В даний час немає єдиної думки щодо класифікації прихватов - одні відносять прихвати до аварій, інші класифікують їх як ускладнення. Будемо вважати, що прихват - це ускладнення, викликаний-ве в більшості випадків порушенням технології буріння. Іноді при спробі усунути прихват через неправильно вжитих заходів ускладнення переходить в аварію. Тому часто прихвати і класифікують як ава-рії.
В основному прихвати бурильних і обсадних колон відбуваються з наступних причин.
1. Внаслідок перепаду тисків в свердловині в проникних пластах і
безпосереднього контакту деякої частини бурильних і обсадних ко
лонн зі стінками свердловини протягом певного часу.
2. При різкій зміні гідростатичного тиску в свердловині з-
за викиду, водопроявів або поглинання бурового розчину.
3. Внаслідок порушення цілісності стовбура свердловини, викликаного
обвалом, витіканням порід або ж звуженням стовбура.
4. В результаті освіти сальників на долоті в процесі буріння
або при спуску і підйомі бурильного інструменту.
5. Внаслідок заклинювання бурильної і обсадної колон в жолобах,
заклинювання бурильного інструменту через попадання в свердловину посто-
ронніх предметів, заклинювання нового долота в звуженої частини стовбура
через спрацювання по діаметру попереднього долота.
6. В результаті осідання частинок вибуренной породи або твердої фази
бурового розчину при припиненні його циркуляції.
7. При неповної циркуляції бурового розчину через долото за рахунок
пропусків у з'єднаннях бурильної колони.
8. При передчасному схоплюванні цементного розчину в кольце-
вом просторі при установці цементних мостів.
9. У разі відсутності електроенергії або виході з ладу підйомних двигунів бурової установки.
Для попередження прихватів необхідно:
1) застосовувати високоякісні бурові розчини, що дають тонкі
щільні кірки на стінках свердловин;
2) забезпечувати максимально можливу швидкість висхідного пото-
ка розчину; перед підйомом бурильної колони промивка свердловин долж-
на проводитися до повного видалення вибуренной породи і приведення
параметрів розчину відповідно до зазначених в ГТН;
3) забезпечувати повне очищення бурового розчину від уламків вибу-
ренной породи;
4) регулярно опрацьовувати в процесі буріння зони можливого ін-
інтенсивного утворення товстих кірок;
5) обтяжувати буровий розчин при обертанні бурильної колони;
6) стежити в глибоких свердловинах за температурою висхідного по- то-
ка розчину, так як її різке зниження свідчить про появле-
ванні розмиву різьбових з'єднань в колоні бурильних труб вище до-
лота;
7) при вимушених зупинках необхідно:
а) через кожні 3 - 5 хв ходити бурильну колону і провора-
чувати її ротором;
б) при відсутності електроенергії підключити аварійний дизель-
генератор і бурильну колону періодично ходити; при його отсут-
ності бурильний інструмент слід розвантажити приблизно на вагу, соответ-
ствующий тієї частини колони труб, яка знаходиться в необсаженной ін-
інтервалі стовбура, і припинити промивання, періодично відновлюючи її при
тривалої зупинки;
в) в разі виходу з ладу пневматичної муфти підйомного меха-
нізма слід негайно встановити аварійні болти і ходити бу-
рільним колону або підняти її;
8) для запобігання прихвата бурильної колони при использова-
ванні утяжеленного бурового розчину слід систематично застосовувати
профілактичні добавки: нафта (10-15%), графіт (не більше 0,8%), по-
поверхневих-активні речовини (наприклад, сульфонол у вигляді 1 3% -ного
водного розчину, мастильні добавки ДМАТ-1 (до 3%) і СГ (до 2%). під-
бор рецептур в кожному конкретному випадку повинен уточнюватися лаборато-
рией. При бурінні розвідувальних свердловин додавати нафту і інші добавкою
ки на нафтовій основі не рекомендується, щоб не спотворити представле-
ня про продуктивність горизонтів.
У практиці буріння застосовують ряд методів ліквідації прихватів бурильних і обсадних колон.
