Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 83

 

489 

Причины. 

1.. Затаскивание в желоба. 
2. Пластовые или выбуренные осыпи вокруг бурильной трубы и уплотнение их. 
З.  Слишком  быстрый  спуско-подъём  инструмента  и  разрушение  сужения,  плотной 

перемычки или призабойной зоны. 

4. Бурение с большой скоростью и не использование соответствующей гидравлики. 
5.  Бурение  очень  больших  по  диаметру  скважин  (14  1/2''  и  больше)  быстрее,  чем 

удаление выбуренной породы имеющимся оборудованием. 

6.  Бурение  с  потерей  циркуляции  водой  без  периодического  заполнения  ствола 

вязким буровым раствором. 

7.  Не  соблюдение  мер  предосторожности  при  расширении  или  спуске  на  забой 

долота  после  алмазного  или  колонкового  долота  или  наоборот.  Это  может  вызвать 
заедание долота в скважине нормального диаметре. 

8.  Спуск  полного  или одного  с  долотом  размера    стабилизатора  вместо  роликового 

расширителя  одинакового  с  полетом  размером  после  спуска  турбинного  алмазного  
долота с шарошечным долотом. 

9.  Оставлен  закрытым  насос  (не  циркулирующий)  при  разбуривании  пласта  или 

цемента. Иногда это происходит внутри обсадной трубы. 

10. Отвердевание бурового или цементного раствора. 
1. 1. Падение металлического утиля  в призабойную зону. 
12. Смятие обсадных труб. 
 

Меры предотвращения 

Предлагаются меры предупреждения или минилизации  возможности прихвата. 
1. Желоба образуются в результате резкого изменения направления  ствола и могут 

быть  предупреждены.  Глубина  и  сверхнатяг    всех  затяжек  должен  отмечаться    во  время 
рейса  и    регистрироваться  в  буровом  журнале.  Обычная  затяжка  двух  последующих  
рейсов  с  чрезмерным натягом во  втором  рейсе  -  показатель образования  желоба.  В  этом 
случае следует вторую (верхнюю) пробку или колонный рассекатель  спустить в ствол. 

2. Выполняя спуско-подъёмные операции, нельзя форсировать трубу  через сужения 

или  перемычку.  Используется  циркуляция,  расхаживание  и/или  проворот  трубы  через 
сужение  или  перемычку.  Промысловое  эмпирическое  правило  показывает,  что  величина  
натяга,  требуемая  для  освобождения  трубы  почти  в  три  раза  больше  веса  посадки,  
необходимого для прихвате. 

З.  Гидравлика  и  реология  должны  всегда  соответствовать  размеру  скважины  и 

скорости проходки. 

4.  Постоянно  регулировать  скорость  проходки,    особенно  для  скважин  большого 

размера. 

5.  Во  время  бурения  с  потерей  циркуляции  обязательно  заполнение  скважины 

низким  буровым  раствором  через  определенные  интервалы  и  при  увеличении 
вращающего момента. 

6.  Заполнять  скважину  вязким  буровым  раствором  даже  при  наличии    циркуляции,  

если  оказывается,  что  скважина  не  тщательно  промыта.  Признаками  этого  могут  быть 
уплотнение,  заполнение  забоя  после  свинчивания    или  рейса  или  увеличение  крутящего 
момента и/или натяжка, не связанная с изменениями  литологии или  пластового давленая. 

7.  При  бурении  алмазным  долотом  размер  и  конфигурация  скважины  немного 

отличаются  от  бурения  шарошечным  долотом.  Поэтому  нужно  быть  внимательным  при 
спуско-подьёме  до  забоя  с  шарошечным  долотом  через  интервалы,    пробуренные 
алмазным долотом и наоборот. 

8.  Турбо-алмазная  компоновка  имеет  тенденцию  к  бурению  ступенчатой 

конфигурации.  Поэтому  следует  применять  роликовый  расширитель  одного  с  долотом 
размера вместо стабилизатора одного с долотом размера для преодоления уступов. 

 

490 

9. Всегда спускать опробованный бурильный ясс в бурильной колонне. 
 

Избирательный (дифференциальный) прихват 

Избирательный  прихват  чаще  всего  является  результатом  перепада  давления, 

которое называется также «пристенным» прихватом. 

Этот тип прихвата характеризуется двумя условиями. 
1.  Гидростатическое  давление  бурового  раствора  в  призабойной  зоне  должно 

превышать давление смежных пород. 

2. Должен быть пористый проницаемый пласт. 
На 

рис.1 

показана 

механика 

пристенного  прихвата. 

