Бесплатный фрагмент - Методики предупреждения прихватов и осложнений при бурении

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ПРИХВАТЫ. МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПРИХВАТОВ

Причины прихвата бурильной колонны… …… …… …… …… 06

Профилактика прихватов колонны труб……… …… ….. … … 12

Предупреждения прилипания бурильной колонны… ….…. 15

Предупреждение прихватов вызванных заклиниванием колонны труб…..…..…..………..…..…..…..…..…..…..…..…..…..…… ……16

Предупреждение прихватов возникающих в результате нарушения устойчивости стенок скважины………..….. … ….. ……18

Предупреждение прихватов из-за сальникообразования.. 19

Методы ликвидации прихватов……… ………. … …… ……… 20

Зависимость коэффициента трения и свойств корки от смазочных добавок. … …… …… …… …… …… …….…… ………… …… 28

ГЛАВА 2 ОСЛОЖНЕНИЯ В БУРЕНИИ. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ

Классификация осложнений…………………..……………………..38

Предупреждение обвалов и осыпей………………………..…….40

Условие возникновения, обнаружения, предупреждения и ликвидация поглощений……………………………….…………………42

Причины возникновения, предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений……… ………… ………… ………… ……… 53

ГЛАВА 3 АНАЛИЗ СТАТИСТИКИ АВАРИЙ И ОСЛОЖНЕНИЙ

Анализ промысловых данных по авариям и осложнениям по Нефтеюганскому УБР за период с 1 января по 10 сентября 2012, 2013 года…………………………………… ……………………… …62

Виды аварий и причины их возникновения………………….62

Аварии с долотом……………………………………………………… 65

Аварии с забойными двигателями…………………..……..…..…65

Аварии при креплении……………………………………….……..…66

Аварии с обсадными колоннами……………………………..…..67

Предупреждение и ликвидация аварий с обсадными колоннами…… …………………. …………………. …………………. ……….....… 71

Заключение…………………………………………………………………84

ВВЕДЕНИЕ

С каждым годом бурение скважин становится все сложнее, профили с большими интенсивностями, большие глубины, как следствие большие моменты и давления, имеют больше технологических рисков. В связи с этим возникает вопрос как эти риски избежать, а даже если избежать не получается, как их минимизировать для приемлимых значений, т.к. в противном случае любая авария или осложнение несет большие экономические издержки. Данная работа была написана совместно с производственниками, реальная полевая практика, крайне важный аспект нашей работы, без нее никуда. Особую благодарность хотелось бы выразить инженерам ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», которые поделились реальным опытом по ликвидации прихватов и дали исчерпывающие описания методов снижения вероятности их возникновения из реального опыта.

ГЛАВА 1

ПРИХВАТЫ. МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПРИХВАТОВ

В процессе бурения скважины на нефть и газ возникают различного рода аварии. Под аварией в бурении понимают нарушение технологического процесса строительства скважины, вызываемое потерей подвижности колонны труб или ее поломкой с оставлением в скважине элементов колонны труб, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуются специальные работы.

Прихват колонны труб — это самый многочисленный и тяжелый вид аварий. С ростом глубин скважин и давлений как гидростатических, так и пластовых во вскрываемых горизонтах, возросли и увеличились потенциальные опасности при бурении скважин. При бурении глубоких скважин приходится почти 50—60% аварий, связанных с прихватом бурильной колонны.

Одним из наиболее эффективных методов предупреждения прихватов является разработка смазочных добавок, ввод которых в раствор уменьшает трение между стенкой скважины и бурильной колонной. Эффект от этого достигается за счет уменьшения затрат денег и времени на ликвидацию прихватов.

Причины прихвата бурильной колонны.

На возникновение прихватов значительно влияет наличие в раз­резе мощных хемогенных толщ, комплекса переслаивающихся аргиллито-алевролитовых и глини­стых пород, склонных к текуче­сти, растворению, осыпанию и об­валам; наличие зон с аномально высокими пластовыми давления­ми и температурами; тектониче­ская нарушенность, большие углы падения пород и другие факторы геологического характера. Влияние этих факторов особенно ощу­щается при бурении первых сква­жин на площади. С накоплением опыта в проводке скважин их зна­чение утрачивается, но практиче­ски не всегда и не везде. Нередки случаи, когда работы, проведен­ные для предотвращения одной группы прихватов, приводят к возникновению других осложне­ний. Например, переход на буре­ние с растворами меньшей плотно­стью для предупреждения прили­пания колонн привел к возникно­вению осыпей и т. д.

