7 Осложнения при бурении. Поглощения и газанефтеводопроявления. Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин

• Название: Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин
• Дата: 17.03.2022
• Размер: 381.02 Kb.
• Имя файла: 7 Осложнения при бурении. Поглощения и газанефтеводопроявления.docx
• Тип: Документы; #401224
• страница: 7 из 8

1. Разновидности прихватов

В зависимости от причин возникновения все прихваты можно подразделить на следующие виды:

• 
  дифференциальные прихваты (прилипания);
  
• 
  прихваты в результате осыпей и обвалов со стенок скважины;
  
• 
  прихваты сальниками;
  
• 
  заклинивание инструмента.
  

1.1. Прилипания

Такие прихваты возникают вследствие:

• 
  большой разности между гидростатическим давлением в скважине и пластовым давлением в интервалах проницаемых пород;
  
• 
  толстой глинистой корки;
  
• 
  оставления колонны в неподвижном состоянии в открытом стволе.
  

Признаки прилипания следующие:

• 
  увеличение сил осевого перемещения колонны труб;
  
• 
  увеличение крутящего момента на роторе;
  
• 
  циркуляция бурового раствора при этом сохраняется и давление его не изменяется, что является существенным отличительным признаком.
  

Прижимающая сила прихвата F может быть определена из выражения



где h– толщина проницаемой зоны, вскрытой скважиной;

t– толщина глинистой корки;

f – коэффициент трения колонны труб по глинистой корке.

Величина прижимающей силы с течением времени возрастает, так как увеличивается толщина глинистой корки. Отсюда эффективность ликвидации прихвата зависит от времени. Чем раньше начата ликвидация, тем больше вероятность освобождения инструмента.

Методы предотвращения прилипаний следуют из анализа формулы для расчета прижимающей силы. Так как пластовое давление и толщину проницаемого пласта изменить нельзя, то:

• 
  следует уменьшить гидростатическое давление в скважине путем снижения плотности бурового раствора, или понижением его уровня в скважине, но не допустить при этом проявлений;
  
• 
  уменьшить толщину глинистой корки путем снижения содержания твердой фазы в растворе и уменьшить его водоотдачу;
  
• 
  уменьшить коэффициент трения путем ввода в раствор смазывающих добавок;
  
• 
  уменьшить площадь контакта колонны бурильных труб со стенкой скважины путем включения в КНБК УБТ со спиральными канавками, квадратных УБТ, промежуточных опор, стабилизаторов, уменьшить диаметр УБТ;
  
• 
  не оставлять колонну без движения в открытом стволе, так как с течением времени прижимающая сила возрастает.
  

1.2. Прихваты обвалившейся породой

Это достаточно распространенный вид прихватов. Причины, признаки и предупреждение обвалов подробно рассматривались ранее, поэтому отметим только основные моменты.

Основные причины осыпей и обвалов следующие:

• 
  изменение напряженного состояния горных пород после вскрытия их скважиной;
  
• 
  различные виды взаимодействия горных пород и бурового раствора;
  
• 
  резкие колебания давления раствора;
  
• 
  динамическое воздействие колонны бурильных труб на стенки скважины.
  

Признаками осыпей и обвалов являются:

• 
  большое количество шлама, особенно остроконечного, выходящего из скважины;
  
• 
  инструмент не доходит до забоя после спуска.
  

Мероприятия по предупреждению обвалов сводятся к следующим:

• 
  повышение плотности бурового раствора;
  
• 
  повышение качества раствора, особенно за счет снижения водоотдачи;
  
• 
  ограничение скорости спуско‑подъемных операций колонны бурильных труб;
  
• 
  долив скважины при подъеме инструмента;
  
• 
  снижение колебаний колонны бурильных труб.
  

1.3. Прихваты сальниками

Сальники представляют собой смесь вязкой глинистой массы с частицами выбуренной породы, отложенной на колонне бурильных труб, особенно в местах изменения наружного диаметра – над долотом, над забойным двигателем, над УБТ, у переводников, замков, калибраторов, центраторов, стабилизаторов, промежуточных опор, протекторов.

Причины сальникообразования следующие:

• 
  низкое качество бурового раствора;
  
• 
  низкая скорость восходящего потока раствора;
  
• 
  плохая очистка раствора;
  
• 
  большая разница в диаметрах элементов бурильной колонны;
  
• 
  нарушение герметичности колонны;
  
• 
  наличие каверн в стенках скважины.
  