На 

этом  примере  

гидростатическое  давление  бурового  раствора  на  500  рsi  больше  пластового  давления.  В 
«А»  УБТ  отцентрованы  и  не  прихвачены.  Гидростатическое  давление  равномерно 
действует во всех направлениях. В «В» и «С»   виден прихват УБТ, т. к. они находятся в 
корке  напротив  проницаемой зоны.  Как  видно  из  «С»  гидростатическое  давление  теперь 
действует  на  площадь  контакта  между  глинистой  коркой  и  УБТ.  Это  давление  прочно 
удерживает УБТ на стенке ствола скважины. Сегмент, на который это  усилие действует, 
показано пунктирной линией от «а» до «в». Это расстояние зависит от глубины внедрения 
УБТ/трубы в глинистую корку. Глубина  внедрения зависит от толщины глинистой корки, 
определяющей  контактную  площадь  между  трубой  и  коркой.  Толщина  корки  зависит  от 
концентрации твёрдых веществ в буровом растворе. На каждый изолированный кв.дюйм 
нужно усилие в 500 фунтов. Для 20-футовой секции 6''  УБТ в скважине размером 7 5/8'', 
внедренные в 1/8''  корку горизонтальное, или боковое усилие рассчитываются: 

2 

500 рsi (3,75 дюйм

2

 /дюйм)( 12''/фут)(20 ф.)=450000 фунтов. 

Для  расчёта  вертикального  усилия  необходимого  для  поднятия  трубы  для 

освобождения  это  усилие  умножается  на  коэф.трения,  который обычно  бывает от  0,1  до 
0,3'',    для  растворов  на  водяной  основе  и  0,06-0,1''  для  растворов  на  нефтяной основе.  В 
этом  случае  вертикальное  усилие,  необходимое  для  освобождения  трубы,  равно  45000 
фунтов с коэф.трения 0,1 и 135000 ф. с коэф.трения 0,3. 

 

Рис.1. 

 

Причины и симптомы 

Дифференциальный прихват определяется одним или более условием. 
1.  Гидростатическое  давление  бурового  раствора  в  призабойной  зоне  превышает 

давление смежных пород. 

2.  Пласт  в  месте  прихвата  трубы  обычно  пористый,  проницаемый  песчаник, 

известняк или доломит. Такое сочетание дифференциального давления и пористого пласта 
ведет к поглощению и образованию глинистой корки на стенке призабойной зоны. 

 

491 

3.  Толстая  глинистая    корка  состоит  из  нежелательных    выбуренных  твёрдых 

веществ, которые оседают в пласте. Увеличивается контактная площадь между стволом и 
трубой. Толстая корка характеризуется большим коэф. трения, чем корка из бентонита. 

4. Поглощение жидкости пластом / -  это механизм образования дифференциального 

давления  и  корки  на  пористом  проницаемом  пласте.  Высокий  темп  поглощения  ведет  к 
быстрому  росту  глинистой  корки  и  увеличению  контактной    площади  между  трубой  и 
стволом. 

5.  Поскольку  большинство  скважин  искривлены,  труба,  находящаяся  стационарно 

против  пористой  проницаемой  зоны,  обычно  форсируется  на  стенку  ствола 
конфигурацией скважины. Со временем контактная площадь увеличивается. 

6. Обычно вокруг прихваченной трубы циркуляция не прекращается. 
 

Предупредительные меры 

С  точки  зрения  эксплуатации  исключить  условия,  связанные  с  дифференциальным 

прихватом, невозможно, но определенные  меры для снижения возможности прихвата до 
минимума следующие: 

1..  Во  время  бурения  регулировать  наименьшее  дифференциальное  давление, 

поддерживая  безопасно  минимальный  вес  бурового  раствора.  Некоторые  операторы 
сохраняют  предельный  вес  раствора  для  обеспечения  верхнего  предела  безопасности  во 
время  бурения.  Этого  следует  избегать,  т.к.  создается  предельное  дифференциальное 
давление, увеличивающее возможность прихвата. 

2. Снизить контактную площадь между стволом и трубой минимальной длиной УБТ, 

необходимой  для  требуемого  веса  долота.  Контактную  площадь  можно  уменьшить 
небольшими  УБТ  спиральными  или  квадратными,  использованием  стабилизаторов,  а 
также утяжеленными трубами вместо веса УБТ. 

З. Уменьшить контактную площадь между стволом и трубой уменьшением толщины 

и  гибкости  корки.  Толстая  мягкая  корка  увеличивает  контактную  площадь,  уменьшая 
диаметр ствола и обеспечивая погружение трубы в неё, а вязкая корка уменьшает площадь 
контакта.  Толщина  корки  зависит  от  типа  размера  и  концентрации  твердых  веществ  в 
буровом растворе. Правильная концентрация бентонита и полимеров, а также подбор типа 
и концентрации химреагентов дают тонкую, прочную (вязкую) корку. 

4.  Поддерживать  низкую  скорость  фильтрации  при  температуре    и    перепаде 

давления в скважине. Обработка раствора основывается на результатах этих исследований 
с учётом требуемых свойств. 