Решающий фактор в возникно­вении прихватов — вид промывоч­ной жидкости. Основное число прихватов происходит в районах, где бурение ведется с применени­ем глинистых растворов. Раство­ры на нефтяной основе исключают почти все виды прихватов, вы­званных перепадом давления, и образованием сальников, а также резко снижают случаи нарушения устойчивости ствола. Переход на бурение с применением воды в ка­честве промывочной жидкости вместо глинистого раствора в со­ответствующих благоприятных условиях Башкирии, Татарии, Вос­точной и Западной Сибири и в дру­гих районах также привел к рез­кому сокращению числа прихва­тов. Однако во многих местах участились случаи нарушения устойчивости стенок скважин и роста прихватов, вызванных обва­лами и осыпями. Введение в воду различных добавок, хорошо раст­воримых в воде и придающих не­обходимые свойства, расширили область применения растворов с малым содержанием глинистых частиц и твердой фазы.

В нашей стране лучшими буро­выми мастерами накоплен значи­тельный опыт бурения скважин без прихватов. Достижения науки и практики, обеспечивающие без­аварийное бурение скважин, отра­жаются в технических и техноло­гических проектах на их строи­тельство. Однако при бурении скважин допускаются отступле­ния от проектов, а технико-техно­логические упущения при их со­ставлении могут быть причинами прихватов.

Прихваты бурильной колонны подразделяют на следующие группы:

1) Прилипание бурильной ко­лонны к стенке скважины. Этот вид прихвата происходит под действием перепада давления, в результате которого избыточное давление прижимает бурильную колонну к стенке скважины. При наличии на стенке глинистой кор­ки трубы вдавливаются в нее. Тру­бы прилипают на участке залега­ния проницаемых пород и тогда, когда возникающие в стволе сква­жины силы трения превышают действующие на бурильную колонну нормальные силы и тем са­мым исключают перемещение ко­лонны в любую сторону.

Признаками прилипания в на­чальной стадии его возникновения служат увеличение крутящего мо­мента бурильной колонны и силы сопротивления ее осевым переме­щениям, поэтому указанные пара­метры необходимо регистриро­вать и постоянно наблюдать за их изменениями. Прилипание отлича­ется от других групп прихватов неизменяющимся характером цир­куляции бурового раствора и от­сутствием признаков перемеще­ния и вращения прихваченной ча­сти колонны. Прилипает, как пра­вило, бурильная колонна, находя­щаяся в неподвижном состоянии.

На степень прилипания влияют: время нахождения бурильной ко­лонны в скважине без движения; перепад между пластовым и гид­ростатическим давлением; состоя­ние глинистой корки (толщина, прочность и т.д.); площадь сопри­косновения бурильной колонны со стенкой скважины; проницае­мость пород; сила трения между элементами бурильной колонны и стенкой скважины; температура в зоне прихвата.

К прилипаниям бурильной ко­лонны под действием перепада давления приводит бурение на бу­ровом растворе, параметры кото­рого не отвечают требованиям проекта (завышена вязкость, плотность, фильтрация, малое со­держание противоприхватных до­бавок — нефти, ПАВ и т.д.). Остав­ление без движения бурильной ко­лонны против проницаемых пла­стов, например для устранения не­исправности воздухопроводов, ре­монта лебедки, сшивки цепной передачи или ликвидации неисправ­ностей другого оборудования, как правило, приводило к прихвату. Особенно быстро прихваты проис­ходят при оставлении колонны труб против только что вскрытых проницаемых горизонтов.

2) Заклинивание колонны труб. Эта группа прихватов является преобладающей особенно в сужен­ной части ствола, в зонах желобных выработок, а также при за­клинивании посторонними пред­метами и шламом.

Заклинивания долот и элемен­тов бурильной колонны в сужен­ной части ствола скважины наибо­лее распространены в призабойной зоне. В основ­ном аварии этой группы приуро­чены к зонам сужения в твердых породах и к нерасширенным участ­кам ствола, которые бурились очень быстро. При разборе причин таких аварий выясняется, что пе­ред началом бурения не учитывал­ся характер сработки и условия работы предыдущего долота. Час­то заклинивания случаются при спуске без проработки ствола ал­мазного, лопастного или четырехшарошечного долота после трехшарошечного. Нередки случаи за­клинивания бурильной колонны при увеличении жесткости ее низа. При разбуривании хемогенных толщ очень часто бурильная ко­лонна оказывается прихваченной в результате сужения ствола сква­жины, вызванного текучестью ка­менных солей. Наличие гипсовых пропластков в разрезе некоторых месторождений также может вы­звать прихват.

Заклинивания широко распро­странены при расширении стволов скважин, где, как правило, трудно поддержать необходимый режим, особенно на больших глубинах. Неправильные действия буриль­щика порой усложняют заклини­вание. В основном заклиненная при спуске колонна останавлива­ется так, что муфта верхней трубы выступает над ротором на не­сколько метров. В таких случаях колонну поднимают до следую­щей муфты, отвинчивают и при­соединяют ведущую трубу для по­следующей промывки и проработ­ки интервала остановки колонны. Однако подъем бурильной колон­ны до муфты часто приводит к не­полному извлечению колонны из зоны сужения. При движении в зо­не сужения колонна останавлива­ется не в начале участка ее, а обыч­но далеко зайдя в него, иногда до 30 м, поэтому приподъем колон­ны на 3—8 м до муфты недостато­чен для того, чтобы вывести ее из зоны сужения. Восстановление циркуляции при этом ведет к уплотнению осыпавшихся пород вокруг колонны и к усложнению аварии. Поэтому при заклинива­нии целесообразно бурильную ко­лонну поднимать не менее чем на свечу и начинать проработку на 12—15 м выше места посадки.

