Прихваты бурильных колонн и обсадных труб - одно из наиболее распространенных и тяжелых осложнений в бурении. Прихваты бурильных труб происходят вследствие перепада давления (дифференциальные прихваты), в результате образования желобов (прихват в желобной выработке), в суженной части ствола, из-за осыпей, обвалов, сальникообразований и др.
Прижимающая сила, возникающая вследствие перепада давления, определяется из уравнения
Pδp=(pб.p-pпл)(hп.зδ)ƒ (17.36)
где p6.p - гидростатическое давление бурового раствора; hп.зδ - площадь контакта; hп.з - мощность проницаемой зоны; δ - толщина глинистой корки; ƒ - коэффициент трения между стальной бурильной трубой и глинистой коркой.
Если невозможно предупредить образование толстых фильтрационных корок на хорошо проницаемых стенках скважины, способствующих появлению затяжек и посадок колонны труб, то рекомендуется тщательно проработать ствол скважины в этих интервалах и осуществить углубленную кольматацию проницаемого интервала ствола путем установки специальной ванны из отверждающей смеси.
Вероятность заклинивания в желобе (при коэффициенте трения труб о стенку ƒ=0,3) наиболее велика по данным ВНИИБТ при
1<d/α<1.25, (17.37)
где d- наружный диаметр элемента бурильного инструмента; α - ширина желоба или диаметр бурильных замков.
Для предотвращения этого над участком бурильной колонны, где справедливо соотношение (17.37), следует устанавливать четырехлопастный спиральный центратор. Отношение диаметра центратора dц к ширине желоба а должно быть следующим:
dц/α≥1,35. (17.38)
При бурении шарошечными, лопастными и колонковыми долотами для очистки ствола скважины от осадков твердых тел необходимо использовать забойные шламометаллоуловители ШМУ, принцип действия которых основан на способности создавать высокие скорости, необходимые для подъема частиц, и резко их уменьшить в зоне улавливания частиц.
При наличии прихватоопасных интервалов для повышения смазочной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в буровом растворе определенное содержание смазочных веществ: нефти, СМАД-1, ОЖГ (омыленные кислоты), СГ (смеси гудронов) - 2-4% и др.
Для регулирования содержания твердой фазы бурового раствора, увеличение которой приводит к возникновению осложнений (сальникообразования, прихваты), рекомендусгся применять набор средств, которые выбираются в соответствии с проходимыми породами и плотностью бурового раствора.
Выбор устройств для очистки буровых растворов в США ведется в зависимости от размера частиц твердой фазы.
После возникновения прихвата бурильной колонны, т.е. аварии после 2-3 ч расхаживания и проворота бурильной колонны, необходимо установить жидкостную ванну (нефтяную, кислотную, водяную, или щелочную). Перед началом работ по ликвидации прихватов любым из известных способов требуется определить верхнюю границу прихвата бурильной колонны.
Приближенный расчет верхней границы прихвата бурильной колонны, выведенный из практики, состоит в том, что каждые 1000 м труб, свободных от прихвата, при натяжении с усилием на 200 кН, превышающим их собственный вес, удлиняются следующим образом
|
Диаметр бурильных труб, мм |
114 |
127 |
140 |
168 |
|
Удлинение, м |
0,35 |
0,30 |
0,25 |
0,20 |
Длину свободной части одноразмерных труб (верхнюю границу прихвата) определяют по формуле
L0=l,05∆IES/Gp, (17.39)
где 1,05 - коэффициент, учитывающий наличие жестких замков; ∆l — упругое удлинение свободной части бурильной колонны под действием растягивающего усилия, м; S - модуль продольной упругости материала труб, Па; S - площадь поперечного сечения труб, м2; Gp=qM - растягивающее усилие, Н, превышающее собственную массу колонны М, кг.
Эффективное средство освобождения прихваченного бурильного инструмента при наличии циркуляции бурового раствора - жидкостная ванна. В зависимости от причины прихвата применяют нефтяную, водяную или кислотную ванну.
Для ликвидации прихватов ЛБТ в карбонатных породах рекомендуется применять ванны из 15-20%-ного раствора сульфаминовой кислоты.