Затягування і невеликі прихвати зазвичай ліквідують шляхом расхажі-вання (багаторазове, що чергується опускання і піднімання колони) і провертання ротором бурильної колони. Величина зусилля, яке прикладається до труб під час ходіння, може набагато переви-щувати власну вагу колони і лімітується міцністю труб і талевої системи. Перед виконанням цих робіт повинно бути перевірено стан вишки, талевої системи, лебідки та їх міцність, а також стан індикатора ваги. Якщо ходіння не вдається ліквідувати прихват, а циркуляція промивної рідини не припинилася, вдаються до уста-новки нафтової, водяний або кислотної ванни.
Необхідна кількість нафти (кислоти або води) для ванни визна-ляють за формулою
де Oi - кількість нафти (кислоти або води) в м3; D \ - діаметр сква-жіни в м; Н \ - висота підйому нафти (кислоти або води) в затрубному просторі в м; D2 - внутрішній діаметр труб в м; Н2 - висота стовпа нафти (кислоти або води) в трубах в м; D3 - зовнішній діаметр труб в м.
Практика виробництва нафтових ванн в свердловинах, де бурили з промиванням вибою водою і свердловина заповнена водою, показала, що нафта дуже швидко спливає. У цих випадках, щоб отримати ефект від усмоктув-ної ванни, необхідно перед і після закачування нафти прокачати по які-скільки кубометрів бурового розчину. Розчин обмежує швидкість спливання нафти, і нафтова ванна дає результат.
Для звільнення схоплених бурильних колон і усунення за-клініванія долота, турбобуров в карбонатних, глинистих та інших поро-дах, піддаються дії кислоти, застосовують кислотну ванну. Водячи-ва ванна ефективна, коли заміна глинистого розчину нафтою може привести до викиду; якщо в зоні прихвата зустрінуті обвалюються гли-ни, особливо коли бурильна колона прихвачена або заклинило в отло-женіях магнієвих і натрієвих солей.
Під час виробництва ванн кілька нафти (кисло-ти або води) необхідно залишати в трубах з тим, щоб періодично (через 1 - 2 год) підкачувати нафту (кислоту або воду) в затрубний простору-ство.
Установка нафтових ванн пов'язана з можливістю виникнення пожежі. Для попередження його потрібно провести ретельну роботу з підготовки всього обладнання для безпечних робіт, звертаючи особливу увагу на усунення вогнищ пожежі під підлогою бурової, в зоні гирла свердловини, в лебідці.
Щоб успішно провести операцію по установці ванни, необхідно правильно встановити відстань від місця прихвата до гирла свердловини, тобто глибину прихвата. У промисловій практиці глибина прихвата зазвичай визначається за величиною подовження вільної непріхваченной частини бу-рільним труб при ходіння бурильної колони. Для визначення довжини вільної частини колони бурильних труб по їх подовження посту-пают наступним чином.
1. Натягують колону із зусиллям Р1г яке на 5 поділок перевищує
показання індикатора, відповідне повного вазі колони до пріхва-
та, і роблять на провідній або бурильної трубі позначку.
2. Проводять додаткову натяжку на 5 поділок по індикатору
ваги і зараз же знижують її до первісної, зробивши другу позначку на
провідній трубі. Різниця в перших двох відмітках пояснюється тертям в
роликах талевої системи.
3. Ділять відстань між першими двома позначками навпіл і счи-
тануть середню межу верхньої відміткою початком відліку.
4. Притуляють до колони силу р 'яка на 10 - 20 ділень пре-
вишает Pi, і роблять на провідній трубі нову позначку.
5. Проводять додаткову натяжку на 5 поділок вище і зараз
ж знижують навантаження до р 'зробивши на провідній трубі другу позначку. Раз
Делів відстань між двома позначками навпіл, отримують нижню від-мітку для відліку величини подовження труб.
6. Вимірюють відстань між верхньою і нижньою позначками, яке і дає шукане подовження вільної непріхваченной частини бурильних труб.
Вільну довжину колони, розташовану вище місця прихвата, оп-чати по формулі
де А / - подовження при навантаженні Р2
-Pi в см; до - коефіцієнт, визна-ється по табл. 8.8 в залежності від розміру труб і різниці Р2 - Р \ (по Н.А. Сидорову і Г.А. Ковтунову).