Следует отметить, что бурение с эксцентричными переводниками, или с шламометаллоуловителями значительно снижает число закли­ниваний колонн.

В последние годы растет число заклиниваний в желобных выра­ботках ствола, развитие которых во времени не контролировалось.

Заклиниванию в желобах способ­ствует бурение скважин буриль­ными колоннами с недостаточной жесткостью низа, что, в свою оче­редь, приводит к интенсивному набору кривизны и изменениям азимута. Желоба вырабатываются при движении бурильной колонны по стенке скважины, где откры­тый ствол, как правило, не менее 500—700 м. На увеличение желоба влияют способ бурения, масса бу­рильной колонны, кривизна сква­жины, число спускоподъемов бу­рильной колонны и крепость по­род. Ширина желоба обычно равна диаметру замка. В равных услови­ях при роторном бурении образу­ется более глубокий желоб, чем при турбинном. К росту желоба приводит увеличение массы бу­рильной колонны, число спуско­подъемов, меньшая твердость по­род в месте образования желоба.

Заклинивание бурильных ко­лонн шламом происходит при бу­рении с низкой скоростью восхо­дящего потока промывочной жидкости. При этом осыпающиеся и разбуренные частицы пород осе­дают вокруг бурильной колонны и заклинивают ее.

Причинами нарушения режима промывки скважины нередко яв­ляются негерметичность резьбо­вых соединений; наличие трещин в трубах; плохая работа буровых насосов. Возникновению аварии также способствует эксплуатация бурильных труб без их опрессовки.

При спуске бурильных труб с большой скоростью в искривлен­ном интервале, а также в перемя­тых породах или в зонах сужения ствола замками и трубами сбиваются куски породы, которые, па­дая, заклинивают трубы. Эти за­клинивания происходят в период спускоподъемных операций, ког­да кольцевое пространство сква­жины не перекрыто приспособле­нием для предупреждения попада­ния в нее посторонних предметов.

3) Прихват бурильной колонны обвалившимися неустойчивыми породами. Ствол скважины теряет устой­чивость в результате изменения напряженного состояния пород, которое может зависеть от геоло­гических факторов и технологии проводки скважины.

Геологическими факторами, способствующими обвалообразованию, являются большие углы падения пластов, трещиноватость и перемятость пород, литологиче­ский состав, структура и механи­ческие 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 фильтрата. Первое характерно для пластичных гидрофильных глин, а второе — для метаморфизованных малогидрофильных глин.

Технологические факторы, спо­собствующие обвалам — низкое гидростатическое давление на вскрываемые пласты ввиду малой плотности промывочной жидкости или водо-, нефте- и газопроявле­ний; низкое качество промывоч­ной жидкости, особенно наличие большой фильтрации; резкие ко­лебания давления промывочной жидкости в стволе скважины; большое время воздействия про­мывочной жидкости на породы, склонные к обвалам.

4) Прихват бурильной колонны сальником. В местах перехода от большого диаметра находящихся в скважи­не элементов бурильной колонны к меньшему изменяются скорости потока промывочной жидкости над долотом, турбобуром, УБТ и замками, а также в зоне каверн и в местах увеличенных диаметров скважин. Если скважина обсажена промежуточной колонной, состоя­щей из труб разного диаметра, то в зонах перехода с меньшего диа­метра на больший скорость движе­ния промывочной жидкости сни­жается.

Вследствие уменьшения скоро­сти промывочной жидкости в ме­сте перехода концентрируются ча­стицы шлама, которые при благо­приятных условиях (наличие лип­кой глинистой корки, промывоч­ной 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 ре­зультате сдирания глинистой кор­ки со стенок скважины элемента­ми бурильной колонны. Корка превращается в полутвердую мас­су, которая, двигаясь по стволу, задерживается на забое или на участках резкого сужения скважи­ны, где через нее проходят долото и бурильная колонна под действи­ем собственного веса. Образовав­шийся плотный сальник при вос­становлении циркуляции начинает выталкиваться до препятствия (сужение ствола, увеличение диа­метра элементов бурильной ко­лонны), где он останавливается, уплотняется перепадом давления и прихватывает колонну иногда с прекращением циркуляции.

Признаками образования саль­ников служат: появление затяжек во время спускоподъемных опера­ций бурильной колонны, возраста­ние давления циркулирующей про­мывочной жидкости, уменьшение механической скорости проходки даже при несработанном долоте, постоянство показаний ампермет­ра при вращении бурильной ко­лонны во время электробурения.

