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
Третьим 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.