На жаль, описаний вище спосіб визначення довжини вільної від прихвата частини бурильної колони дає значну похибку.
Більш точно місце прихвата можна встановити пріхватоопределіте-лем. Пріхватоопределітель (рис. 8.12) складається з електромагніту 1, примі-ного в герметичний корпус 2-магнітною. Електромагнітних-ніт ізолюється від зовнішнього середовища головкою 3 і днищем 4. Останні од-ночасно є відповідно верхнім і нижнім полюсами елек-тромагніта. У голівці 3 розміщуються введення і вузол закріплення каротажного-го кабелю.
Робота пріхватоопределітеля заснована на властивості феромагнітних матеріалів размагничиваться при деформації попередньо намагні-чинних ділянок. У зону можливого місця прихвата спускають прилад для отримання характеристики намагніченості взятих труб. Потім проводять перший контрольний замір в місці прихвата. Далі в зоні прихвата встановлюються контрольні магнітні мітки шляхом подачі струму через електромагніт на ділянки колони, розташовані один від дру-га на 10 м. При цьому на кожній дільниці намагничивается відрізок труби довжиною 15 - 20 см.
Другим контрольним виміром записується крива магнітної Індуктори ції вздовж всієї ділянки, де встановлені магнітні мітки. Останні на кривій магнітної індукції виділяються чіткими аномаліями. На діа-грамі меншими аномаліями відбиваються також замки і муфти.
Після цього прихоплену колону труб ходять непродолж-тельное час, при цьому метал непріхваченних труб відчуває дефор-мацію, в результаті якої магнітні мітки пропадають. У зоні прихвата магнітні мітки не зникають, так як ця ділянка не деформується.
Мал. 8.12. Пріхватоопределітель
Третім контрольним виміром визначають навчаючи-стік, де магнітні мітки не зникли, тобто визначають інтервал прихвата.
Якщо нафтова (кислотна або водяна) ванна не дала позитивних результатів, вдаються до сплош-ної промиванні нафтою або водою. Хмарно промивка водою можлива при бурінні в стійких породах. При переході на суцільну промивку нафтою слід уникати різкого переходу від бурового розчину до нафти, так як для підйому важкого глинистого розчину в затрубному просторі і для руху легкої нафти всередині бурильних труб потрібно високий тиск.
Циркуляція нафти в свердловині має ряд отрица-них сторін: порушує глінізація стінок скважена-ни, створює небезпеку нафтового або газового викиду.
Останнім часом ВНІІБТ і НДІ механіки Мо-сковского державного університету розроблений спосіб ліквідації прихватів колони труб, отримавши-ший назву гідроімпульсного способу (ГІС). Спо-соб заснований на порушенні пружних хвиль розвантаження в матеріалі колони труб і рідини, що заповнює свердловину, шляхом різкого зняття попередньо створених в них напружень.
Попередні напруги в матеріалі колони труб і рідини створюють шляхом впливу на пе-рекритий діафрагмою верхній торець колони хати-точного тиску, що виникає в порожнині труб після заміщення знаходиться в колоні розчину обліг-ченной рідиною, наприклад водою. Величина цього надлишкового тиску Ар залежить від різниці щільності рідини в трубному та затрубном просторах і глибини занурення рівня розділу цих середовищ в колоні; її визначають за формулою
відповідно щільність рідини в затрубному і трубному просторах; Н - глибина занурення рівня розділу рідин в ко-лонне.
Виник надлишковий тиск Ар, діючи на закритий диафраг-тимчасової платівкою верхній торець колони, створює розтягувальну силу, рівну
де S - площа перетину порожнини колони.