Профилактика прихватов колонны труб.

Общие технологические мероприя­тия по предупреждению прихватов. Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться тре­бований Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при буре­нии скважин. При этом должны соблюдаться следующие основные требования.

1) Правильно выбирать вид про­мывочной жидкости для данной площади с учетом новейших до­стижений в этой области. Необхо­димо по возможности переходить на промывочные жидкости с ма­лым содержанием глинистых фракций и твердых частиц, обра­ботанные химическими реагента­ми и поверхностно-активными ве­ществами, которые создают усло­вия для предупреждения прихва­тов и лучшие возможности для ка­чественного вскрытия продуктивных пластов. Промывочная жидкость должна способствовать уплотнению фильтратов в пласте, а не создавать корки на стенках скважины. Этому соответствуют коллоидные растворы с мини­мальной твердой фазой.

2) Плотность бурового раствора должна исключать превышение из­быточного давления на пласт не более чем это установлено норма­ми, для чего геологическая служ­ба должна прогнозировать пласто­вые давления с наибольшей точ­ностью.

3) Параметры бурового раство­ра надо поддерживать в строгом соответствии с геолого-техниче­ским нарядом.

4) Нельзя допускать отклоне­ний от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см3 при фактической плотности ее до 1,45 г/см3 и более чем на ± 0,03 г/см3 для растворов более высокой плотности.

5) Для повышения противо-прихватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промы­вочной жидкости определенное со­держание смазочных веществ. Определять количество смазываю­щих веществ в буровом растворе следует по коэффициенту трения корки (КТК), величина которого не должна превышать 0,3.

6) В утяжеленные буровые растворы следует вводить неионогенные ПАВ типа дисолван, превоцелл. Для исключе­ния гидрофобизации и предупреж­дения осаждения частиц утяжели­теля надо добавлять гидролизирующие реагенты (УЩР, гипан, КМЦ). Ввод в утяжеленные буро­вые растворы таких ПАВ, как СМАД, сульфонол, особенно в со­четании с нефтью, не рекомендует­ся, так как это вызывает их гидрофобизацию.

7) При бурении скважин глуби­ной более 3000 м необходимо сле­дить за температурой выходящей промывочной жидкости, замерять ее через 30 мин циркуляции. В случае падения температуры надо немедленно приподнять буриль­ную колонну на 13—15 м и произвести два-три замера через 10—15 мин. Если снижение температу­ры подтвердится, то бурильную колонну нужно поднять и опрессовать.

8) Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости, по возмож­ности устанавливать автоматиче­ские сигнализаторы ее прекраще­нии, а также не допускать резких колебаний гидравлического давле­ния при спускоподъемных опера­циях.

9) Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскры­тых неустойчивых пластах, в про­дуктивных горизонтах, сильнопо­ристых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.

В случае вынужденного остав­ления бурильной колонны в от­крытом стволе скважины буриль­щику запрещается оставлять тор­моз лебедки и вменяется в обя­занность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоян­ной промывки забоя по возмож­ности с вращением колонны рото­ром или ключами.

10) При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2—5 мин расхаживать и проворачи­вать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение непо­ладок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в обсадную.

11) Следует осторожно спус­кать в скважину колонну с доло­тами, имеющими форму, отлич­ную от предыдущей — четырехшарошечное долото после трехшарошечного, 178-мм УБТ после 146-мм, ВЗД с 235-мм корпу­сом, после работы с 215-мм и т. д.

12) При возникновении поса­док надо приостановить спуск ко­лонны, поднять ее на длину 15—20 м, проработать опасный интер­вал и только тогда продолжить спуск колонны.

13) Интервал затяжек, уступов, желобов обвалов необходимо за­фиксировать в буровом журнале.

14) Надо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

15) После длительных переры­вов в бурении ствол скважины следует проработать.

16) Бурильные колонны необ­ходимо опрессовывать в сроки, установленные проектом или ру­ководством предприятия.

17) Исключить ступенчатую про­водку скважин.

18) При бурении следует де­лать контрольный приподъем бу­рильной колонны на 10—15 м че­рез 45 мин бурения при отсутст­вии затяжек и не реже чем через 15—17 мин бурения при их нали­чии. В последнем случае перед на­ращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.

Предупреждения прилипания бурильной колонны

Применяемые буровые растворы должны иметь низкую водоотдачу с целью уменьшения толщины глинистой корки. Прилипание исклю­чается при использовании буро­вых растворов на углеводородной основе.

Компоновка низа бурильной колонны должна включать узлы, снижающие площадь их наружной поверхности, входящую в контакт со стенкой скважины. Таковыми являются противоприхватные опоры УБТ — квадрат­ные, шестигранные, трехгранные и со спиральными канавками.

Противоприхватные опоры ре­комендуется размещать не только в нижней части колонны, между свечами УБТ и над ними, но и на участках колонны, находящихся в прихватоопасных местах, напри­мер, напротив проницаемых пород.