5.  Циркуляционная    система  должна  быть  совместима  с  разбуриваемым  пластом.  В 

противном  случае  может  произойти  увеличение  ствола  и  другие  проблемы,  связанные  с 
возможным прихватом. 

6.  Поддерживать  оптимальные  условия  удаления  шлама,  снизить  до  минимума 

эрозию ствола, обеспечить нужную мощность не долоте. 

7.  Не  допускать  накопления  твёрдых  веществ  или  увеличение  веса  раствора  в 

кольцевом  пространстве.  Это  приводит  к  образованию  корки  под  действие  перепада 
давления. 

8. Не оставлять бурильную колонну в состоянии покоя, если только нет возможности 

её расхаживания или веская причина не делать этого. 

 

Методы и технология освобождения прихваченных труб 

1.  Освобождение  с  помощью  бурильного  ясса.  Прихваченная  труба  встряхивается 

несколько 

раз 

после 

прихвата. 

Это 

важно, 

т.к. 

вероятность 

освобождения 

дифференциально  прихваченной  трубы  уменьшается  со  временем,  а  труба  сильнее 
прихватывается  в  результате  отсутствия  движения.  Важно  также  знать,  что  чаще  всего 
труба освобождается при вращении вверх и встряхивании вниз. 

 

492 

2.  На  прибрежных  месторождениях,    где  существуют  более  молодые  породы, 

эффективен пропитывающий раствор вокруг прихваченной трубы. Этим раствором может 
быть PIPE-LAX



  W ‚ нефть, раствор на нефтяной основе, насыщенный соленый раствор, 

кислота или специальные ПАВ типа PIPE-LAX



  , добавляемое в сырую нефть, керосин, 

минеральное  масло,  дизельное  топливо  или  смесь  с  раствором  на  нефтяной  основе.  Для 
утяжеленных  растворов  PIPE-LAX



можно  смешивать  с    VERSADRIL



  или 

VERSACLEAN



  в  соответствии  с  весом  раствора  в  скважине.  При  этом  столб  более 

лёгкой  жидкости  не  проходит  через  более  тяжелый.  Метод  переноса  флюида  включает 
размещение  пропитывающих  растворов  вокруг  вылавливаемого  предмета.  Наиболее 
успешные  растворы  -  PIPE-LAX



  и  нефть  или  PIPE-LAX



W.  Наибольший  успех 

достигнут  смешиванием  PIPE-LAX



  с  нефтью,  VERSADRIL



или  VERSACLEAN



. 

PIPE-LAX



-  специальный  раствор  освобождения  пристенных  прихватов,  а  также  при 

ремонтных  ловильных  работах.  На  каждый  баррель  нефти  или  раствора  на  нефтяной 
основе добавляется по 1 галлону 

Эта  смесь  вероятнее  всего  изменяет  контактную  площадь  между  коркой  и 

прихваченной трубой. Корка растрескивается как показано на рис.2. 

 

 

Рис.2.  Растрескивание  глинистой  корки  под  действием  нефти  и  PIPE-LAX



  с 

нефтью. 

Глинистая  корка  рис.2  обрабатывалась  тем  же  раствором  с  помощью  стандартной 

фильтрационной камеры АНИ, имеющей съёмную дрёнажную пробку, расположенную на 
верху камеры. Одна камера была заполнена нефтью, а другая PIPE-LAX



   с нефтью. Обе 

камеры  были  помещены  на  фильтрующие  прессы  при  100  psi  .  Смесь    PIPE-LAX



  с 

нефтью  быстрее  разрушила  корку  и  прошла  через  неё  быстрее.  Растрескивание  корки 
только  нефтью  оказалось  в  меньшей  степени  и  прохождение  через  корку  медленнее. 
Освобождение  прихватов  ускоряется  при  использовании  этой  смеси  с  раствором  на 
нефтяной основе. 

В  табл.  1  приведены  результаты  освобождения  труб  в  178  случаях,  данные  чётко 

демонстрируют  наибольшую  вероятность  прихвата.  PIPE-LAX



    с  нефтью  оказался 

достойным применения. 

Из  247  прихватов  были  освобождены  203  трубы  пропитывающим  раствором  PIPE-

LAX



/нефть,  т.е.  82%.  Время  освобождения  трубы  2  1/3  часа,  а  большая  часть 

освобождения заняла всего час и даже меньше. Средний вес бурового раствора составил 
13,2 ф./гал, утяжеленного -18,2 ф./гал и труба была освобождена через 45 минут. 

 

Метод разгрузки 

УБТ, являясь частью бурильной колонны, часто прихватываются к стенке скважины. 

Подготовка  и  размещение  раствора  PIPE-LAX



/нефть  вокруг  УБТ  в  кольцевом 

пространстве  -  несложны.  Независимо  от  места  прихвата  бурильной  колонны  объём 
пропитывающего  раствора  должен  быть  достаточным  для  покрытия  всей  секции 
прихваченной трубы. Рекомендуется выполнение следующего: