Архив метки: бурильный

ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЕЙ

Бурение наклонной скважины по заданному профилю возможно в том случае, когда отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте. Ори­ентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной колонны пу­тем контроля за положением после навинчивания каждой свечи — ориен­тированный спуск (так называемый прямой метод) и после спуска буриль­ной колонны с использованием специальных приборов, фиксирующих по­ложение плоскости искривления отклонителя («лица») по отношению к плоскости искривления скважины (забойное ориентирование или косвен­ный метод). Следовательно, ориентированный спуск бурильной колонны можно применять при любом значении зенитного угла, а забойное ориен­тирование — в тех случаях, когда скважина имеет такой зенитный угол, при котором с достаточной точностью фиксируется положение плоскости скважины (обычно а (и) 5°). Забойное ориентирование осуществляется бы­стрее и проще, поэтому при a D 5° ориентированный спуск бурильной ко­лонны применять не следует.

Ориентированный спуск бурильной колонны осуществляется несколь­кими способами, из которых большое распространение вследствие просто­ты и достаточной для практической цели точности получил «метод меток».

Методика ориентированного спуска сводится к следующему. Перед началом спуска на каждую бурильную трубу наносят метки, располагая их по одной образующей. Для этого применяют специальные шаблоны.

На буровой нужно иметь столько труб с метками, сколько требуется их для спуска до глубины искривления, и дополнительно семь-восемь труб для наращивания в процессе работы.

До начала ориентированного спуска необходимо также двумя репера­ми (колышками) вне скважины отбить направление проектного азимута искривления ствола скважины.

Для удобства работы это направление следует зафиксировать на не­подвижной части ротора.

Собирают низ бурильной колонны: долото, турбобур и отклонитель. При турбобуре, установленном в клиньях или на элеваторе, плоскость дей­ствия отклонителя Читать далее

МЕТОДЫ И УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Вертикальная (ненаправленная) скважина бурится при постоянном уг­ле наклона, который поддерживается в заданных пределах, в то время как при направленном бурении угол и азимут траектории ствола должны быть определенными.

 целом для сервисного обслуживания направленного бурения ис­пользуют различные системы: от более старых простейших инструментов до новейших постоянно действующих забойных регистраторов. Наилуч­шую систему для каждого конкретного случая определяет заказчик с уче­том расположения площади, применяемого бурового оборудования, необ­ходимой точности измерений.

Для определения конфигурации ствола скважины в отечественной практике чаще всего применяют приборы с плавиковой кислотой и инкли­нометры: первые позволяют измерять лишь зенитный угол, а вторые — зе­нитный угол и азимут направления ствола в точке измерения.

После окончания бурения определенного интервала или всей скважи­ны работники каротажной партии регистрируют при помощи глубинного инклинометра изменения зенитного угла и азимута оси ствола скважины по глубине и строят инклинограмму, на основании которой вычерчивают

Рис. 10.11. Желонка с прибором В.А. Петросяна:

1 — верхнее направление — замок; 2 — «рыбка»; 3 — пробка; 4 — про­кладка; 5 — корпус; 6 — пружина; 7 — деревянные диски, между которы­ми размещается измерительный прибор; 8 — соединительный ниппель; 9 — труба; 10 — нижнее направление

Рис. 10.12. Схема прибора В.А, Петросяна

МЕТОДЫ И УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ТРАЕКТОРИИ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

горизонтальную проекцию ствола скважины с указанием направления с севера на юг и с запада на восток, отклонение проекции забоя от проекции устья. Иногда на графике указывают характерные глубины резкого изме­нения азимута или зенитного угла, границ горизонтов и мест аварий.

Из приборов с плавиковой кислотой наиболее распространен сбрасы­ваемый в бурильную колонну аппарат В.А. Петросяна (рис. 10.11), принцип действия которого основан Читать далее

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Наиболее предпочтительно в интервале набора кривизны ствола сква­жины применять укороченный забойный двигатель. С целью увеличения зенитного угла при бурении забойным двигателем используют различные компоновки низа бурильных колонн (КНБК) в соответствии с геолого-техническими условиями бурения (рис. 10.10).

