Прихваты бурильной колонны, предупреждение и ликвидация

- наличие кусков породы  и глинистой корки в желобах  и на виброситах.

1.1.5. Прихваты испытателей пластов.

Данный вид прихватов включает прихваты следующих узлов испытателей пластов:

- прихват бурильных труб  выше пакера под действием  перепада давления вследствие  продолжительного оставления труб  без движения;

- прихват пакера, не освободившегося  при помощи ясса;

- прихват фильтра вследствие "заиливания" при интенсивном  притоке пластовых флюидов с  частицами слабо сцементированных  пород или из-за обвала пород  при создании высоких депрессий  на пласты.

1.1.6. Систематизация разновидностей прихватов, приведенная выше, не означает, что причиной той или иной аварии может быть только какой-то один из факторов. Как правило, возникновению прихвата может способствовать какой-то один фактор, называемый нами определяющим. В процессе развития прихвата может проявиться действие и других факторов. Например, возник прихват низа бурильной колонны под действием перепада давлений, но из-за ухудшения промывки произошло осаждение частиц шлама с увеличением силы прихвата. Для выбора способа ликвидации прихвата необходимо изучить все обстоятельства, при которых возникла аварийная ситуация.

1.2. Прихваты обсадных колонн

Аварии с обсадными трубами занимают значительное место в практике бурения. Наибольшие затраты времени на ликвидациюихвызывают прихваты обсадных колонн. Особенно часто прихваты возникают при бурении на разведочных площадях, месторождениях, в разрезе которых имеются породы, склонные к набуханию, сужению ствола и обвалам. Строительство опорных, параметрических, структурно-поисковых, разведочных скважин на новых площадях ведется при весьма малой информации о горно-геологических условиях бурения. Поэтому конструкции скважин часто нерациональны, буровые растворы не по всем параметрам соответствуют условиям бурения. Вследствие этого породы набухают и обваливаются в процессе углубления скважины.

Основные факторы, способствующие возникновению прихвата обсадных колонн, носят организационно-технический характер:

- нечеткий план работ  по спуску колонны, не полностью  учитывающий результаты заключительных  геофизических исследований и  записей в буровом журнале  о затяжках и посадках, в т.ч. интервалах сужений ствола, уступах, объеме скважины;

- неудовлетворительная подготовка  ствола перед спуском колонны, в т.ч. проработка, промывка и калибровка;

- длительные остановки  при спуске, вызванные поломками  и неисправностями буровой вышки  и ее элементов, оборудования  и инструментов для спуско-подъемных  операций, контрольно-измерительных  приборов;

- отказ от предусмотренных  планом промежуточных промывок;

- несовершенная технология  бурения ствола под спускаемую  обсадную колонну, включая использование  бурового раствора низкого качества, малое содержание смазывающих  добавок, несоблюдение параметров  режима бурения в часто чередующихся  по твердости породах, что приводит  нередко к резким перегибам  ствола скважины.

Помеханизму возникновения прихваты обсадных колонн аналогичны прихватам бурильных колонн, описанным в разделе 2.1.

2. Методы предупреждения прихватов колонны труб.

2.1. Общие технологические меры предупреждения прихватов

В процессе проводки скважины основное внимание уделяется контролю за технологическими свойствами бурового раствора и показателями режима промывки ствола скважины.

2.1.1. Параметры бурового раствора должны соответствовать геолого-техническому наряду (ГТН). Отклонения фактической плотности раствора отпроектной не должны быть более  ± 20 кг/м3- при плотности в целом до 1450 кг/м3 и более чем ± 30 кг/м3 для растворов с большей плотностью.

2.1.2. Для контроля режима промывки на выходе буровых насосов устанавливаются манометры, регистрирующие изменение давления в нагнетательной линии. При снижении давления, в случае нормальной работы насосов, бурильную колонну необходимо поднять, установить место промоин и заменить поврежденные элементы колонны. Плановые профилактические опрессовки труб при давлении 20 МПа, а также дефектоскопия их проводятся в соответствии с профилактической картой по безаварийному ведению работ.

2.1.3. С целью контроля показателей свойств раствора буровая должна быть оснащена комплексом приборов и устройств КЛР-1 и снабжена набором химических реагентов, указанных в карте по интервальной обработке бурового раствора.

При бурении должен быть организован контроль за следующими параметрами раствора: плотность, водоотдача, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, толщина фильтрационной корки, показатель рН, содержание песка и смазочных добавок. Регистрация показателей свойств производится в специальном журнале, где указываются также объем и время ввода в буровой раствор химических реагентов, утяжелителя, смазочных добавок.

2.1.4. Для повышения противоприхватной способности раствора необходимо постоянно поддерживать в нем требуемое количество смазочных веществ, например, нефти, СМАД-1 (смесь дизельного топлива с окисленнымпетролатумом), СГ (смесь гудронов). ГКЖ-10 или ГКЖ-11 (гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость), графита. За последние годы нашли применение новые смазочные добавки (рыбожировая смазка, смазки на основе синтетических жирных кислот - Спринт, ЭКОС-Б и другие), обладающие экологической безвредностью и достаточно высокой смазочной способностью. В этой работе описывается также эффективное применение стеклянных и пластмассовых шариков диаметром (0,25-0,65)×10-3 м в качестве противоприхватных добавок к буровому раствору.

Смазочные свойства буровых растворов следует определять по значению коэффициента сдвига фильтрационной корки, который определяется при помощи модернизированного прибора СНС-2. По данным [2,4] величина не должна превышать 0,3.

2.1.5. Не разрешается оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно против пористых и проницаемых пород, а также пород, склонных к осыпям и обвалам. Для месторождений Тюменской области это время не должно быть более 3 - 10 минут.

При вынужденном оставлении инструмента воткрытом стволеследует вести промывку забоя и по возможности вращатьколоннуротором или ключами. В случае временного (до0,5 часа) прекращения промывки скважины необходимо поднять колоннутруб от забоя на длину ведущей трубы и систематически, синтервалом 2-5минут расхаживать и проворачивать ротором. Придлительных остановках (более 30 минут) инструмент следует поднять в обсадную колонну.

В случае, если во время СПО произошла поломка подъемного механизма при нахождении бурильной колонны в открытом стволе, необходимо колонну подвесить на ротор, навернуть ведущую трубу, восстановить циркуляцию и проворачивать колонну ротором.

2.1.6. При спуске в скважину инструмента с долотом, отличающимся формой, размерами от долота предыдущего рейса, а также более жесткой КНБК, следует проявлять осторожность. В случае возникновения посадок необходимо спуск колонны превратить, поднять ее на длину ведущей трубы и проработать интервал. Интервалы посадок, затяжек, желобов, уступов, обвалов должны быть отмечены в буровом журнале и суточном рапорте бурового мастера. Углубление скважины при возникновении затяжек, посадок, подклиниваний из-за осыпей, обвалов, выпучивания пород, интенсивного роста фильтрационной корки должно быть прекращено.

В показатели свойств бурового раствора и режима промывки необходимо внести соответствующие коррективы и провести тщательную проработку ствола скважины.

2.2. Предупреждение прилипания бурильной колонны под действием перепада давлений

Прихваты этого вида распространены при бурении в пористых и проницаемых песчаниках, алевролитах, известняках продуктивных пластов.

2.2.1. Применяемые буровые растворы должны иметь низкую водоотдачу и тонкую малопроницаемую фильтрационную корку с малым значением коэффициента сдвига. Водоотдача не должна превышать 4 - 5 см3 за 30 минут, а коэффициент сдвига - не более 0,3 [2].

2.2.2. Для снижения площади контакта труб со стенками скважины необходимо использовать утяжеленные бурильные трубы (УБТ) с профильным поперечным сечением квадратные, квадратные со смещенными гранями, круглые с канавками на поверхности, со специальными центрирующими втулками, с переводниками - центраторами.

2.2.3. Время оставления инструмента без движения в открытой части ствола не должно превышать 10 минут, а в случае нахождения колонны в только что вскрытом бурением высокопроницаемом пласте - не более 3 минут.

2.2.4. Одним из способов предотвращения прихватов в случае появления затяжек и посадок при формировании толстых фильтрационных корок является тщательная проработка ствола в прихватоопасном интервале и проведение кольматации отверждаемыми смесями.

