🗊Презентация Прихват бурильной колонны и методы борьбы с ним. Семинар 12

Семинарские занятия по дисциплине «Техника и технология строительства нефтяных и газовых скважин». Семинар №11 Прихват бурильной колонны и методы борьбы с ним. Основные Темы семинара: 1. Прихват бурильной колонны и причины его возникновения.  2. Мероприятия по предотвращению прихвата БК; 3. Мероприятия по ликвидации прихвата БК;.

Причины возникновения прихватов По однородности факторов и обстоятельств возникновения прихваты делятся на три типа. 1. Прихваты под действием дифференциального давления (скважина-пласт). 2. Прихваты из-за осыпей и обвалов, пластического течения пород, образования сальника, оседания твердой фазы бурового раствора. 3. Прихваты вследствие заклинивания колонны труб в суженной части ствола, в же- лобной выработке, посторонним предметом.

Характерные признаки прихватов 1-типа Потеря подвижности колонны при сохранении нормальной циркуляции (увеличение осевых усилий и крутящего момента при перемешщении и вращении БК); Факторы-причины возникновения: наличие большого интервала высокопроницаемых пластов; оставление колонны труб без движения; Наличие дифференциального давление со стороны скважины; наличие прижимающего усилия от нормальной составляющей веса колонны труб в наклонном стволе; величина площади неподвижного контакта;

Схема возникновения дифференциального прихвата

Динамика изменения зоны контакта БК со стенкой скважины

Факторы, влияющие на рост фильтрационной корки a)   Величина дифференциального давления (чем больше это давление тем больше толщина корки); b)   Концентрации мелкого шлама в растворе ( с увеличением содержания мелкого шлама фильтрационная корка становится более пористой и проницаемой, что ускоряет ее рост и увеличивает ее конечную толщину поэтому идеальной может считаться тонкая, твердая фильтрационная корка, образовавшаяся только из твердой фазы бурового раствора); с) Чем меньше водоотдача бурового раствора, тем тоньше и тверже будет фильтрационная корка.

Влияние мелкого шлама на формирование фильтрационной корки

Мероприятия по предупреждению прихватов 1-го типа В открытом стволе скважины бурильную колонну не оставлять без движения более 5 минут ниже глубины 1500 м (по вертикали). В прихватоопасной зоне все профилактические и ремонтные работы производить после подъема КНБК в башмак обсадной колонны. При спуске бурильного инструмента производить промежуточные промывки с расхаживанием бурильной колонны на длину рабочей трубы. Для предупреждения поглощения промывочной жидкости, необходимо уменьшить гидродинамическое давление на пласты; В интервалах проницаемых пластов, при скоростях бурения более 15 м/час, перед наращиванием промыть и прошаблонировать скважину; Параметры промывочной жидкости должны соответствовать проектной документации; Содержание смазывающей добавки в растворе не должно допускать прилипания бурильных труб; Перед подъемом бурильного инструмента, после окончания долбления, производить промывку скважины до полного выравнивания параметров промывочной жидкости по всему циклу, но не менее одного цикла с постоянным расхаживанием инструмента на длину ведущей трубы.

Характерные признаки прихватов 2-го типа Потеря подвижности колонн в сочетании с поглощением, потерей циркуляции промывочной жидкости; Факторы-причины возникновения: - низкое качество бурового раствора, прежде всего, большая величина фильтрации; - несоответствие типа бурового раствора разбуриваемым горным породам; - большие колебания давления промывочной жидкости в открытом стволе скважины, приводящие к поглощениям раствора и гидроразрывам пластов, а следовательно и к снижению уровня раствора и уменьшению противодавления на стенкискважины; - длительное оставление вскрытых малоустойчивых отложений без крепления их обсадными трубами; - механическое воздействие замковых соединений бурильной колонны на стенки скважины.

Скопление шлама в наклонном стволе в зоне КНБК

Картина потока частиц шлама в наклонном стволе при различных значениях зенитного угла и скорости потока.