При расчетах ванн пренебрегают разницей между диаметрами турбобуров, УБТ и бурильных труб.
При прихвате труб на забое объем нефти, кислоты или воды определяется по формуле
формула (17.40)
где k - коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины за счет образования каверн, трещин и пр., k=1,05÷13; Dc - диаметр скважины, м; dт - наружный диаметр бурильных труб, м; hж.а - высота подъема жидкого агента в затрубном пространстве, м; dв - внутренний диаметр труб, м; hж.а.т - высота подъема жидкого агента в бурильных трубах, необходимая для периодического (через 1-2 ч) подкачивания нефти в затрубное пространство, м.
Высоту подъема жидкого агента определяют из расчета перекрытия верхней границы зоны прихвата на 50-100 м:
hж.а=H-L0+(50÷100). (17.41)
Объем продавочной жидкости для продавки жидкого агента для ванны (нефти, кислоты, воды)
Vпр=πd2в/4·(Н-hбт) (17.42)
Максимальное давление на манометре насоса при закачке жидкого агента, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а трубы заполнены нефтью,
рmax=10-6qH(ρб.р-ρж)+рг (17.43)
где рг, - давление на преодоление гидравлических сопротивлений
pг=10-4·qh (17.44)
Аварийность в бурении можно охарактеризовать с помощью следующих коэффициентов:
- числа аварий (прихваты бурильных и обсадных колонн; аварии с элементами
бурильной колонны, долотами, обсадной колонной и элементами ее оснастки, из-за
неудачного цементирования, с забойными двигателями и прочие аварии),
приходящихся на 1000 м
бурения
К=1000nав/ΣН (17.45)
(nав - число аварий за исследуемый период; ΣН - число пробуренных материалов); - среднего коэффициента тяжести (среднего числа часов, затраченных на
ликвидацию одной аварии)
Kт=t/nав (17.46)
(t - общее число часов, задолженных для ликвидации аварий);
- условного коэффициента тяжести (число часов, необходимое для ликвидации
аварии при бурении 1 м скважины)
Kу=t/ΣH. (17.47)
Прижог алмазного породоразрушающего инструмента.
Нарушение нормального температурного режима работы бурового инструмента может создать аварийные ситуации - прижоги алмазной коронки.
Причиной нарушения нормального теплового режима работы алмазной коронки, приводящего к преждевременной потери работоспособности инструмента и, как следствие, к удорожанию буровых работ, является несоблюдение рационального соотношения между технологическими параметрами бурения или превышения их предельного допустимых значений.
Рекомендации по предупреждению прижога алмазной коронки: контроль за работой бурового насоса, обеспечение герметичности бурового снаряда, выбор минимально допустимого расхода циркулирующего агента, разработки и внедрение принципов управления процессом бурения и предупреждения прижогов алмазных коронок по диаграммам мощности (при появлении характерного изменения мощности - самопроизвольного ее возрастания следует немедленно оторвать инструмент от забоя без остановки его вращения.
Пример 17.12. Определить величину прижимающей силы прихвата (прилипания) в проницаемой зоне мощностью 10,2 м. Исходные данные: гидростатическое давление бурового раствора pб.р=46,4 МПа; pпл=38,9 МПа; толщина глинистой корки δ=12.2 мм; коэффициент трения ƒ=0,1.
Решение. Подставляя исходные данные в выражение (17.36) получаем
РΔр=(46,4 - 38,9) 10,2·0,0122·0,1 =93330 Па.
Пример 17.13. В скважине глубиной Н=1975 м произошел прихват 168,3-мм бурильных труб с толщиной стенки δ=10 мм. Определить длину прихваченной части бурильной колонны, если удлинение свободной части их при натяжении Gp=1200 кН составляет Δl=1,2 м.
Решение. Площадь поперечного сечения бурильных труб
S=3,14/4·[(168,3·10-3)2- (148,3·103)2]=0,00494 м2.
По формуле (17.39) находим длину свободной части прихваченного бурильного инструмента
Высота прихвата труб L1=H-L0=1975 - 1034,4=640,6 м
