Меры профилактики прихватов
В каждом конкретном случае необходимо установить наиболее опасные в этом отношении интервалы бурения, определить причины возможных прихватов, наметить меры и последовательность выполнения работ по предупреждению или исключению прихвато-опасных ситуаций в скважине.
Используя современную контрольно-измерительную аппаратуру, буровой мастер во многих случаях может своевременно заметить начало развития осложнения. Так, с помощью аппаратуры КУРС-411 (для буровых станков УКБ-4 и УКБ-5), КУРС-613 и РУМБ-1 (для станков УКБ-7 и УКБ-8) можно вести визуально наблюдение за изменением, кроме других, таких параметров, как расход промывочной жидкости, нагрузка на крюке и крутящий момент на вращателе станка.
При отсутствии этих приборов следует пользоваться приборами для контроля за отдельными параметрами, например, измерителями МКН-1 и МКН-2 для определения нагрузки на крюке. По данным этих приборов и характеру записи на круговой диаграмме устанавливают начало самозаклинивания керна, прижог алмазного породоразрушающего инструмента, заклинивания бурового инструмента и т. д.
С помощью магнитоупругого измерителя давления МИД-1 по изменению давления промывочной жидкости можно заметить начало зашламования ствола скважины, образования сальников и др.
Большой объем информации в процессе бурения можно получить, наблюдая за изменением крутящего момента на вращателе и нагрузки на крюке талевой системы при подъеме бурового инструмента.
Известно, что диаграммы затрат мощности позволяют однозначно распознавать возникновение отдельных осложнений в процессе углубки скважины, например самозаклинивание керна, прихват бурового инструмента. Устанавливается это по нестабильному характеру мощности в процессе углубки скважины (рис. ).
Постоянный оперативный контроль за определяющими параметрами режима бурения при подходе к зоне возможного осложнения позволяет своевременно и правильно установить вид прихвата, наметить необходимые меры профилактики.
Меры профилактики прихватов, связанных с репрессией на пласт. В опасных зонах необходимо применять буровые растворы, обеспечивающие достаточно низкое гидростатическое давление на пласт. Это может быть достигнуто при использовании промывочных жидкостей с минимальным содержанием твердой фазы и низкой плотностью, а также при надежной и полной очистке раствора от выбуренной породы. Замечено, что растворы с большим содержанием твердой фазы, образующие на стенках скважин толстые и рыхлые фильтрационные корки, более прихватоопасны. В тех случаях, когда при бурении скважин на нефть была налажена нормальная очистка раствора от шлама, число прихватов сократилось . Однако снижение плотности раствора возможно только в том случае, если это не приведет к нарушению устойчивости открытого ствола скважины.
Во всех случаях необходимо, чтобы промывочные растворы имели минимальную водоотдачу и толщину фильтрационной корки.
Рис. 3.3. Характер изменения мощности при бурении трещиноватых пород (а) и прихвате бурового снаряда (б)
В практике бурения нефтяных скважин рекомендуется применять различные способы кольматирования проницаемых пород, создания непроницаемых зон в прихватоопасных участках скважин. С этой целью промывочные жидкости обрабатывают реагентами, загущающими их фильтраты, типа КМЦ, метас, гипан, К-9, М-14 и др. Такие реагенты, как КМЦ, гипан, КССБ и другие, при взаимодействии с пластовыми хлоркальциевыми водами, кроме того, могут образовывать нерастворимые в воде соединения, повышающие их закупоривающее действие.
В некоторых случаях используют полимерные вязкоупругие композиции, которые задавливают в проницаемую породу с помощью гидравлических вибраторов. Последние создают в скважине импульсы давлений до 4 МПа при частоте 30 Гц и подаче жидкости до 35 л/с.
При бурении на твердые полезные ископаемые кольматация проницаемых пород может быть обеспечена также методом сухого тампонирования. Для снижения вязкости получаемого при этом в скважине тампонажного раствора могут быть использованы высокочастотные гидровибраторы, включаемые в состав тампонажного снаряда.
