5. Осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента

В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, ростом глубин скважин, высокими давлениями и температурами, солевой агрессией, приводящими к деструкции БР; наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых пород, сложными конструкциями скважин и компоновок низа бурильных колонн, разнообразием систем химических обработок буровых растворов, сложной пространственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения прихватов бурильных и обсадных колонн, а также способам ликвидации последствий осложнений отводится первостепенная роль.

Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъема ее из скважины при технически допустимых натяжениях или сжатии. Предельные нагрузки лимитируются прочностью материала бурильных труб или других наиболее слабых элементов колонны, подъемного оборудования, талевой оснастки и вышки.

Под затяжкой бурильной колонны при ее подъеме понимается значительное увеличение нагрузки на крюке, при которой по техническим нормам разрешается поднимать бурильную колонну.

Посадка колонны – отмечаемое индикатором веса существенное снижение нагрузки на крюке. Обычно выделяют уменьшение нагрузки на крюке в процессе спуска бурильной колонны при прохождении сужений, желобов, уступов в отличие от разгрузки колонны при достижении ею забоя. Возможны сужения и другие препятствия, когда колонна при технически допустимой разгрузке на крюке не доходит до забоя.

Для заклинивания характерно жесткое сопротивление продольному перемещению или вращению колонны, обусловленное ее резкой посадкой в желоб, в сильно искривленный участок, перегиб ствола или сужение. Это особенно часто наблюдается при изменении компоновки колонны, спуске жестких большого диаметра длинных элементов в пробуренный ранее с использованием менее жесткой компоновки ствол, в сужение, созданное обвалообразованием или сильно изношенным по диаметру долотом или калибратором. При небольших превышениях нормального уровня усилий и крутящего момента говорят о подклинивании.

Все виды рассматриваемых осложнений обусловлены взаимодействием бурильной колонны со стенками скважины. Обвалообразования, сопровождающиеся сужением ствола, обрушением, накоплением крупных кусков породы в кавернах и на забое, образованием пробок и сальников, часто могут вызвать посадки, затяжки, заклинивания и прихваты. Другая причина прихватов – прижатие бурильной колонны к стенке, глинистой корке, под действием перепада давлений в системе скважина – пласт и нормальной составляющей ее собственного веса на наклонном участке.

5.1. Заклинивание в желобных выработках

Желоба образуется в местах перегиба искривленного ствола, особенно на лежачей стенке. В поперечном сечении размер желоба равен диаметру замка и имеет форму замочной скважины, а глубина его доходит до нескольких десятков сантиметров. Особенно интенсивно желоба образуется в верхней части сильно искривленных скважин, в мягких породах при роторном способе бурения. Вес бурильной колонны под сильно искривленным участком ствола создает боковое усилие со стороны труб на стенку скважины, в результате чего в этом месте вырабатывается желоб небольшого диаметра, через который трудно проходит инструмент и УБТ. Когда бурильная колонна поднимается или спускается, ее может заклинить в этой замочной скважине, и для извлечения потребуется провести длительные дорогостоящие операции. Если ствол скважины обсажен, то колонна может быть протерта, пока будет буриться нижняя часть ствола. По этим причинам безопаснее набирать кривизну быстро в нижних интервалах ствола. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,141,2 раза.

В процессе бурения к долоту через УБТ прилагается нагрузка, и бурильная труба находится в состоянии растяжения. Величина растяжения постепенно возрастает вверх  от верха УБТ, к столу бурового ротора. Если скважина отклоняется от вертикали и при продолжении бурения эта часть ствола противоположна натянутой бурильной трубе, то труба будет стремиться врезаться в стенку скважины. Это явление схематически проиллюстрировано на рис. 5.1, а, б. В этом желобе вероятнее всего произойдет прихват частей бурильной колонны с наибольшим диаметром. На рис. 5.1, в показан прихват УБТ в таком желобе. Особенно подвержены застреванию в желобе различные компоненты КНБК.

а) б) в) г)

Рис. 5.1. Схема образования желоба

а  образование желоба на стенке искривления скважины; б  положение трубы после образования желоба на стенке скважины; в  прихват УБТ в желобе;

г  действие расширителя при расширении желоба

После образования желоба в скважине часть его конфигурации с малым диаметром необходимо расширить до диаметра, достаточно большого для пропускания всех частей бурильной колонны. Имеются различные расширительные устройства для достижения этой цели, и действие такого устройства показано на рис. 5.1, г. Бурильная труба будет медленнее врезаться в верхнюю сторону искривленного участка скважины, если смазывающая способность бурового раствора будет высокой.

Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки: посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента.

Образовавшиеся в процессе бурения и СПО желоба снижают скорость восходящего потока БР, что приводит к загрязнению скважины и, как следствие этого, посадкам и затяжкам инструмента.

Мимальный радиус искривления R ствола скважины, при котором желоба не образуются, может быть определен по формуле

,

где Р  натяжение колонны;

l  расстояние между замками (замком и муфтой);

F  допустимая сила прижатия замка к стенке скважины.

В мягких породах F=10 кН, в породах средней твердости F =20

30 кН, в крепких  50 кН.

