Выбор бурового инструмента: долот, бурильных труб, УБТ

В состав бурильной колонны входят УБТ, СБТ и ЛБТ, долото и при необходимости различные расширители, центраторы, калибраторы и стабилизаторы.

Диаметр УБТ выбираем исходя из диаметра размеров долот:

Диаметр, мм
Долото	УБТ	СБТ
215,9	178/159	127/140

Диаметр УБТ выбираем исходя из диаметра размеров долот:

D_д=215,9 мм, следовательно D_УБТ=229 мм.

Проектирование компоновки бурильной колонны:

Для обсадной колонны D = 215,9 мм, выбираем бурильные трубы, с замками типа ЗП – 162 – 95 – 2 , с толщиной стенки 9,1 мм. Масса погонного метра = 33,14 кг/м, площадь сечения труб по телу = 3,4047 , по проходному каналу = 9,2630 , осевой момент инерции = 5,941 .

Определяем диаметр скважины:

,

=1,07 – коэффициент уширения ствола скважины для пород средней твердости.

Выбираем диаметр основной ступени УБТ в зависимости от :

= 0,85 215,9 = 183,5 мм,

0,85 – понижающий коэффициент.

Выбираем УБТ 229×90Д, масса погонного метра которого равна m = 145,4 кг/м.

Проверяем выполнение условия о соотношении изгибных жесткостей УБТ и обсадных труб:

фактически:

Предположим, что число ступеней равно двум. Тогда получим:

151,7 ≤ ≤216 мм.

Этому условию, удовлетворяет УБТ 146 74 с массой погонного метра =97,6 кг/м. Выбираем длину промежуточной ступени = 24 м.

Вычисляем длину основной ступени УБТ.

Выбираем коэффициент трения =0,13, тогда получим:

= cos α – sin α = 0,92

- коэффициент облегчения труб в жидкости,

= 1 - = 1 - =0,862.

Ориентировочная длина основной ступени УБТ :

- коэффициент облегчения труб в жидкости,

= 1 - = 1 - =0,862.

Ориентировочная длина основной ступени УБТ :

Приближенное количество труб основной ступени:

= 12 = 96 м – длина основной ступени

Определим вес КНБК при бурении забойным двигателем:

Определим длину СБТ:

При средней длине свечей 25 м: .Принимаем : .

3.6 Выбор вида и параметров буровых растворов. Способы ликвидации прихватов введением смазочных добавок на Южно – Тарасовском месторождении.

При бурении скважин на территории Южно-Тарасовского нефтяного месторождения приходится решать с помощью буровых растворов следующие основные проблемы:

- В интервале бурения (до вскрытия продуктивного пласта) - прохождение сквозь чередующиеся слои активных глин и проницаемых пород (песчаников, алевролитов) разной толщины и, как следствие, обогащение раствора твердой фазой, наработка раствора и необходимость разбавления его из-за высоких значений вязкости и напряжений сдвига (СНС). Высока вероятность возникновения затяжек, посадок и прихвата бурового инструмента под действием дифференциального давления при неудовлетворительных свойствах бурового раствора (завышенная плотность, высокая водоотдача, толстая корка). Кроме того, при неудовлетворительной очистке наклонного ствола от шлама выбуренной породы, повышается вероятность возникновения дюнообразований, осыпей и обвалов особенно в глинах вартовской свиты.

- В интервале бурения пород продуктивного пласта возможно: повреждение отложений продуктивного пласта (снижение природной проницаемости коллектора) под воздействием фильтрата и твердой фазы бурового раствора; вероятность возникновения затяжек, посадок и прихвата бурильного инструмента от дифференциального давления в наклонном и горизонтальном стволах из-за несоответствия свойств бурового раствора требованиям сохранения устойчивости стенок скважины и очистки ствола от выбуренной породы (дюнообразования).