Для увеличения зенитного утла рекомендуются следующие компо­новки:

1) долото, забойный двигатель, переводник с перекошенными осями
присоединительных резьб и утяжеленные бурильные трубы (рис. 10.10, а),
угол перекоса осей присоединительных резьб переводника обычно 1,5 — 3°,
длина УБТ (при коротких турбобурах) 12 — 25 м;

2)      долото, секционный турбобур, секции которого соединены под уг­
лом 0,5-1,5° (ðèñ. 10.10, á);

3)      долото, наддолотный калибратор, турбинный отклонитель, УБТ (рис.
10.10, в), рекомендуется использовать отклонитель с углом перекоса 1 —2°;

4)      долото, отклонитель, переводник с перекошенными осями присое-

 

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ 

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

 

 

                           
  ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
 
    ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ   ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
        ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
          ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
 
 
 
     
     
 
     
       
 

 

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ЗАБОЙНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

 

Рис. 10.10. Компоновки низа бурильной колонны для искривления скважин:

а — с переводником, имеющим перекошенные оси присоединительных резьб; б — с искрив­ленным секционным турбобуром; в — с турбинным Читать далее

ПРИХВАТЫ БУРИЛЬНЫХ И ОБСАДНЫХ КОЛОНН

В настоящее время нет единого мнения в отношении классификации прихватов — одни относят прихваты к авариям, другие классифицируют их как осложнения. Будем считать, что прихват — это осложнение, вызван­ное в большинстве случаев нарушением технологии бурения. Иногда при попытке устранить прихват из-за неправильно принятых мер осложнение переходит в аварию. Поэтому часто прихваты и классифицируют как ава­рии.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.

1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и
непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных ко­
лонн со стенками скважины в течение определенного времени.

2.     При резком изменении гидростатического давления в скважине из-
за выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

3.     Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного
обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.

4.     В результате образования сальников на долоте в процессе бурения
или при спуске и подъеме бурильного инструмента.

5.     Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах,
заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посто­
ронних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола
из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

6.     В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы
бурового раствора при прекращении его циркуляции.

7.     При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет
пропусков в соединениях бурильной колонны.

8.     При преждевременном схватывании цементного раствора в кольце­
вом пространстве при установке цементных мостов.

9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Для предупреждения прихватов необходимо:

1) применять высококачественные буровые растворы, дающие тонкие
плотные корки на стенках скважин;

2)     обеспечивать максимально возможную скорость восходящего пото­
ка раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин долж­
на производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения
параметров раствора в соответствии с указанными в ГТН;

3)     обеспечивать полную очистку бурового раствора от обломков выбу­
ренной породы;

4)     регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного ин­
тенсивного образования толстых корок;

5)     утяжелять буровой раствор при вращении бурильной колонны;

6)     следить в глубоких скважинах за температурой восходящего по- то­
ка   раствора,   так  как  ее   резкое   снижение   свидетельствует  о   появле­
нии размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше до­
лота;

7)     при вынужденных остановках необходимо:

а)  через каждые 3 — 5 мин расхаживать бурильную колонну и провора­
чивать ее ротором;

б)   при  отсутствии   электроэнергии   подключить  аварийный  дизель-
генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсут­
ствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответ­
ствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном ин­
тервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при
длительной остановке;

в)  в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного меха­
низма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бу­
рильную колонну или поднять ее;

8) для предотвращения прихвата бурильной колонны при использова­
нии утяжеленного бурового раствора следует систематически применять
профилактические добавки: нефть (10—15 %), графит (не более 0,8 %), по­
верхностно-активные вещества  (например, сульфонол в виде  1— 3%-ного
водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3 %) и СГ (до 2 %). Под­
бор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лаборато­
рией. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добав­
ки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представле­
ние о продуктивности горизонтов.

В практике бурения применяют ряд методов ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн.

Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируют путем расхажи-вания (многократное, чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачивания ротором бурильной колонны. Величина усилия, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превы­шать собственный вес колонны и лимитируется прочностью труб и талевой системы. Перед выполнением этих работ должно быть проверено состоя­ние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, а циркуляция промывочной жидкости не прекратилась, прибегают к уста­новке нефтяной, водяной или кислотной ванны.

