. 58 
5.4. Аварии вследствие неудачного цементирования .................. 59 
82 
5.5. Аварии с турбобурами ............................................................. 60 
5.6. Аварии с долотами ................................................................... 61 
5.7. Прочие виды аварий ................................................................. 63 
5.8. Ликвидация водонефтегазопроявлений ................................. 67 
 
6. ОШИБКИ УПРАВЛЕНИЯ И ИХ УСТРАНЕНИЕ ........................ 70 
 
7. ТАБЛИЦА ПЕРЕВОДОВ ЕДИНИЦ И ИЗМЕРЕНИЙ .................. 79 
 
ЛИТЕРАТУРА ...................................................................................... 80 
 
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Учебное издание 
 
МАТВЕЕНКО  Денис Сергеевич 
КЛИМОВИЧ  Алексей Валерьевич 
БАБЕЦ  Михаил Анатольевич 
 
ТРЕНАЖЕР-ИМИТАТОР БУРЕНИЯ АМТ-221 
 
Методическое пособие 
по подготовке и тренингу обучаемого персонала 
для студентов специальности 1-51 02 01 «Разработка 
месторождений полезных ископаемых» 
направления 1-51 02 01-04 «Буровые работы» 
 
В 2 частях 
 
Часть  2  
 
МОДЕЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ 
БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ 
 
 
Технический редактор  Д. А. Исаев 
Компьютерная верстка  Д. А. Исаева 
 
Подписано в печать 24.10.2013. Формат 6084 1/16. Бумага офсетная. Ризография. 
Усл. печ. л. 4,82. Уч.-изд. л. 3,77. Тираж 100. Заказ 870. 
Издатель и полиграфическое исполнение: Белорусский национальный технический 
университет. ЛИ № 02330/0494349 от 16.03.2009. Пр. Независимости, 65.  220013, г. Минск.