Сальники могут образовываться в процессе спуска инструмента за счет сдирание глинистой корки со стенок скважины, а также при длительных остановках и расхаживании инструмента при этом.

Признаками сальникообразования является:

• 
  падения механической скорости бурения при неотработанном долоте вследствие «зависания» инструмента;
  
• 
  затяжки при отрыве инструмента от забоя, посадки при спуске;
  
• 
  увеличение крутящего момента на роторе;
  
• 
  возрастание давления бурового раствора при его циркуляции.
  

При нарушении герметичности колонны (промыве резьбы) давление на стояке наоборот снижается, при этом может понизиться и температура выходящего из скважины раствора.

Для предотвращения образования сальников необходимо:

• 
  составлять КНБК с минимально необходимым количеством элементов, изменяющих ее сечение;
  
• 
  производить качественную очистку бурового раствора и постоянный контроль за всеми ступенями его очистки;
  
• 
  не допускать накопление осадка в приемных емкостях;
  
• 
  при механической скорости бурения менее 10 м/час прорабатывать скважину на длину квадрата через 1 час со скоростью до 5 м/мин, при большей механической скорости проработку производить перед наращиванием инструмента;
  
• 
  при появлении затяжек и повышении давления раствора скважину прорабатывать на длину квадрата до исчезновения признаков;
  
• 
  перед наращиванием инструмента производить промывку скважины до выравнивания раствора.
  
• 
  после спуска инструмента проработать призабойную зону на 10‑15 м со скоростью до 3 м/мин, производить отрывы долота от забоя на 10-15 м через 10-15 мин;
  
• 
  после простоя с расхаживанием проработать скважину так же, как и после спуска инструмента.
  

При проявлении признаков сальникообразования необходимо:

• 
  прекратить бурение и многократно проработать призабойную зону до устранения вышеперечисленных признаков;
  
• 
  проверить качество раствора, привести его параметры в соответствие с ГТН;
  
• 
  при затяжках при подъеме инструмента натяжение колонны сверх собственного веса возможно не более 50 кН каждый раз, если инструмент опускается вниз (сбивается на майна), максимальное натяжение сверх собственного веса до 200 кН.
  

1.4. Заклинивание инструмента
Этот вид прихватов происходит:

• 
  в местах сужения ствола;
  
• 
  шламом;
  
• 
  кусками породы, сбитыми со стенок скважины;
  
• 
  посторонними предметами;
  
• 
  в желобных выработках.
  

1.4.1. Заклинивание в местах сужения ствола
Причинами сужения ствола являются:

• 
  отложение толстой корки в проницаемых породах;
  
• 
  сработка долот по диаметру;
  
• 
  выпучивание пластичных горных пород в скважину.
  

Признаками сужения ствола по первой и последней причинам являются:

• 
  посадки при спуске инструмента после длительных остановок;
  
• 
  затяжки на некотором расстоянии от забоя при подъеме инструмента после длительного пребывания его на забое;
  
• 
  при проработках ствола выносится в основном не шлам, а скоагулированный раствор, глинистая корка.
  

Для предупреждения сужений ствола необходимо:

• 
  снизить водоотдачу и содержание твердой фазы раствора;
  
• 
  увеличить его плотность, но осторожно, ступенчато во избежание гидроразрыва пород;
  
• 
  провести те же мероприятия, что и для предупреждения сальникообразования.
  

Зачастую происходит заклинивание новых алмазных долот в результате «потери» диаметра скважины. Для предотвращения этого уже при появлении даже небольших посадок, необходимо проработать эту зону на длину квадрата. Сработка алмазного долота по диаметру допускается до 4 мм.
1.4.2. Заклинивание шламом
Этот вид прихватов происходит при:

• 
  низком качестве раствора и плохой его очистке;
  
• 
  недостаточной скорости восходящего потока бурового раствора;
  
• 
  промыве резьб бурильной колонны;
  
• 
  неполадках в работе насоса;
  
• 
  флокуляции утяжелителя (барита).
  

Основные признаки скопления шлама в скважине следующие:

• 
  малое количество шлама на выбросите в процессе бурения;
  
• 
  недохождение инструмента до забоя после спуска (шламовая подушка).
  