Кроме того, поскольку строительство скважины планируется проводить в природоохранных и водоохранных зонах, к буровым работам предъявляются повышенные экологические требования. В частности, буровые растворы и химические реагенты в пределах применяемых концентраций, не должны вызывать отрицательного воздействия на окружающую среду (почвы, поверхностные и подземные воды, растительный и животный мир, атмосферный воздух). Отходы бурения: отработанный буровой раствор (ОБР), буровые сточные воды (БСВ), буровой шлам (БШ) также должны быть нетоксичными или малотоксичными, а при необходимости, должны быть обезврежены и(или) вывезены на специальный полигон для утилизации, находящийся за пределами природоохранных зон.

Рекомендуемые типы и параметры буровых растворов для бурения скважин на Южно-Тарасовском нефтяном месторождении приведены в таблице. 7,1

Рецептура приготовления растворов (химреагентов) указана в т. 7.2. и в Приложении № 7 - программа промывки горизонтальной скважины № 4120/бис на Южно-Тарасовском нефтяном месторождении.

3.5.1 Расчет потребной плотности бурового раствора в зависимости от интервала бурения

Интервалы бурения под направление (0-160 м), кондуктор (160-1100 м), эксплуатационную колонну (1110-3282) являются интервалами, несовместимыми по условиям бурения. В интервале бурения 160 – 3282 будет использован пресный раствор КCL – полимерный компании Schlumberger, потому что в данном интервале содержится большое количество стабильных глин, а также на его приготовление можно использовать запасы бентонитполимерного раствора, который был использован при бурении под направление.

Рекомендуемый тип раствора: KCL-полимерный Рекомендуемый состав раствора:

CAUSTIC SODA	0,5 – 1,0 кг/м3
SODA ASH	0,5 – 1,0 кг/м3
KCL	50 – 70 кг/м3
POLYPAC R	1 – 2 кг/м3
POLYPAC UL	3 – 4 кг/м3
DUOVIS	1,5 – 2,5 кг/м3
HIBTROL	6 – 8 кг/м3
SPERSEN	4 кг/м3

M – 1 - CIDE	0,4 – 0,6 л / м3
CaCo3 F, M	75 – 100 кг/м3

Дополнительные реагенты / запас: DRIL-FREE 1456 л

Перед вскрытием продуктивного пласта за 40-60 метров необходимо снизить МБТ раствора до 2025 кг/м3 методом разбавления. Реологические и фильтрационные свойства промывочной жидкости регулировать вводом полимеров. Плавно увеличивать концентрацию смазывающих добавок по мере набора угла.

Расчет плотности бурового раствора при бурении под направление:

На интервале 0 – 160 применяется глинистый раствор:

плотность,г/см3	1.16-1.18
условная вязкость APIс/л	90-120
водоотдача API см 3/30 мин	8 – 6
СНС, фнт/100 фт2 через	5 – 8 сек и 9 – 25 мин
корка, мм	1,5 – 1,0
оценка вязкости при 3 RPM	>8
содержание песка, %	<2
MBT, кг/м3	60 / 90
pH	8 - 9
жесткость по Са2+, мг/л	<200
пластическая вязкость,мПа/с	12-15
динамич. напряж. сдвига, фнт/ 100фт2	>20
содержание хлорид., г/л	0,5-1

При бурении под направление (0-160 м) коэффициент аномальности пластового давления в этих интервалах равен 1,0 (k_а=1,0).

При бурении этих интервалов пластовое давление будет на глубине спуска направления:

Рпл = 10^-5.kа∙ρв^.Н =10^-5.1,0^.1000^.160 = 1,6 МПа

Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 10 %

Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 10 % (п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03)

Рг.ст. = 1,1^.Рпл = 1,1^.1,6 = 1,76 МПа

Необходимая плотность бурового раствора для бурения этого интервала:

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1100 кг/м³.

При этом согласно п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03, допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 1,5 МПа.

С целью обеспечения устойчивости стенок скважины проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление1160 - 1180 кг/м³, при этом гидростатическое давление на глубине 100 м составит:

Рг.ст. = 10^{-5 .}ρб.р^.Н = 10^-5.1180^.160= 1,88 МПа

Определяем превышение гидростатического давления над пластовым:

∆ Р = Рг.ст.- Рпл = 1,18 – 1,6 = 0,28 МПа,

Величина превышения гидростатического давления над пластовым не превышает допустимого (п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03) и отвечает требованиям ПБ 08-624-03.