Необходимое количество нефти (кислоты или воды) для ванны опреде­ляют по формуле

С\ = 0,785(Д2 Dj)Hl + 0,785D2H2,

где Oi — количество нефти (кислоты или воды) в м3; D\ — диаметр сква­жины в м; Н\ — высота подъема нефти (кислоты или воды) в затрубном пространстве в м; D2 — внутренний диаметр труб в м; Н2 — высота столба нефти (кислоты или воды) в трубах в м; D3 — наружный диаметр труб в м.

Практика производства нефтяных ванн в скважинах, где бурили с промывкой забоя водой и скважина заполнена водой, показала, что нефть очень быстро всплывает. В этих случаях, чтобы получить эффект от нефтя­ной ванны, необходимо перед и после закачки нефти прокачать по не­сколько кубометров бурового раствора. Раствор ограничивает скорость всплывания нефти, и нефтяная ванна дает результат.

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения за­клинивания долота, турбобуров в карбонатных, глинистых и других поро­дах, поддающихся действию кислоты, применяют кислотную ванну. Водя­ная ванна эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу; если в зоне прихвата встречены обваливающиеся гли­ны, особенно когда бурильная колонна прихвачена или заклинена в отло­жениях магниевых и натриевых солей.

Во время производства ванн некоторое количество нефти (кисло­ты или воды) необходимо оставлять в трубах с тем, чтобы периодически (через 1 — 2 ч) подкачивать нефть (кислоту или воду) в затрубное простран­ство.

Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для предупреждения его нужно провести тщательную работу по подготовке всего оборудования для безопасных работ, обращая особое внимание на устранение очагов пожара под полом буровой, в зоне устья скважины, в лебедке.

Чтобы успешно провести операцию по установке ванны, необходимо правильно установить расстояние от места прихвата до устья скважины, т.е. глубину прихвата. В промысловой практике глубина прихвата обычно определяется по величине удлинения свободной неприхваченной части бу­рильных труб при расхаживании бурильной колонны. Для определения длины свободной части колонны бурильных труб по их удлинению посту­пают следующим образом.

1.      Натягивают колонну с усилием Р1г которое на 5 делений превышает
показание индикатора, соответствующее полному весу колонны до прихва­
та, и делают на ведущей или бурильной трубе отметку.

2.      Производят дополнительную натяжку на 5 делений по индикатору
веса и сейчас же снижают ее до первоначальной, сделав вторую отметку на
ведущей трубе. Разница в первых двух отметках объясняется трением в
роликах талевой системы.

3.      Делят расстояние между первыми двумя отметками пополам и счи­
тают среднюю черту верхней отметкой началом отсчета.

4.      Прикладывают к колонне силу Ръ которая на 10 — 20 делений пре­
вышает Pi, и делают на ведущей трубе новую отметку.

5.      Производят дополнительную натяжку на 5 делений выше и сейчас
же снижают нагрузку до Ръ сделав на ведущей трубе вторую отметку. Раз-

делив расстояние между двумя отметками пополам, получают нижнюю от­метку для отсчета величины удлинения труб.

6. Измеряют расстояние между верхней и нижней отметками, которое и дает искомое удлинение свободной неприхваченной части бурильных труб.

Свободную длину колонны, расположенную выше места прихвата, оп­ределяют по формуле

I = k∆l,

где А/ — удлинение при нагрузке Р2
Pi в см; к — коэффициент, опреде­ляемый по табл. 8.8 в зависимости от размера труб и разности Р2 — Р\ (по Н.А. Сидорову и Г.А. Ковтунову).

К сожалению, описанный выше способ определения длины свободной от прихвата части бурильной колонны дает значительную погрешность.

Более точно место прихвата можно установить прихватоопределите-лем. Прихватоопределитель (рис. 8.12) состоит из электромагнита 1, поме­щенного в герметичный корпус 2 из немагнитного материала. Электромаг­нит изолируется от внешней среды головкой 3 и днищем 4. Последние од­новременно являются соответственно верхним и нижним полюсами элек­тромагнита. В головке 3 размещаются ввод и узел закрепления каротажно­го кабеля.

Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагни­ченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускают прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Затем производят первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от дру­га на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 — 20 см.

Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индук­ции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диа­грамме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты.

После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжи­тельное время, при этом металл неприхваченных труб испытывает дефор­мацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется.

Таблица  8.8

 

Диаметр

Толщина

Значение коэффициента к при разности нагрузок Рг

Ð1, êÍ

бурильных

стенки,

 

 

 

 

 

 

 

труб, мм

мм

50

100

150

200

250

300

350

 

8

17 200

8600

5733

4300

3440

2866

2457

168

9

19 757

9878

6586

4939

3951

3293

2822

 

11

23 461

11 730

7820

5865

4692

3910

3351

 

8

14 553

6276

4851

3638

2911

2426

2078

141

9

16 317

8159

5439

4079

3263

2720

2331

 

11

19 713

9857

6571

4928

3943

3286

2816

114

8

11 48118

5909

3939

2955

2364

1970

1688

 

10

14 553

7276

4851

3638

2911

2426

2079

89

9

9878

4939

3293

2470

1976

1646

1411

 

11

11 819

5910

3940

2955

2364

1970

1688

Рис. 8.12. Прихватоопределитель

ПРИХВАТЫ БУРИЛЬНЫХ И ОБСАДНЫХ КОЛОННТретьим контрольным замером определяют уча-сток, где магнитные метки не исчезли, т.е. определяют интервал прихвата.

Если нефтяная (кислотная или водяная) ванна не дала положительных результатов, прибегают к сплош­ной промывке нефтью или водой. Сплошная промывка водой возможна при бурении в устойчивых породах. При переходе на сплошную промывку нефтью следует избегать резкого перехода от бурового раствора к неф­ти, так как для подъема тяжелого глинистого раствора в затрубном пространстве и для движения легкой нефти внутри бурильных труб потребуется высокое давление.

Циркуляция нефти в скважине имеет ряд отрица­тельных сторон: нарушает глинизацию стенок скважи­ны, создает опасность нефтяного или газового выброса.

В последнее время ВНИИБТ и НИИ механики Мо­сковского государственного университета разработан способ ликвидации прихватов колонны труб, получив­ший название гидроимпульсного способа (ГИС). Спо­соб основан на возбуждении упругих волн разгрузки в материале колонны труб и жидкости, заполняющей скважину, путем резкого снятия предварительно созданных в них напряжений.

Предварительные напряжения в материале колон­ны труб и жидкости создают путем воздействия на пе­рекрытый диафрагмой верхний торец колонны избы­точного давления, возникающего в полости труб после замещения  находящегося  в  колонне  раствора  облег­ченной жидкостью,  например  водой.  Величина этого избыточного  давления Ар  зависит от  разности  плотностей жидкости  в трубном и затрубном пространствах и глубины погружения уровня раздела этих сред в колонне; ее определяют по формуле

∆p = (γ1 — y2)H-g,

где Yi и у2
~ соответственно плотность жидкости в затрубном и трубном пространствах; Н — глубина погружения уровня раздела жидкостей в ко­лонне.

Возникшее избыточное давление Ар, действуя на закрытый диафраг-менной пластинкой верхний торец колонны, создает растягивающую силу, равную

G = ∆pS,

где S — площадь сечения полости колонны.

Под действием этой силы в части колонны, расположенной над местом прихвата, возникают осевые растягивающие напряжения, которые можно определить по формуле

а = G/F,

для F — площадь сечения материала колонны. Для применения способа необходимо:

1) установить место прихвата и зафиксировать вытяжку отметкой на
колонне;

2)       произвести форсированную промывку ствола скважины высокока­
чественным буровым раствором в течение 1,5 — 2 циклов;

3)       при помощи переводников и патрубков из УБТ подобрать длину ин­
струмента так, чтобы верхний конец колонны при нагрузке, равной собст­
венному весу инструмента, выступал над ротором не более, чем на 40 —
50 ñì;

4)       установить в диафрагменной камере наголовника тарированную на
расчетное давление диафрагму;

5)       установить на верхнем конце колонны труб над ротором соответст­
вующий наголовник;