К основным мероприятиям по предупреждению таких прихватов относятся:

• 
  промывка скважины перед подъемом инструмента до выравнивания раствора;
  
• 
  проработка скважины после спуска инструмента;
  
• 
  применение качественного раствора;
  
• 
  контроль за резьбовыми соединениями.
  

Особенно часто прихваты шламом происходят при постановке инструмента на забой в шламовую подушку без промывки и на большой скорости спуска. Шлам сразу же «засасывает» инструмент, и ликвидация таких прихватов весьма затруднительна. Для их предупреждения постановку инструмента на забой необходимо производить с промывкой, вращением и на малой скорости.
1.4.3. Заклинивание кусками породы и посторонними предметами
Такие прихваты происходят при спуске инструмента с большой скоростью в интервалах интенсивного искривления ствола и перемятых породах. Куски породы сбиваются замками, и падая вниз, заклинивают УБТ, забойный двигатель, долото. Для предупреждения таких заклиниваний необходимо снизить скорость спуско‑подъемных операций и колебания бурильной колонны в процессе бурения.

Заклинивание инструмента может произойти в результате падения в скважину посторонних предметов (ключи, сухари, челюсти, пальцы, молотки, кувалды, ломы и т.д.). Для предупреждения этого необходимо закрывать устье скважины.
1.4.4. Заклинивание в желобных выработках
Желоба образуется в местах перегиба искривленного ствола, особенно на лежачей стенке. В поперечном сечении размер желоба равен диаметру замка, а глубина его доходит до нескольких десятков см. Особенно интенсивно желоба образуется в мягких породах при роторном способе бурения.

Признаками желобообразования являются:

• 
  увеличение со временем нагрузки на крюке при подъеме инструмента при одном и том его весе (одной и той же длине);
  
• 
  постепенное уменьшение нагрузки на крюке при спуске инструмента в одном и том же интервале;
  
• 
  значительное изменение нагрузки на крюке при подъеме при изменении диаметра бурильной колонны в интервале возможного желобообразования.
  

Мероприятия по предупреждению желобообразования следующие:

• 
  соответствие интенсивности искривления проходимым породам;
  
• 
  введение смазывающих добавок в буровой раствор;
  
• 
  применение эксцентричных переводников, позволяющих выводить инструмент из желоба при вращение колонны;
  
• 
  перекрытие интервалов вероятного желобообразование колонной обсадных труб.
  

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

,

где P – 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.
2. Общие мероприятия по предупреждению прихватов

1. 
   Применение малоглинистых растворов.
   
2. 
   Введение в раствор смазывающих добавок – графита, стеклянных шариков, СМАДа, смазок на рыбожировой основе, таллового масла, глицерина и др.
   
3. 
   Постоянный контроль за циркуляцией раствора.
   
4. 
   В глубоких скважинах замер температуры раствора через 30 мин. При снижении температуры – подъем инструмента и его опрессовка.
   
5. 
   При остановках до 0,5 часа на 15 м и производить его расхаживание. При остановках на большее время поднять инструмент в обсадную колонну.
   
6. 
   При посадках поднять инструмент на 15 м и проработать ствол.
   
7. 
   В процессе бурения производить контрольные приподъемы инструмента на 15‑20 м через 45 мин. При появлении затяжек интервал проработать, контрольные приподъемы производить через 15-20 мин.
   

3. Ликвидация прихватов
Выбор метода ликвидации прихвата зависит от наличия на буровой необходимых материалов и инструмента, возможностей их доставки. Любое промедление увеличивает силу прихвата, а в случае, если прихват возник, допустим, за счет обвала пород, то при остановках происходит и прилипание.

Вначале прихват ликвидируют силами буровой бригады без привлечения дополнительных материалов, затем используются различные в зависимости от конкретных условий методы без разъединения прихваченной колонны труб. Если это не дает результата, то инструмент извлекается по частям. Как крайняя мера может быть произведено забуривание нового ствола выше прихваченного инструмента.

В настоящее время для ликвидации прихватов используются следующие методы:

• 
  снижение уровня бурового раствора в скважине;
  
• 
  различные ванны;
  
• 
  гидроимпульсный;
  
• 
  ударными механизмами;
  
• 
  взрывной.
  