Находят применение отверждающиеся растворы, например, следующего состава (в %): глинистый раствор 15, формальдегид 15 и смола СТ-10 30, остальное — вода.
Известно, что снижение прихватоопасности обеспечивается вводом в промывочную жидкость смазывающих добавок, в качестве которых наиболее часто применяются следующие препараты: кожевенная паста до 3 %, смыленная смесь гудронов до 2,5—3 %, и серийно выпускаемые специальные концентраты: эмульсол лесохимический ЭЛ-4, эмульсол нефтехимический ЭН-4, ленол 10, ленол 32, морозол 2. Вводить эти добавки в раствор следует в полном соответствии с рекомендациями по их использованию [35].
В отдельных организациях в качестве таких добавок употребляют СМАД-1, реагенты Т-66, Т-80, графит, ГКЖ-Ю + нефть и др.
Для предупреждения затяжек, прихватов бурового инструмента фирма «Добб интернэйшнл» предложила вместо ранее применявшихся пластмассовых шариков вводить в промывочную жидкость стеклянные. Их действие подобно шариковому подшипнику. Стеклянные шарики прочнее пластмассовых в 3 раза. Они выдерживают температуру до 760°С против 185°С для пластмассовых. Фирма выпускает две их разновидности: Стик-лесс-20 для предупреждения развития прихватов и облегчения освобождения прихваченного бурового инструмента и Торк-лесс ДИ-170 для предотвращения затяжек бурового инструмента и снижения крутящего момента. Определенный интерес представляют результаты их применения. Так, с помощью шариков Стик-лесс-20 диаметром 0,7 мм, закачанных в зону прихвата в количестве 20 кг/м3 раствора, осложнение было ликвидировано. С помощью шариков второго типа добились снижения крутящего момента при бурении наклонной скважины до 60 %.
М. Р. Мавлютов и др. указывают на успешное предупреждение прихватов в высокопроницаемых песчаниках и набухающих глинах с помощью растворов на нефтяной основе и при работе с различными эмульсионными жидкостями, особенно с введением в них органофильных глин в качестве твердой фазы.
Для замены дизельного топлива как одного из компонентов эмульсионных жидкостей фирма «Хромаллойдельта мю» разработала нетоксичный буровой раствор на углеводородной основе .
В качестве других технологических приемов рекомендуется: не оставлять буровой инструмент без движения в открытом стволе скважины, особенно в неустойчивых, сильно проницаемых породах; производить периодическое медленное проворачивание бурового инструмента, не допускать резких колебаний гидродинамического давления на пласт при СПО; не оставлять буровой снаряд на забое или в призабойной зоне при остановке его вращения и прекращении циркуляции промывочной жидкости по скважине. При нарушении циркуляции следует поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на длину ведущей бурильной трубы, а в некоторых случаях — на одну — две свечи. При длительной остановке циркуляции колонну бурильных труб поднимают в обсадные трубы. Все работы при СПО следует производить быстро. Иногда в прихватоопасных зонах со стенок скважин удаляют рыхлую и толстую фильтрационную корку. Рекомендуется также применять квадратные УБТ и центраторы.
Профилактика прихватов при бурении скважин в породах, способных к сужению и кавернообразованию, при загрязнении раствора должна сводиться в первую очередь к предупреждению развития этих явлений. Следует избегать уступов в открытом стволе скважины (телескопических конструкций скважин). При накоплении шлама в кавернах необходимо прибегать к связыванию его с породой в подошве каверны методами тампонирования, отверждающимися растворами и т. д. В этих же случаях можно использовать различные гидрофобизирующие добавки, которые препятствовали бы агрегированию частиц шлама в местах их скоплений, применять гладкоствольную колонну бурильных труб.
С целью предотвращения падения случайных предметов в скважину необходимо иметь простейшие устройства для перекрытия устья скважины как при. наличии, так и при отсутствии в ней колонны бурильных труб. Не следует работать с неисправным спуско-подъемным инструментом.
Члены буровой бригады должны быть обучены основным принципам распознавания видов прихватов, методам их профилактики и ликвидации.
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2638;