2.2.5. При возникновении дифференциального прихвата бурильщик должен принять первоочередные меры по его ликвидации. Это наиболее простые операции, выполняемые буровой вахтой сразу же после обнаружение прихвата:

- восстановление циркуляции  и ведение промывки с расходом  раствора на уровне бурения  предыдущего интервала;

- расхаживания колонны  с допустимыми нагрузками, не  превышающими 80% от предела текучести  материала труб;

- периодически совершаемая  отбивка инструмента ротором  при натяжении колонны до величины  собственного веса. Число оборотов  не должно превышать допустимой  величины по пределу текучести  материала труб.

В случае неэффективности первоочередных мер после 2 - 3 часов попыток освобождения инструмент следует разгрузить до величины, равной 15% от собственного веса колонны, и ожидать указаний от руководителей буровой организации. Для предотвращения увеличения зоны прихвата и усложнения аварии бурильщик обязан через каждые 15 минут производить расхаживание инструмента с натяжением до собственного веса и разгрузкой на вес инструмента, находящегося в открытом стволе, а также отбивку ротором при собственном весе колонны.

2.2.6. Для быстрой ликвидации возникшего прихвата и предупреждения осложнений при проходке прихватоопасных интервалов рекомендуется включать в КНБК специальныйясс - гидроударник, приводимый в действие в случае возникновения прихвата.

2.3. Предупреждение заклинивания низа колонны

2.3.1. Заклинивание низа колонны при ее движении по стволу. Профилактика прихватов этого вида может включать следующие меры:

После окончания рейса проводится осмотр и изучение износа отработанного долота с регистрацией параметров износа.

Перед спуском нового долота бурильщик обязан иметь следующую информацию:

- величина проходки, выполненной  отработанным в последнем рейсе  долотом;

- интервалы посадок и  затяжек, возникших в последнем  рейсе и ранее, и их величины;

- техническое состояние  нового долота;

Спуск нового долота следует веста осторожно, не допуская посадок более 30 - 40 кН. При возникновении посадок необходимо спуск прекратить, колонну поднять на длину ведущей трубы, интервал посадок и затяжек проработать. Интервал проходки ранее отработанным долотом должен быть проработан с осевой нагрузкой около 30 кН. Необходимо осторожно спускать новые КНБК. Ствол скважины время от времени шаблонируется специальной компоновкой.

He разрешается вести углубление ствола скважины ниже прихватоопасных интервалов более 36 - 40 часов после их последней проработки. После того, как это время истекло, бурильная колонна поднимается на необходимую высоту и интервалы затяжек и посадок прорабатываются. В особых случаях разрывы времени между проработками ствола могут быть сокращены.

Необходимо ограничивать скорости спуска и подъема инструмента в интервалах затяжек и посадок.

2.3.2. Заклинивание труб в желобных выработках.

Рекомендации по предотвращению прихватов бурильных колонн в желобах разработаны во ВНИИКрнефть. Ниже приведены основные правила предупреждения возникновения желобов в стволе скважины, предупреждения прихвата инструмента в желобных выработках перечислены основные меры по разрушению желобов и первоочередные действия буровой бригады при возникновении прихвата.

При проектировании и проходке скважин необходимо учитывать следующие факторы:

- конструкция скважины  должна быть такой, чтобы интервалы  залегания пород, склонных к желобообразованию, были пройдены с минимально  возможным числом рейсов бурильной  колонны с последующим закреплением  обсадными трубами;

- в вертикальных скважинах  в интервалах бурения подкондуктор  и техническую колонну не допускается  изменение зенитного угла более 1° на 100 м. Абсолютное значение  угла искривления не может  быть более 3 - 4°;

- рекомендуется проходку  участков ствола скважины, в которых  возможно интенсивноежелобообразование, сначала вести долотом, диаметр  которого меньше проектного, с  последующим расширением ствола.

При бурении наклонно направленных скважин целесообразно предусмотреть в профиле ствола прямолинейный наклонный участок с длиной, большей предполагаемого интервала интенсивного образования желобов. Это позволит в 2 - 3 раза снизить рост желобообразования.

Необходимо организовать периодические замеры конфигурации ствола профилемером для контроля за образованием и развитием желобов. Первый замер производится при достижении скважиной глубины 500 м ниже башмака первой промежуточной колонны, а последующие - через 200-300 м бурения.