3.1. Первоочередные мероприятия по ликвидации прихватов
При прихватах в процессе бурения осуществляется интенсивная промывка скважины, колонна приподнимается до собственного веса плюс 20-30 кН и делается попытка провернуть ее ротором. Эта операция называется отбивка ротором. Допустимое число оборотов ротора без опасности обрыва инструмента зависит, естественно, от материала труб и их диаметра. Так, например, для труб ТБПВ 127×9Д это число оборотов равно 3,8 на 1000 м длины колонны, для ЛБТ 147×11-13 оборотов на 1000 м. Для составной колонны берется худшие значение. После этого производится расхаживание инструмента с постепенным увеличением натяжения до 200 кН сверх веса и периодическим проворачиванием ротором.

При прихватах во время спуска инструмента необходимо подсоединить квадрат, включить промывку, натянуть инструмент до собственного веса и производить отбивку ротором с расхаживанием.

Если прихват произошел во время подъема колонны, то величина ее натяжения ни в коем случае не должна превышать веса. После восстановления циркуляции и отбивки ротором необходимо пытаться сбить колонну вниз с одновременным расхаживанием и разгрузкой до собственного веса.

При прихватах после нахождения бурильной колонны без движения (ремонт, простой) плавно восстанавливается циркуляция (один насос, один клапан), далее ‑ отбивка ротором и расхаживание. Если инструмент находятся выше забоя, то выполняются те же мероприятия, что и при прихватах во время бурения.

В случае, если указанные мероприятия не дают результата, то необходимо использовать другие методы. Однако для того, чтобы зона прихвата не распространялась выше по стволу, расхаживание с периодической отбивкой ротором необходимо продолжить.
3.2. Определение верхней границы прихвата
Успешная ликвидация прихвата возможна только при знании границ его распространения. Зная место прихвата и особенности скважины, можно ориентировочно определить характер прихвата.

В простейшем случае, но не очень точно, длина свободной части труб L может быть найдена по формуле

,

где Е – модуль Юнга;

F– площадь поперечного сечения труб;

Δl – удлинение;

Р₁ и Р₂– растягивающие усилия;

1,05 – коэффициент, учитывающий наличие замков.

Сначала колонна растягивается с усилием, равным собственному весу, на квадрате ставится метка. Затем нагрузка на крюке увеличивается на 150-250 кН, и на квадрате ставиться вторая метка. Расстояние между метками – удлинение Δl, а дополнительная нагрузка на крюке – Р₂-Р₁.

Верхнюю границу прихвата можно определить с помощью специальных приборов – прихватоопределителей. Прихватоопределители ПО выпускаются серийно и имеют наружный диаметр от 25 до 90 мм. Прибор опускается внутрь колонны бурильных труб и через определенные интервалы (например, 20 м) включается электромагнит и на стальных трубах ставиться магнитные метки. Затем записывается кривая магнитной индукции. После расхаживания колонны вновь записывается кривая магнитной индукции. В неприхваченной колонне под действием растягивающих усилий метки «стираются». Разработаны прихватоопределители, с помощью которых определяется естественная намагниченность и метки ставить не надо.

Известны приборы с тензодатчиками. Прибор различными методами (пружины, электромагниты) прижимается к бурильным трубам, а затем к ним прилагается растяжение и кручение. В прихваченной части колонны показания тензодатчиков под нагрузкой не меняются.

Для этих же целей используются скважинный зонд, состоящий из излучателя ТВЧ и приемника. В деформированных (растянутых) трубах происходит искажение высокочастотного сигнала.

Для определения места прихвата может быть использован акустический цементомер (АКЦ), который регистрирует амплитуду и время распространения продольной волны. В зоне прихвата амплитуда максимальна, а время минимально. Недостаток АКЦ - сравнительно большой диаметр (80 мм), поэтому он может использоваться только в трубах большого диаметра.
3.3. Ликвидация прихвата методом

снижения уровня бурового раствора
Этот метод используется только при прилипаниях, и если есть циркуляция бурового раствора. Его достоинства – простота и быстрота осуществления.