6)       подключить два отводных патрубка от заливочной головки к цемен­
тировочным агрегатам, а всасывающую линию агрегатов соединить с емко­
стью, заполненной технической водой, и опрессовать нагнетательную ли­
нию на давление, превышающее расчетное Ар на 25 %;

7)       закачать агрегатами в полость колонны труб расчетный объем об­
легченной жидкости, например воды, до получения расчетного давления Ар,
необходимого для разрыва диафрагмы в наголовнике. При этом произойдет
выброс порции облегченной жидкости из открывшегося торца колонны
труб в атмосферу;

8)       после выброса в атмосферу порции облегченной жидкости закрыть
задвижку на наголовнике при помощи дистанционного устройства;

9)       непосредственно после закрытия задвижки расхаживать инструмент
в течение 5—10 мин с усилием, не превышающим 20 тс собственного веса;

10)          если  прихват  не  ликвидирован,   необходимо  установить  новую
диафрагму и повторить цикл 5 — 6 раз;

11)          если после этого не произойдет частичной ликвидации прихвата
(не уменьшится длина прихваченной части инструмента), необходимо:

а)   увеличить величину Ар за счет использования гидродинамических
сопротивлений колонны труб при закачке облегченной жидкости;

б)   вызвать обратный переток жидкости из затрубного пространства в
полость колонны труб, открывая краны на нагнетательной линии и прини­
мая в емкость агрегатов не более 3 — 6 м3 облегченной жидкости, после чего
переток прекратить.

Описанный цикл следует проводить не более трех раз. При вызове об­ратного перетока необходимо закачивать в затрубное пространство буро­выми насосами промывочную жидкость с параметрами, предусмотренными ГТН для поддержания первоначальной величины гидростатического давле­ния в скважине.

ГИС не применяют, если плотность находящейся в скважине промы­вочной жидкости менее 1350 кг/м3 (1,35 г/см3); целостность и герметич­ность колонны труб нарушена; затрубное (кольцевое) пространство сква­жины завалено крупными обломками горных пород.

Для освобождения прихваченного инструмента используют также ясс ударный (ЯУ). Он предназначен для освобождения прихваченного буриль­ного инструмента нанесением по нему осевых ударов, расхаживанием и

путем отбивания ротором. Иногда применяют ясс ударно-вибрационный (ЯУВ). Он предназначен для освобождения прихваченного бурильного ин­струмента нанесением по нему осевых ударов, направленных сверху вниз, или же созданием вибрации в колонне вращением бурильного инструмента под натяжением.

Достаточно эффективным способом ликвидации прихватов является резкое встряхивание колонны с помощью забойных гидроударников, виб­раторов, взрыва шнурковых торпед малой мощности. В последнем случае ударная волна, проходя через резьбовое соединение трубы, вызывает рез­кое его ослабление. Если перед взрывом на трубы был приложен обратный вращающий момент, а резьбовое соединение было разгружено от веса вы­шележащих труб, то при взрыве происходит открепление резьбового со­единения, находящегося против торпеды, которое затем легко отвинчивают ротором. Этот метод позволяет в большинстве случаев освобождать трубы, находящиеся выше места прихвата.

Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале рас-фрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и мало эффективен. Поэтому, если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «ухо­дом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных сква­жин.

Определение радиуса искривления при наборе кривизны скважины.

Как указывалось выше, радиус искривления направленной скважины дол­жен быть по возможности минимальным, чтобы сократить до предела ин­тервал, в котором необходимо работать с отклоняющим инструментом и навигационными приборами. Однако при этом должны быть соблюдены следующие основные ограничения.

1.     Интенсивность искривления в обычном случае не должна превы­
шать 1,5°/10 м проходки.

2.     В любом интервале бурения должна обеспечиваться достаточная
осевая нагрузка на долото.

3.     Должно быть исключено образование желобов в скривленных ин­
тервалах ствола скважины. Это условие может быть количественно оцене­
но величиной давления замков на стенки ствола скважины:

R > 12P/Q,

где Росевое усилие, действующее на бурильные трубы; Q — допустимое нормальное усилие со стороны бурильного замка на стенку скважины; 12 — средняя длина половины бурильной свечи.

Для разрезов, сложенных мягкими породами, Читать далее