Материал: Прихваты колонн при бурении скважин

Саратовнефтегаз применяют отсоединительный переводник другой конструкции. Бурильные трубы от прихваченных отсоединяют сре­ занием винтов, отцеплением верхней секции переводника от ниж­ ней. После вращения колонны труб вправо происходит разъедине­

ние по левой резьбе.

Во ВНИИБТ сконструирован разъединитель бурильной колонны РБК, при помощи которого свободная часть труб отсоединяется От прихваченной. Работа с разъединителем предусматривает за­ клинивание вала забойного двигателя относительно его корпуса, а разъединение осуществляется при вращении инструмента вправо. Опыт применения РБК на сверхглубокой скважине (при забоях 7860 и 7933 м ) показал высокую его эффективность.

Эффективное средство предупреждения прихватов, вызываемых желобообразованием, — контроль состояния ствола скважины при использовании профилеметрии с последующей нейтрализацией или ликвидацией обнаруженных желобных выработок. В соответствии с Инструкцией ВНИИКРнефти [10] первый замер профилемером проводится после 500 м бурения ниже башмака ранее спущенной обсадной колонны, а затем через каждые 200—300 м бурения. При обнаружении желобной выработки последующие измерения дела­ ют через каждые 100 м бурения. В этой же Инструкции приводится методика расшифровки профилеграмм. Интервалы желобных вы­ работок прорабатываются расширителем, который устанавливают в зоне выработок, а под ним располагают хвостовик из 300—400 м бурильных труб с долотом.

Геофизической партией конторы разведочного бурения Управ­ ления геологии СМ Таджикской ССР разработан восьмиточечный детализационный прибор «Спрут», с помощью которого выполнен комплекс исследований, позволивший оценить форму поперечного сечения ствола скважины в зоне расположения желоба. Этой орга­ низацией предложен способ нейтрализации желобов с помощью торпедирования мощными гибкими зарядами ВВ. Результаты тор­ педирования можно контролировать с помощью прибора «Спрут». Как показала практика широкого внедрения этого способа разру­ шения желобов, состояние ствола скважины после торпедирования вполне позволяет вести бурение без осложнений (затяжек, по­

садок) .

Качество буровых растворов существенно зависит от содержа­ ния в них твердой фазы, увеличение которой приводит к возникно­ вению осложнений, связанных с сальникообразованием, сужением ствола и прихватами, вызванными действием перепада давления. Для регулирования содержания твердой фазы бурового раствора применяют набор средств, которые выбирают в соответствии с про­ ходимыми породами и плотностью бурового раствора (табл. 29). В США выбор устройств для очистки буровых растворов ведется в зависимости от размера частиц твердой фазы (табл. 30).

Как правило, устройства для очистки буровых растворов при­ меняются комплексно. В этом отношении показательным является пример очистки буровых растворов при проводке скважин в Запад-

ной Сибири. Твердая фаза этих растворов в основном представлена частицами размером менее 75 мкм, причем частиц размером 2—15 мкм содержится до 40—50%. В этих условиях результатив­ ность очистки может быть достигнута лишь при совместном приме­ нении механических и физико-химических способов.

ВНИИКРнефть совместно с Главтюменнефтегазом в Западной Сибири применяет трехступенчатую систему очистки буровых рас­ творов, состоящую из вибросита СВ-2Б (или ВС-1), пескоотделителя 1ПГК (либо ПГ50) или гидроциклона, а также гидроциклонного

82

илоотделителя конструкции ВНИИКРнефти. Применение этой сис­ темы позволило повысить степень очистки до 50—60% вместо 30_ 35%при двухступенчатой системе.

ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ

Применяемые в настоящее время способы ликвидации прихва­ тов характеризуются значительным разнообразием. Как показыва­ ет практика, для ликвидации прихватов используют следующие действия:

«1 — соосное расхаживание и проворот бурильной колонны рото­

встряхивание прихваченной бурильной колонны с использованием

сного способа (ГИС); а&— отвинчивание бурильной колонны влево и извлечение ее по частям; ад — восстановление циркуляции и про­ мывка скважины.

В зависимости от ситуации в скважине при возникновении при­ хвата каждое из этих действий может быть результирующим, т. е. непосредственно приводящим к ликвидации прихвата. Обычно это происходит в случае, если выбор действия я» соответствует усло­ виям возникновения прихвата и характеру протекания процесса. Как правило, технология ликвидации прихватов базируется на по­ следовательном применении средств и методов, а также на их че­ редовании, что в ряде случаев (особенно в сложных геолого-техни­ ческих условиях) приводит к увеличению затрат. Поэтому необхо­ димо найти рациональную стратегию ликвидации прихвата.

Для выполнения этой задачи собраны данные пооперационных затрат времени на ликвидацию 429 прихватов, распределение ко­ торых по предприятиям, категориям и видам приведено в табл. 31.

Как следует из приведенных данных, средние затраты времени на ликвидацию одного прихвата I, II и III категорий приблизи­ тельно равны и составляют соответственно 486, 471 и 480 ч.

Прихваты под действием перепада давления

Данные об этих прихватах приведены в табл. 32. Как показыва­ ет анализ, 65%. прихватов этой категории ликвидировано установ­ кой жидкостных ванн, 22,2%.— установкой цементного моста и бу­ рением нового ствола, 6,5%—обуриванием или фрезерованием при­ хваченного инструмента, 2,8%. — расхаживанием совместно с про­ мывкой, 2,7% — другими способами. Для ликвидации 70 прихватов