В качестве противоприхватных опор используют стабилизаторы и центраторы, диаметр которых на 5—10 мм меньше диаметра долота.

Нельзя допускать зависания ко­лонны труб в стволе скважины. После очередного страгивания ин­дикатор веса должен показывать полный вес колонны. Не следует также оставлять бурильную ко­лонну без движения в открытом стволе скважины.

Промывку скважины перед подъемом после бурения, а также утяжеление промывочной жидко­сти необходимо проводить с расхаживанием бурильной колонны в пределах длины ведущей трубы, когда долото находится на рас­стоянии не менее чем 15 м от забоя.

Перед входом в прихватоопасную зону бурильную колонну в обсадной колонне останавливают и проверяют роторную цепь, воз­духопроводы, лебедку и насосы.

Элементы низа бурильной колонны не должны иметь свароч­ных поясков и острых кромок, приводящих к разрушению глини­стой корки на стенках скважины.

При бурении в продуктивном горизонте нельзя оставлять бу­рильную колонну без движения даже на короткое время; разбури­вать этот горизонт лучше ротор­ным способом.

В случае применения забойного двигателя необходимо обязатель­но вращать бурильную колонну.

Буровой раствор должен очи­щаться механизмами от твердой фазы качественно.

Механическая скорость проход­ки при бурении стволов диамет­ром 295 мм и более должна регу­лироваться с изменением плотно­сти бурового раствора. При увели­чении плотности за счет насыще­ния раствора шламом механиче­скую скорость необходимо сни­зить.

Для ускорения ликвидации воз­никшей аварии и предупреждения осложнения в интервалах, склон­ных к прихватам, рекомендуется включать в компоновку буриль­ной колонны ясс.

Предупреждение прихватов, вызванных заклиниванием колонны труб.

Заклинивание колонны труб при бурении глубоких скважин возни­кает чаще, чем прихваты под действием перепада давления. По­этому необходимо особое внима­ние уделять выполнению следую­щих работ, предупреждающих ава­рии этой группы.

Правильный выбор компонов­ки низа бурильной колонны — за­лог успеха работы без заклинива­ния бурильной колонны. Она должна обеспечивать бурение скважины на оптимальных режи­мах; не создавать больших гид­равлических сопротивлений; ис­ключать искривление ствола, ко­торое, как правило, является глав­ной причиной образования жело­бов; не допускать потерю диамет­ра ствола скважины и скопления на забое шлама и мелких металли­ческих предметов.

При бурении скважин долотами диаметром 394 мм и более во всех возможных случаях необходимо применять роторно-турбинные бу­ры (РТБ). Особенно важно их ис­пользовать при бурении в слож­ных геологических условиях, где при обычных способах бурения наблюдается интенсивное искрив­ление скважин, а также при про­водке глубоких скважин (более 4000 м) долотами диаметром 394 мм. Расширение ствола сква­жин РТБ категорически запреща­ется, так как это приведет к обя­зательному самопроизвольному забуриванию нового ствола.

При бурении скважины необхо­димо обязательно регистрировать в буровом журнале и доводить до сведения мастера и новой смены участки сужения ствола и интерва­лы затяжек бурильной колонны.

Если при подъеме бурильной колонны 2 раза подряд произо­шли затяжки, причем интенсив­ность их возрастала по сравнению с предыдущим подъемом, то это указывает на образование желоба. Необходимо произвести профилеметрию в необсаженном интервале ствола с целью определения интер­валов образования желобов и мест сужения и принять меры к недопущению заклинивания бу­рильной колонны.

Заклинивание бурильных и об­садных колонн при спускоподъемных операциях посторонними предметами, падающими через устье, предупреждается установ­кой на устье скважины полуавто­матического устройства для предупреждения попадания посто­ронних предметов в скважину или резинового круга под ротором.

Для исключения заклинивания компоновки низа бурильной ко­лонны металлом, накопившимся у забоя, надо включать в компонов­ку металлоуловители или спу­скать периодически магнитный ло­витель или забойный фрезер со шламоуловителем. Разовую очист­ку забоя производить не реже чем через 300 м проходки в породах средней твердости и через 100 м в твердых породах, а также после разбуривания элементов оснастки соединений секций обсадных ко­лонн и компоновки низа спущен­ных обсадных колонн.

Предупреждение прихватов, возникающих в результате нарушения устойчивости стенок скважины.

Для предупреждения прихватов в интервалах, где породы неустойчивы (камен­ная соль, бишофиты, глины, аргиллиты), выпучи­ваясь и осыпаясь прихватывают находящуюся в скважине колонну труб, необходимо осуществлять следующие работы.

Создать условия для бурения неустойчивых интервалов с макси­мально возможными скоростями, не допуская остановок из-за от­сутствия труб, материалов и т. д.

Применяемый буровой раствор должен поддерживать ствол в хо­рошем состоянии, исключать за­тяжки, посадки, прихваты и обра­зование больших каверн. Коэффи­циент трения глинистой корки (КТК) для предупреждения осы­пей должен быть не более 0,15.

