Прихваты бурового инструмента

Прихват бурильной колонны характеризуется невозможностью вертикальных перемещений и вращений инструмента в пределах допустимых нагрузок, а в некоторых случаях — потерей циркуляции.

На возникновение прихватов существенно влияют физические свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом. Действие других факторов (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривление ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, характер циркуляции) или не исследовали, или исследовали недостаточно, хотя в возникновении прихватов они (в ряде случаев) играют решающую роль.

Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса. Природа прихватов различна, поэтому и методы ликвидации их отличаются друг от друга и имеют свою специфику. На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно. Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется.

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

Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени. (см. рисунок 10).

Рисунок 10. Прихват бурового инструмента за счет перепада давления При резком изменении гидростатического давления в скважине из-за выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола (см. рисунок 11).

Рисунок 11 Прихват бурового инструмента за счет сужения ствола скважины В результате образования сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъеме бурильного инструмента. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

Рисунок 12 Наработка желоба и заклинивание посторонними предметами.

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

При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счетпропусков в соединениях бурильной колонны.

При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

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

Наряду с перечисленными выше факторами неустойчивости ствола к прихватоопасным относятся следующие ситуации:

продолжительные перерывы в циркуляции;

высокое дифференциальное давление между скважиной и пластом, прижимающую колонну к стенке;

рыхлая и липкая глинистая корка;

поглощение бурового раствора;

наличие постороннего предмета в скважине.

Фактические примеры решения аварийных ситуаций.

Рис. 13 Раппопроявления из подошвенной части отложений иренейского горизонта

На рисунке 13 показана ситуация, произошедшая при бурении эксплуатационной скважины в Прибортовой зоне Прикаспийской впадины. В 10:05 при глубине 1168,9 м было отмечено значительное увеличение газопоказаний (до 9%абс). Было принято решение о закрытии превенторного оборудования и утяжелении бурового раствора. Позже было выявлено, что данная аномалия была вызвана рапопроявлением из подсолевой толщи отложений иринейского горизонта.

Рис. 14 Сниженный газовый фон в связи с частичными и полными поглощениями.

На рисунке 14 отражена ситуация, произошедшая при бурении вертикальной разведочной скважины на севере Самарской области. В связи с частичными и местами полными поглощениями бурового раствора в отложениях каширского горизонта данные газового каротажа были существенно искажены, что не позволило оперативно определить характер насыщения объекта А0 в отложениях верейского горизонта (730−735м).

Рис. 15. Выделение водорода при реакции металла бурильного инструмента с промывочной жидкостью.

На рисунке 15 показана ситуация, произошедшая при бурение разведочной скважины в на севере Саратовской области. При глубине забоя 776 м был произведён переход на известково-битумный буровой раствор, после чего отмечено 10-кратное увеличение содержания водорода в буровом растворе, признаков вскрытия коллекторов не отмечено. Данная аномалия связана с химической реакцией бурового раствора с инструментом.

Рис. 16. Искажение газового фона при вводе в раствор смазки на УВ основе.

На рисунке 16 отражена ситуация, искажения данных газового каротажа вводом смазки на УВ основе. При бурение горизонтальной эксплуатационной скважины на юге Самарской области при глубине забоя 1730 м для ликвидации прихвата инструмента в буровой раствор была введена смазка на УВ основе, в связи, с чем по данным газового каротажа не удалось отследить вход в продуктивную зону бобриковских отложений. Однако это удалось сделать по данным механического каротажа, глубокой термовакуумной дегазации шлама и определению сольвентной люминесценции образцов шлама.