В лияние геологических факторов. Иногда проходимые породы имеют тенденцию отклонять долото. Управление его направлением становится более трудным при бурении через слоистые породы, которые залегают не горизонтально. Когда угол падения пород (угол между плоскостью напластования и горизонтальной плоскостью) меньше 45°, долото стремится отклониться в сторону восстания пласта или принять положение, перпендикуляр-ное напластованию. Если угол падения больше 45°, то долото имеет тенденцию бурить вниз по падению пласта или стремится принять положение, параллельное напластованию (рис. 5.2). Для предотвращения влияния пород необходимо использовать жесткие забойные компоновки.

Долото также имеет тенденцию отклоняться горизонтально, параллельно наклонному напластованию из-за разной прочности проходимых пород. Этот эффект называют «блужданием». Даже там, где напластование горизонтальное, вращаемое вправо долото имеет тенденцию двигаться вправо в искривленной скважине («уход» долота).

«Блуждание» и «уход» долота труднее контролировать, чем изменения вертикального направления, потому что они не могут быть скорректированы простым изменением вращения или нагружения забойной компоновки.

Если жесткая компоновка не обеспечивает контроль над «блужданием» или «уходом» долота, обычно требуется отклоняющий инструмент. В большинстве случаев, однако, бурильщик может предвидеть влияние геологических факторов или «уход» долота и компенсировать это проводкой скважины, например в точке начала искривления выбрать направление, которое отличается от показанного на плане (обычно влево) и использовать «уход» долота для проводки ствола к цели.

Гидравлические особенности. Как правило, направленное бурение наиболее эффективно при высокой скорости проходки, при которой требуются высокие давления циркуляции для очистки скважины от шлама.

Чтобы достичь наилучших общих результатов при наименьшей стоимости, бурильщик должен учитывать многие факторы, такие как скорость проходки, изменение угла искривления, ожидаемый абразивный износ или прихват бурильного инструмента, регулирование давления.

Скорость проходки, например, ограничивается, когда набирают кривизну, так как нагрузка на долото совместно с давлением циркуляции должны быть ограничены, чтобы контролировать интенсивность отклонения ствола. В искривленных интервалах, особенно в стволах с большим углом наклона, шлам имеет тенденцию оседать на нижнюю стенку ствола. Бурильная колонна также провисает на нижнюю стенку, ухудшая очистку восходящим потоком БР. Стабилизаторы помогают частично решить проблему, удерживая бурильную колонну на некотором удалении от стенки ствола скважины. Увеличение скорости циркуляции может заставить компоновку отклоняться слишком быстро или блуждать.

Действие сил трения. В сильно искривленных скважинах большая часть веса бурильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение бурильной колонны и увеличивает опасность истирания замков, износа и поломки труб. В мягких породах это может привести к образованию желоба на нижней стенке ствола.

Мероприятия по предупреждению желобообразования следующие:

• соответствие интенсивности искривления проходимым породам; введение смазывающих добавок в БР;

• применение эксцентричных переводников, позволяющих выводить инструмент из желоба при вращении колонны;

• соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,351,40;

• над УБТ устанавливать противожелобный центратор соответствующего размера;

• при проектировании и бурении вертикальных скважин не допускать изменения зенитного угла более 1° на 10 м, а абсолютное значение угла искривления не должно превышать 34°;

• не допускать спуск бурильной колонны с посадками. При появлении посадки, cпуск приостановить, приподнять инструмент в безопасную зону и проработать интервал до полного исчезновения посадок.

При проработке интервала желобных выработок используется такая компоновка: пикообразное долото меньшего по отношению к стволу скважины диаметра, УБТ, четырехлопастной спиральный центратор, диаметр которого в 1,11,25 раза больше ширины желоба, но меньше номинального диаметра скважины, бурильные трубы, лопастный или шарошечный расширитель, бурильные трубы.

Чтобы не допустить попадания колонны бурильных труб в желобную выработку, необходимо в компоновку ее низа установить спиральные четырехлопастные центраторы. Корпус центраторов (длиной 11,2 м) изготовляется из УБТ. Ребра центратора наваривают на корпус по спирали в виде четырех правых или левых витков. При таком расположении ребер площадь касания центратора со стенками скважины на 3040 % больше по сравнению с обычными лопастными центраторами. Места установки центраторов: первый над долотом, второй  между бурильными трубами и УБТ. Для предупреждения произвольного вращения колонны бурильных труб и попадания ее в желоб направление витков ребер на указанных центраторах должно быть противоположным. Если в компоновке бурильного инструмента участвуют УБТ различного диаметра, то между ними необходимо устанавливать центраторы.

При возникновении признаков затягивания колонны труб в желобную выработку бурильщик обязан:

– немедленно разгрузить колонну бурильных труб на 20–30 т. Разгрузку повторить 4–5 раз, не доводя силу натяжения колонны до ее собственного веса;

– проворачивать инструмент ротором с помощью ведущей трубы или клинового захвата с разгрузкой веса на 3–4 т;

– восстановить циркуляцию и повторить вышеуказанные действия (категорически запрещается освобождать инструмент путем его расхаживания натягиванием сверх собственного веса).

Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв специальных гибких торпед или торпед из детонирующего шнура.