Набухание и осыпание неустойчивых пород на стенках скважины

Обрушение и выпучивание стенок скважины

Настораживающие признаки прихвата 2-го типа Наличие на сетках вибросит крупных кусков темной, вязкой глины (гидратированный сланец); Значительное увеличение затяжек и посадок БК; КНБК облеплена шламом (обнаруживается при подъеме); Из - за уменьшения диаметра ствола, давление на стояке растет; Увеличивается содержание твердой фазы в БПЖ; Увеличивается крутящий момент вращения БК; Увеличивается плотность БПЖ из-за поступления в него большого количества твердой фазы; - большой интервал недохождения инструмента до забоя; - малая скорость проработки ствола; Ситуация быстро ухудшается со временем. Затяжка БК при спускоподъемных операциях становится больше.

Предупреждение прихватов 2-го типа Запрещается бурение при неисправной системе очистки БПЖ; Не допускать подъема бурильной колонны с поршневанием; В случае появления затяжек при подъеме промыть скважину с одновременным расхаживанием инструмента; При подъеме инструмента непрерывно доливать скважину; При полной или частичной потере циркуляции прекратить бурение и восстановить циркуляцию БПЖ; В случае понижения давления произвести полный подъем БК с целью определения места промывки бурильного инструмента; Проверить совместимости химреагентов, утяжелителей и других добавок; При восстановлении циркуляции, промывку, во избежание разрыва пласта, начинать с минимальной производительностью бурового насоса;

Характерные признаки прихватов 3-го типа Потеря подвижности колонн при резких изменениях КНБК и конфигурации ствола и сохранении нормальной циркуляциии; Факторы-причины возникновения: сработка долот и(или) калибрующих элементов по диаметру; резкие изменения параметров кривизны ствола скважины; спуск жестких КНБК, большего диаметра в непроработанный ствол; желобообразование; заклинка посторонними предметами (элементами долот, кувалды, клинья и сухари, крупных кусков твердой породы и др.).

Схема формирования желобов на стенках скважины

Предупреждение прихватов 3-го типа Интенсивность набора кривизны не должна превышать 2 градуса на 10м по пространственному углу, кроме скважин, бурящихся по специальной программе; Запрещается использование калибраторов, расширителей и центраторов, потерявших диаметр более чем 4 мм; При изменении компоновки БК, наличии интервалов сужения и посадок колонны труб СПО проводить на скоростях до 0,5 м/с; При выполнении плановых геофизических исследований проводить кавернометрию и прфилеметрию конфигурации ствола скважины; Прихватоопасные желобные выроботки проработать сверху вниз с последовательным увеличением диаметра расширителя; При необходимости спуска более жесткой компоновки произвести проработку пробуренного ранее интервала; В аварийных ситуациях при создании на бурильную колонну повышенных нагрузок максимальные растягивающие нагрузки не должны превышать 80% усилия, при котором напряжение в теле трубы дос­тигает предела текучести.

Способы ликвидации прихватов

Расчет допустимого натяжения БК при ликвидации прихвата      Расчет допустимого натяжения производится по формуле:       где: - предел текучести материала труб, кН; F - площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы,м2; k - коэффициент запаса прочности, определяющий степень износа труб. Принимается равным 1,2-1,3.

Основные правила предупреждения прихватов при проектировании строительства скважин 1. Выбор конструкции скважины производится на основе выделения зон с несовместимыми условиями бурения и разобщения их спуском и цементированием обсадных колонн. 2. Определяются прихватоопасные интервалы и устанавливаются разновидности прихватов, которые могут возникнуть при, бурении их. 3. Выбирается вид промывочной жидкости, соответствующий горным породам геологического разреза. Современные требования к промывочной жидкости, способной предотвратить прихваты труб, включают необходимость быть инертной по отношению к породам в целях нерастворения их и неснижения прочности стенок скважины, обладать хорошей смазочной способностью и малым содержанием твердой фазы. 4. При расчете плотности бурового раствора для вскрытия нефтегазоводонасыщенных пластов, включенных в один интервал совместимых условий, выбирается пласт с максимальным градиентом пластового давления.

Конец семинара