Идеальный вид раствора при бурении в неустойчивых поро­дах — безводные растворы на уг­леводородной основе. Для предупреждения обвалов и образования каверн при бурении бишофитов лучшими являются известково-битумные растворы.

Почти исключает осыпи и обра­зование каверн при бурении глин, аргиллитов и засолоненных глин, применение хлоркалиевых буро­вых растворов.

Для предупреждения вибраци­онного воздействия колонны бу­рильных труб на стенки скважины в компоновку ее низа рекоменду­ется включать наддолотные амор­тизаторы.

При непрекращающихся явле­ниях сужения ствола выпучивае­мыми породами необходимо утя­желить буровой раствор на 10—15% по сравнению с требуемым ГТН или пересмотреть соответст­вие типа промывочной жидкости геолого-техническим условиям бурения.

При турбинном способе буре­ния в случае появления признаков обвала пород перейти на роторный способ.

Спускать бурильные трубы сле­дует с промежуточными промыв­ками для снижения давления при продавке бурового раствора, осо­бенно при больших значениях СНС.

Следует предусматривать пе­риодическую промывку ствола скважины порциями вязкого бу­рового раствора.

Предупреждение прихватов из-за образования сальников.

Вязкость, СНС и коэффициент трения корки (КТК) промывоч­ной жидкости должны быть мини­мальными. В случае подозрения в промывке трубы бурильную ко­лонну надо немедленно поднять.

В породах, склонных к сальникообразованию, рекомендуется применять равнопроходную кон­струкцию низа бурильной колон­ны, обеспечивающую высокую скорость восходящего потока. Следует исключить ступенчатые диаметры при проводке необсаженного ствола скважины.

В скважину, пробуренную ро­торным способом и с использова­нием долот режущего типа, запре­щается спускать турбобур без предварительной проработки ство­ла шарошечным долотом ротор­ным способом.

Нельзя допускать зашламления приемных емкостей выше нижне­го уровня приемных труб насосов.

При повышении давления на выкидной линии насосов прекра­тить бурение и привести в нор­мальное состояние ствол скважи­ны интенсивной промывкой с расхаживанием и вращением колон­ны труб ротором с частотой не ме­нее 80 об/мин, не допуская натя­жения колонны сверху собствен­ного веса.

Методы ликвидации прихватов.

Ликвидация прихвата методом снижения уровня бурового раствора в скважине.

При возникновении прихвата под действием перепада давления эф­фективным средством его ликви­дации является снижение этого пе­репада до значения меньшего, чем оно было до прихвата, путем по­нижения уровня бурового раство­ра в затрубном пространстве до безопасных значений и приведения давления столба жидкости внутри труб к величине его в затрубном пространстве.

Достоинство этого метода — возможная быстрота его осущест­вления, исключение потребности в специальных жидкостях; в откры­том стволе скважины находится тот же раствор, с которым бури­лась скважина. До применения этого метода особо обращается внимание на состояние открытого ствола скважины. В частности, на наличие в открытом стволе, над зоной прихвата, продуктивных го­ризонтов, их пластового давления, а также давления в зоне прихвата.

Для осуществления этого мето­да необходимы тщательная подго­товка и проведение соответствую­щих расчетов, а именно: исключить возможность нефтегазопроявления, для чего определя­ется пластовое давление, с тем чтобы выявить, до каких преде­лов можно понижать уровень в затрубном пространстве. На экс­плуатационных площадях и пло­щадях, где бурение ведется давно, как правило, пластовое давление известно. Труднее его определить для разведочных скважин, единич­ных на данной площади. Поэтому, если пластовое давление неизвест­но, его значение определяют при­ближенно путем умножения нор­мального градиента давления 11,5 кПа/м на глубину залегания зоны прихвата. Разность между полученным пластовым давлени­ем до места прихвата позволяет найти перепад давления, а следо­вательно, и снижение давления до значения — при котором прои­зойдет освобождение прихвачен­ных труб.

Рассчитать, на сколько (в мак­симально безопасных пределах) следует на первом этапе работы уменьшить давление столба буро­вого раствора. Окончательно гид­ростатическое давление в скважи­не должно превышать пластовое на 10—15% для скважин до 1200 м; на 5—10% для скважин глубиной до 2500 м; на 4—7% для скважин глубиной более 2500 м.

Однако если пластовое давление определялось приближенно, то по­нижать давление необходимо по­этапно. Сначала понизить на 1/3 от разности указанных давлений, за­тем на 2/3 и потом лишь до допу­стимого перепада для скважин, бурящихся на соответствующую глубину.

Промыть скважину с одновре­менным доведением параметров бурового раствора до значений, требуемых проектом на строи­тельство скважины.