Расчет плотности бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну:

При бурении под эксплуатационную колонну (1110-3282 м) коэффициент аномальности пластового давления равен 1,0 (k_а=1,01).

Максимальное пластовое давление будет при вскрытии нефтенасыщенного пласта 1БП₉ и БП₈

Рпл = 10^-5∙kа∙ρв∙Н =10^-5∙1000∙3282 = 33,1 Мпа

Гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 5 %

Рг.ст. = 1,05∙Рпл = 1,05∙33,1 = 34,7 Мпа

Необходимая плотность бурового раствора для бурения этого интервала:

Следовательно, плотность бурового раствора в интервале бурения под эксплуатационную колонну должна быть не менее 1050,0/1048,0кг/м³

При этом, допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 2,5-3,0 МПа. Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1110 кг/м³, при этом гидростатическое давление на глубине 3282 м составит:

Рг.ст. = 10^-5∙ρб.р.∙Н = 10^-5∙1110∙3282 = 36,4 МПа

Определяем превышение гидростатического давления над пластовым:

∆ Р = Рг.ст.- Рпл = 36,4 – 34,7 = 1,7 МПа,

Величина превышения гидростатического давления над пластовым не превышает допустимого и отвечает требованиям.

Типы и параметры буровых растворов:

Название (тип) раствора

Интервал по вертикали (по стволу), м

Параметры бурового раствора

плотно-сть, г/см3

ус-ловная вязко-сть API с/л

водоотда-ча API см 3/30 мин

СНС, фнт/100 фт2 через

корка, мм

оценка вязкости при 3 RPM

содержание пес-ка,%

MBT, кг/м3

рН

жесткость по Са2+, мг/л

пла-стичес-кая вязкость, мПа/с

дина-мич. напряж. сдвига, фнт/ 100фт2

содержание хлорид., г/л

от

до

10 c

10 мин

ГЛИНИСТЫЙ

1.16-1.18

90-120

8-6

5-8

9-25

1.5-1.0

>8

<2

60/90

8-9

<200

12-15

>20

0,5-1

ГЛИНИСТЫЙ

1.14-1.16

60-80

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

1,5-2

Полимер-калиевый M-I SWACO

2419 (2679)

1.07-1.1

40-45

6-5

4-7

8-15

0.5

>6

<1

<40

-//-

-//-

10-12

6-15

2,5

Полимер-калиевый M-I SWACO

2419 (2679)

2567 (2960)

-//-

-//-

-//-

-//-

-//-

0.5

-//-

<1

-//-

-//-

-//-

-//-

20-30

-//-

FLO-PRO M-I SWACO

(2960)

2574 (3435)

1.1

50-55

4-3

-//-

7-12

0.5

-//-

<1

<30

8.5105

<300

12-15

15-20

-//-

3.5.2 Причины возникновения 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

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 благоприятныхусловиях 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 водуразличных 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) Прихват бурильной колонны обвалившимися неустойчивыми породами.Ствол скважины теряетустой­чивость 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 промывочнойжидкости в стволе скважины; большое время воздействия про­мывочной жидкости на породы, склонные к обвалам.

Предупреждение 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 противоприхватной 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, ОП-7 и ОП-10. 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.

1. 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.

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

3.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.

3. 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.

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

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

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

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

8. После длительных переры­вов в бурении ствол скважины следует проработать.

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

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 колонныясс.

Предупреждение прихватов, возникающих в результате нарушения устойчивости стенок скважины

Для предупреждения прихватов в интервалах, где породынеустойчивы (камен­ная соль, бишофиты, глины, аргиллиты), выпучи­ваясь и осыпаясь прихватываютнаходящуюся 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.

Ликвидация прихватовс помощью жидкостных ванн

Наиболее простой и распростра­ненный метод 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 кцементировочным 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 м³продавочной 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 за