Під дією цієї сили в частині колони, розташованої над місцем прихвата, виникають осьові напруження розтягу, які можна визначити за формулою
для F - площа перетину матеріалу колони. Для застосування способу необхідно:
1) встановити місце прихвата і зафіксувати витяжку відміткою на
колоні;
2) провести форсовану промивку стовбура свердловини високоя-
якісно буровим розчином протягом 1,5 - 2 циклів;
3) за допомогою перевідників і патрубків з УБТ підібрати довжину ін-
струмента так, щоб верхній кінець колони при навантаженні, рівній собст-
венному вазі інструменту, виступав над ротором не більше, ніж на 40 -
50 ñì;
4) встановити в диафрагменной камері наголівника тарований на
розрахунковий тиск діафрагму;
5) встановити на верхньому кінці колони труб над ротором соответст-
вующий наголовник;
6) підключити два відвідних патрубка від заливальної головки до цемен-
тіровочним агрегатів, а всмоктувальну лінію агрегатів з'єднати з емко-
стю, заповненої технічною водою, і обпресувати нагнетательную ли
нію на тиск, що перевищує розрахункове Ар на 25%;
7) закачати агрегатами в порожнину колони труб розрахунковий обсяг про-
легченной рідини, наприклад води, до отримання розрахункового тиску Ар,
необхідного для розриву діафрагми в наголовники. При цьому відбудеться
викид порції полегшеної рідини з відкрився торця колони
труб в атмосферу;
8) після викиду в атмосферу порції полегшеної рідини закрити
засувку на наголовники за допомогою дистанційного пристрою;
9) безпосередньо після закриття засувки ходити інструмент
протягом 5-10 хв із зусиллям, що не перевищує 20 тс власної ваги;
10) якщо прихват з ліквідований, необхідно встановити нову
діафрагму і повторити цикл 5 - 6 разів;
11) якщо після цього не станеться часткову ліквідацію прихвата
(Не зменшиться довжина схопленого частини інструменту), необхідно:
а) збільшити величину Ар за рахунок використання гідродинамічних
опорів колони труб при закачуванні полегшеної рідини;
б) викликати зворотний перетік рідини з затрубного простору в
порожнину колони труб, відкриваючи крани на нагнітальної лінії і прини-
травня в ємність агрегатів не більше 3 - 6 м3 полегшеної рідини, після чого
перетікання припинити.
Описаний цикл слід проводити не більше трьох разів. При виклику об-ратного перетікання необхідно закачувати в затрубний простір буро-вимі насосами промивну рідину з параметрами, передбаченими ГТН для підтримки початкової величини гідростатичного тиску-ня в свердловині.
ДВС не застосовують, якщо щільність знаходиться в свердловині промисло-вочной рідини менш 1350 кг / м3 (1,35 г / см3); цілісність і герметичний-ність колони труб порушена; затрубний (кільцевий) простір сква-жіни завалено великими уламками гірських порід.
Для звільнення прихопленого інструменту використовують також Ясс ударний (ЯУ). Він призначений для звільнення прихопленого Бурилов-ного інструменту нанесенням по ньому осьових ударів, ходіння і
шляхом відбивання ротором. Іноді застосовують Ясс ударно-вібраційний (ЯУВ). Він призначений для звільнення прихопленого бурильного інструменту нанесенням по ньому осьових ударів, спрямованих зверху вниз, або ж створенням вібрації в колоні обертанням бурильного інструменту під натягом.
Досить ефективним способом ліквідації прихватів є різке струшування колони за допомогою забійних гідроударників, виб-ратора, вибуху шнурковим торпед малої потужності. В останньому випадку ударна хвиля, проходячи через різьбове з'єднання труби, викликає рез-кое його ослаблення. Якщо перед вибухом на труби був прикладений зворотний крутний момент, а нарізне сполучення було розвантажено від ваги ви-шележащіх труб, то під час вибуху відбувається відкріплення різьбового со-єднання, що знаходиться проти торпеди, яке потім легко відгвинчують ротором. Цей метод дозволяє в більшості випадків звільняти труби, що знаходяться вище місця прихвата.
Якщо, незважаючи на вжиті заходи, бурильну колону звільнити не вдається, її розгвинчують по частинах за допомогою бурильних труб з лівою різьбою. При розгвинчування схопленого частини доводиться спочатку рас-фрезеровивать сальник, що утворився навколо труб. Цей процес дуже тривалий і мало ефективний. Тому, якщо для вилучення схопленого частини бурильної колони потрібно багато часу, зазвичай її залишають в свердловині і обходять стороною. Таке відхилення стовбура, зване «вухо-будинок в сторону», виробляють, використовуючи методи буріння похилих сква-жін.