Ликвидация прихвата снижени­ем уровня бурового раствора в затрубном пространстве осуществ­ляется по следующей технологии:

— промыть скважину до выравни­вания параметров бурового раст­вора и привести параметры в соот­ветствие с требованиями проекта;

— произвести обвязку циркуля­ционной системы с учетом закачи­вания воды в бурильную колонну при помощи цементировочных аг­регатов и контролируемого объе­ма отбора ее из скважины путем пропуска через задвижку;

— закачать расчетный объем воды в бурильную колонну и зафикси­ровать давление в конце закачки;

— осуществить натяжение буриль­ной колонны до максимально без­опасной нагрузки;

— отобрать из бурильной колон­ны через задвижку объем воды, необходимый для снижения уровня в затрубном пространстве до расчетной величины. Скорость от­бора при этом должна быть мини­мальной.

При понижении уровня в за­трубном пространстве по расчету через каждые 100 м отбор воды приостанавливается, уточняется местонахождение уровня в затруб­ном пространстве по количеству отобранной воды и фиксируется давление внутри бурильных труб. По полученным данным необходи­мо оценить возможность нефтегазопроявлений из пластов. При их отсутствии давление в бурильных трубах падает. Если же начинают проявлять продуктивные пласты, то давление внутри бурильных труб будет оставаться прежним или даже увеличиваться при после­дующем отборе воды из буриль­ных труб. В этом случае отбор во­ды из внутренней части бурильной колонны прекращается и прини­маются меры по предотвращению нефтегазопроявлений.

После понижения уровня в затрубном пространстве до расчет­ной величины бурильную колонну расхаживают.

При освобождении бурильной колонны ее расхаживают, удаляют воду, скважину промывают, а за­тем бурильную колонну подни­мают.

Если бурильную колонну не удалось освободить, то следует за­качать буровой раствор в затрубное пространство с постепенным вытеснением воды из бурильной колонны.

После вытеснения воды сква­жину промывают, непрерывно контролируя параметры бурового раствора с целью выявления веро­ятности поступления нефти и газа в скважину.

Необходимо рассмотреть воз­можность дальнейшего снижения гидростатического давления стол­ба бурового раствора и повторе­ния операций, описанных выше.

Ликвидация прихватов с помощью жидкостных ванн.

ликвидации прихва­та — установка ванн, благодаря которой извлекается вся буриль­ная колонна. Непременное усло­вие для осуществления этого метода — сохранение циркуляции бу­рового раствора. В зависимости от причины прихвата применяют неф­тяную, водяную или кислотную ванну. Для ликвидации прихватов колонн из алюминиевых труб ван­ны из плавиковой кислоты и из смеси плавиковой и соляной кис­лот использовать запрещается. Для ликвидации прихватов этих труб в карбонатных породах реко­мендуется применять ванны из 15—20%-ного раствора сульфаминовой кислоты.

Перед установкой ванны (лю­бой) определяют гидростатичекое давление на продуктивные пласты. Если это давление не пре­вышает пластовое давление более чем на 15%, то необходимо утяже­лить буровой раствор. Кроме то­го, следует принимать во внима­ние допустимые нагрузки на сня­тие спущенных промежуточных колонн с учетом их износа.

При выборе технологии уста­новки ванны надо иметь в виду следующее.

1) Плотность жидкости для ван­ны желательно иметь равной или немного больше (для ликвидации прихвата в призабойной зоне) плотности бурового раствора. При использовании в качестве жидко­сти для ванны известково-битумных или других растворов на угле­водородной основе их необходи­мо обработать таким образом, чтобы исключить выпадение утя­желителя и образование пробок внутри труб и в кольцевом про­странстве.

2) Плотность, вязкость и СНС бурового раствора, находящегося в скважине, должны быть мини­мальными.

3) Объем жидкости для ванны должен быть равен объему сква­жины от долота до верхней грани­цы прихвата плюс 50%. Сле­дует подчеркнуть, что там, где жидкость ванны заполняла весь открытый ствол, установка ванны давала лучшие результаты. При возможности жидкость ванны должна перекрывать все пласты с проницаемыми породами. Амери­канские исследователи показали, что минимальный объем жидкости для ванны должен быть не менее 24 м3, даже если по расчету его требуется меньше.

Перед установкой ванны обяза­тельно проверяются: противоприхватное оборудование, насосы, циркуляционная система, оборудование и буровая вышка, количество и качество запасного бурового раствора, наличие и ис­правность предохранительных клапанов и манометров, заливоч­ная головка с трехходовыми кра­нами высокого давления и двумя отводами к нагнетательной линии от цементировочных агрегатов. Обратный клапан опрессовывается на полуторакратное давление, возникающее к моменту начала выхода жидкости ванны из труб в затрубное пространство. Проверя­ются площадки под вышечными и дизельными блоками с целью ис­ключения возможного загорания, а также наличие и состояние про­тивопожарных средств.

