книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfСаратовнефтегаз 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-
5 - 1 1 5 8 |
81 |
Плотность
бурового
Породы раствора, кг/м*
Песчаники, |
известняки, |
<1200 |
|
доломиты |
|
|
1200-1500 |
|
|
|
>1500 |
Песчаники, |
известняки, |
<1200 |
|
доломиты с прослойками |
1200—1500 |
||
глин, аргиллитов, мерге |
>1500 |
||
лей, алевролитов |
|
|
|
Глины, аргиллиты, алев |
<1200 |
||
ролиты, известняки |
|
1200-1500 |
|
|
|
|
>1500 |
Каменная соль |
|
<1200 |
|
|
|
|
1200—1500 |
|
|
|
>1500 |
Каменная |
соль с |
про |
<1200 |
пластками |
терригенных |
1200-1500 |
|
пород, бишофита, |
галит |
>1500 |
|
с прослойками бишофита |
|
Категория частиц |
Размер |
по размерам |
частиц, мкм |
ТаблицЩ29
|
Устройства для очистки |
|
|||
Вибрационное сито |
Гидроциклонный 1 пескоотделитель |
Гидроциклонный отделитель |
Гидроцнклонная ус тановка для кондици онирования раствора' |
Ситогидроциклонная установка (вибро сепаратор) |
Установка для удале-/ ния избытка глины изI |
|
|
|
|
|
[ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
|
— — |
|
|
|
|
|
—“ |
|
||
+ |
|
|
—— |
|
|
|
|
|
— |
|
|
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
+ |
—- |
— |
— |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
|
|
+ |
4 - |
+ |
+ |
— |
|
1 |
|
||||
+ |
— |
— |
— |
+ |
f |
+ |
|
||||
+ |
+ |
+ |
— |
— |
|
+ |
— |
— |
— |
+ |
|
+ |
— |
— |
— |
— |
|
|
|
|
|
|
|
+ |
+ |
+ |
— |
— |
|
+ |
— |
— |
— .. |
+ |
|
+ |
|
|
|
|
+ |
Таблица 30
Устройства для удаления частиц из бурового раствора
Крупнозернисты* |
>2000 |
Вибрационные сита |
Промежуточные |
250-2000 |
То же |
Средин* |
74-250 |
Гидроциклонный пескоотделитель |
Мелкие |
44—74 |
Гидроциклонный илоотделитель |
Сверхмелкие |
2 -4 4 |
Центрифуги (с применением флокулян* |
Коллоидные |
< 2,0 |
тов селективного действия) |
Центрифуги (с разбавлением водой) |
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
ром; а2 — установка жидкостных |
ванн (а\, |
я”, я*11, а™) — |
соответственно нефтяная, кислотная, |
водяная, |
щелочная); яз— |
встряхивание прихваченной бурильной колонны с использованием
взрывов торпед; я4— обуривание, фрезерование |
прихваченного |
||
инструмента; as — установка цементного моста и бурение |
нового |
||
ствола; я6 — применение |
специальных технических |
средств |
(удар |
ников, яссов, вибраторов |
и др.); а? — использование гидроимпуль |
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
5* |
83 |
|
|
3 |
Талги |
25 |
1336 |
1336 |
269 |
|
|
|
2 |
То же |
153 |
2883 |
2873 |
190 |
|
Мангышлак- |
2087 Узень |
68 |
1310 |
450 |
214 |
190 |
||
нефть |
|
6 Аламурын |
106 |
1210 |
1205 |
295 |
235 |
|
|
|
|||||||
|
|
6 То же |
,60 |
1500 |
1500 |
214 |
190 |
|
|
488 Жетыбай |
91 |
552 |
552 |
214 |
190 |
||
|
|
8 Северная Ракум |
19 |
2446 |
2446 |
214 |
190 |
|
|
|
10 То же |
18 |
1871 |
1871 |
214 |
190 |
|
|
I |
51 |
Тенге |
29 |
1243 |
1243 |
295 |
190 |
|
|
2 Западная Тенге |
99 |
1613 |
1600 |
295 |
190 |
|
|
12137 Узень |
21 |
495 |
495 |
214 |
190 |
||
|
,1900 Узень |
245 |
1320 |
1320 |
214 |
190 |
||
|
I |
488 Жетыбай |
19 |
1424 |
1424 |
214 |
190 |
|
|
1 |
2 Западная Тенге |
36 |
2455 |
2455 |
295 |
190 |
|
Саратовнефте- |
I |
65 Краснокутская |
156 |
1252 |
825 |
269 |
|
|
газ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
90 Ровенская |
1650 |
1973 |
1968 |
188 |
170 |
оо
СО
1
203/68
146/106
203/50
178/70
178/75
178/100
178/80
203/50
203/100
178/75
203/50
178/50
146/124
I а3 — 24; |
а8 — 1680 |
|
||
а! — 10; а\ — 15 |
|
|||
— 20; |
а\ — 24; |
— 24; |
||
a4— 25; а\ — 20; ах — 40 |
||||
ах + |
2а\ = 68 |
|
||
ах + 4а%= |
106 |
|
||
аг -f- 2а| = |
60 |
|
||
ai + 2а\ = 35; а5 — 56 |
||||
ах |
а| = |
|
19 |
|
ах -Ь а| = |
|
18 |
|
|
ах — 8; |
2а£— 21 |
|
||
ах -J- 4а%= 36 |
|
|||
ах 4- |
= 21 |
|
||
ai |
21; |
3a2~f-ax = |
78; а5— 146 |
|
Зх+ а |= |
19 |
|
||
ai 4" 4a^ = |
36 |
|
||
а 2 — 24; |
а3— 16; |
а4— 72; |
||
|
а2 + |
|
ai = 20; |
а4 — 24 |
ai |
17; |
а3— 3; а3 — 5; ах — Ю; |
||
а2 — 8; |
а2П — 4; а^ — 3; |
|||
|
ах — 45; а6— 1555 |
<6
о
Объединение |
Номер скважины |
и площадь |
Саратовнефте- |
25 Сплавнухинская |
газ |
|
Удмуртнефть |
616 Киенгопская |
|
614 То же |
Нижневартов |
3667. |
ское УБР № 2 |
|
|
4663 |
Ставрополь- |
8 Отказненская |
нефтегаз |
9 Серавимовская |
|
|
Ннжневолжск- |
3 Каратон |
нефть |
84 Белогорская |
|
|
|
1 Петров Вал |
|
.2 То же |
к |
3 |
0> |
ё |
к |
|
к |
Кк |
|
tts’ |
* |
к в |
со |
Местонахожде долотавмоме прихвата»м |
|
CQС |
0 |
|
SL‘ |
* |
|
ч н |
О |
|
КS |
CG |
|
S3 |
|
|
я к |
ё |
|
£ * |
>. |
|
Си CL |
|
|
895 3138 3136
118 1295 1294,5
46 1278 1278
57 1657 1657
14 2256 2256
66 5442 5433
25 2735 2733
27 4017 4017
157 4797 4677
62 4639 4510
5 3283 3205
Продолжение табл• SS
Компоновка низа прихваченной бурильной колонны
S |
СХ |
S |
|
В |
о |
о |
\о |
с; |
о. |
§ |
Р*<4 |
н а |
|
188 |
170 |
190 |
170 |
190 |
«Недра» |
214 |
190 |
214 |
190 |
190 |
«Недра» |
214 |
|
214 |
|
ИСМ-212 |
190 |
214 |
|
214 |
190 |
Си
§
си
н
в
иа
£Г я
(мы) |
|
|
|
Методы (действия |
|
|
|||
g |
|
н соответствующее нм время |
|||||||
УБТ, диаметр |
|
ликвидации прихвата (в ч) |
|||||||
& |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
cd |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
|
|
|
|
|
|
|
|
146/36 |
aj — 24; |
a\ — 40; |
at + ae = |
168; |
|||||
|
|
|
а9 — 28; ax + |
а9 = |
150; |
||||
|
|
|
а2 + |
ai = 45; |
а8 — 44 |
|
|||
|
|
ax — 24; |
ag— 16; |
|
ai — 24; |
|
|||
|
|
|
4 П— 16; |
ai — 38 |
|
||||
|
|
ах— 8; |
aj — 8; ах — 12; а£ — 10; |
||||||
|
|
|
|
|
~“ 8 |
|
|
||
178/12 |
ах — 2; |
ag — 5; |
аг — 8; |
а | — 5; |
|||||
178/24 |
|
ах — 17; |
|
5; ах |
15 |
||||
ах — 2; |
а£— 4; |
ах — 8 |
|
|
|||||
146/136 |
ах— 19; |
2а\ — 47 |
|
|
|
||||
178/94 |
ах — 9; а 2 + а х = 1 6 |
|
|
||||||
178/120 |
ах — 10; |
г\ — 17 |
|
|
|
|
|||
|
|
За! |
3g = |
157 |
|
|
|
|
|
178/115 |
За| — 35j |
-j~ Зд = |
27 |
|
|
||||
|
|
а2 + |
ах = |
5 |
|
|
|
|
1 |
1 |