Технология установки ванны предусматривает следующее. Подвешивание бурильной колон­ны на талевой системе, установку на верхней трубе обратного клапа­на или шарового крана и заливочной головки для подсоединения к цементировочным агрегатам: вос­становление циркуляции бурового раствора и закачку его в объеме 2—3 м3, закачку (если предусмот­рено планом) расчетных объемов буферной жидкости, жидкости ванны, второго объема буферной жидкости и продавочной жидко­сти.

В процессе продавки при пре­вышении давления против расчет­ного скорость закачки промывоч­ной жидкости необходимо умень­шить, не допуская превышения внутреннего давления для данного размера труб.

Жидкость для ванны подается в зону прихвата не вся сразу: по­следние 3—5 м3 жидкости, находя­щейся в трубах, закачиваются пор­циями по 1 м3 через 1 ч стояния под ванной.

Нагрузка на крюке в момент закачивания и нахождения буриль­ной колонны под ванной должна быть равной нагрузке до прихвата. Резкие изменения (нагрузки и разгрузки) в пределах норм до­пускаются только при расхаживании.

По окончании закачки расчет­ного объема продавочной жидко­сти краны на заливочной головке закрываются.

Время нахождения колонны под ванной не должно превышать 24 ч. Действие ванны продолжает­ся в среднем 12 ч.

Перед расхаживанием буриль­ной колонны уточняются проч­ностные возможности составляю­щих ее элементов. Максимально допустимые растягивающие на­грузки не должны превышать 80% предела текучести для соот­ветствующего класса труб.

При наличии каверн над верх­ней границей прихвата бурильную колонну расхаживать не рекомен­дуется с целью исключения полом­ки труб в этой зоне. В таких слу­чаях проводится максимально до­пустимое натяжение колонны и плавная разгрузка на 200—300 кН. При безрезультатности расхаживания снижается натяжка до веса ко­лонны перед прихватом, закачива­ется 0,5—1 м3 продавочной жидко­сти и колонна оставляется на 1 ч до очередного расхаживания. При расхаживании делаются 2—3 по­пытки провернуть колонну труб.

Если ванна не дала положитель­ного результата, то ее повторяют или переходят на другие способы ликвидации прихвата. При осво­бождении колонну осторожно рас­хаживают с интенсивной промыв­кой, удаляют жидкость ванны и поднимают колонну.

Другие методы ликвидации.

а) Гидроимпульсный способ ликвидации прихвата.

Гидроимпульсный способ предна­значен для ликвидации следую­щих групп прихватов колонн труб, находящихся в скважине: прилипания колонн под действием перепада давления; прихвата бу­рильной колонны сальником; заклинивания колонны труб в желобных выработках и посторонни­ми предметами.

Способ основан на возбужде­нии волны разгрузки путем резко­го снятия предварительно создан­ных напряжений в материале ко­лонны труб и напряжения сжатия жидкости, заполняющей полость труб.

При нагнетании жидкости через наголовник в трубах создаются растягивающие нагрузка и напря­жение. Во время уменьшения дав­ления колонна сжимается, а буро­вой раствор с большой скоростью перемещается из затрубного про­странства в трубы и размывает фильтрационную корку или саль­ник. Давление в зоне прихвата при этом снижается и вследствие паде­ния уровня жидкости в затрубном пространстве колонна труб осво­бождается от прихвата.

б) Ликвидация прихвата бурильной колонны торпедами из детонирующего шнура

Ликвидация прихвата бурильной колонны торпедами из детонирую­щего шнура основана на принципе «встряхивания» труб взрывом. При взрыве торпеды напротив зо­ны прихвата ударная волна спо­собствует отрыву труб от стенки скважины или от сальника и т. д. Метод «встряхивания» широко и эффективно применяют во мно­гих районах страны. Он дает поло­жительные результаты при исполь­зовании сразу же после возникно­вения прихвата и перед установ­кой ванн. Пока ведутся подгото­вительные работы для установки ванны можно попытаться ликви­дировать прихват методом «встряхивания» с помощью торпеды. Ис­пользование этого метода после ванн и других длительных работ не дает ощутимого результата. Торпеды рекомендуется использо­вать при давлении в месте взрыва до 150 МПа и температуре до 250 °С.

в) Ликвидация прихвата с помощью ударных механизмов (ГУМ, ВУК, УПП и т.д.)

Ударные механизмы (яссы) широ­ко применяются при ликвидации прихватов, вызванных заклинива­нием, прилипаниями на большую высоту, а также обвалами. При ра­боте с использованием ясса разру­шается в зоне заклинивания связь между прихваченной частью ко­лонны и стволом скважины. Наи­более широко применяют такие механизмы, как механический ударный (ГУМ) и вибрационный (ВУК) механизмы.

Для ускорения ликвидации воз­никшего прихвата в начальной его стадии целесообразно устанавли­вать механические ударные устройства (яссы) в компоновку бурильной колонны, чтобы сразу же при обнаружении прихвата включить механизм в работу, осо­бенно это важно при бурении в осложненных условиях.