Сущность метода заключается в том, что внутрь колонны бурильных труб закачивается жидкость с меньшей, чем у бурового раствора плотностью (вода, нефть, дизельное топливо). Затем по закону сообщающихся сосудов при открытии задвижки вода из колонны бурильных труб вытесняется, а уровень бурового раствора в кольцевом пространстве понижается. Это приводит к снижению гидростатического давления в скважине, а следовательно, и силы прихвата. Отбор воды через задвижку ведется с небольшой скоростью при максимально допустимом натяжении колонны. После снижения уровня в кольцевом пространстве приблизительно на 100 м (определяется по объему отобранной воды), задвижка закрывается и фиксируется давление на стояке. Если давление остается постоянным или растет, то возможно проявление. Работы приостанавливаются. После максимально возможного понижения уровня колонну расхаживают. После ликвидации прихвата скважину промывают, а затем поднимают колонну.

Если прихват не ликвидирован, в кольцевое пространство закачивается раствор, при этом вода вытесняется, затем скважина промывается с контролем параметров раствора, с целью определения поступает ли нефть или газ в скважину. Если нет, то можно попытаться повторить операцию со снижением уровня раствора на большую величину.

3.4. Ликвидация прихватов с помощью ванн
Это один из самых эффективных и распространенных способов ликвидации прихватов, возникших за счет прилипания, сальников, обвалившийся породой. Практически бессмысленно его применение при заклинивании инструмента посторонними предметами, в желобных выработках.

Сущность метода заключается в том, что в зону прихвата закачивается специальная жидкость ванны, поэтому его применение возможно только при сохранении циркуляции бурового раствора. В результате постановки ванны уменьшается сила трения между бурильной колонной и стенками скважины, разрушаются связи в фильтрационной корке, уменьшается сила прижатия труб к стенке скважины, происходит химическое растворение пород. Жидкость ванны закачивается через колонну бурильных труб в зону прихвата и выдерживается в этой зоне от 6 до 12 часов при постоянном расхаживании инструмента. Если инструмент не освобождается, то возможна повторная установка ванны, но не более 3 раз. Для того, чтобы не происходило смешивание жидкости ванны с буровым раствором и ее всплытие, так как плотность этой жидкости практически всегда меньше плотности раствора, предварительно в скважину закачивается буферная жидкость в объеме 1‑3 м³. В качестве буферной жидкости используются глинистый раствор максимальной вязкости, вода, нефть в зависимости от состава жидкости ванны. После буферной жидкости закачивается жидкость ванны в расчетном объеме, затем вновь 1‑1,5 м³ буферной жидкости и расчетный объем продавочной жидкости (бурового раствора). Эффективность ванны возрастает при своевременной ее установке (при минимальном времени после прихвата).
3.4.1. Жидкости ванн
В настоящее время запатентовано и описано в литературе более 150 различных композиций ванн.

По плотности жидкости ванн условно подразделяются на облегченные , нормальные и утяжеленные .

В состав ванны могут входить следующие группы веществ.

1. Гиперпенетраты – вещества, способствующие разрушению глинистой корки – хромпик, едкий натр, перекись водорода, алюминат натрия, перманганат калия.

2. Литолизаторы – вещества для химического растворения горных пород и глинистой корки – кислоты соляная, плавиковая, виннокаменная, уксусная.

3. Регуляторы плотности – барит, графит, хлористый натрий, уксуснокислый калий.

4. Реогвиды – вещества, позволяющие улучшить вытеснение бурового раствора из зоны прихвата за счет изменения реологических свойств жидкости ванны – ПАА, КМЦ, глицерин.

5. Гипафрикты – вещества, улучшающие смазывающие свойства – нефть, графит, СМАД, ПАВ.

6. Смачиватели – вещества, улучшающие смачивание горных пород и бурильной колонны – неиогенные, анионные, катионные ПАВ.

7. Наполнители – инертные вещества, применяемые для экономии дефицитных материалов – вода.

8. Эмульгаторы – вещества, стабилизирующие жидкость ванны – ОП‑10, алканолы.

9. Ингибиторы коррозии – вещества, препятствующие воздействию жидкости ванн на колонну бурильных труб и буровое оборудование, – формалин, уникол.

10. Термопротекторы – вещества, способствующие сохранению свойств жидкости ванны при высокой температуре – хромпик, уксуснокислый калий.

11. Нейтрализаторы – вещества, защищающие жидкость ванны от химической агрессии флюида‑гипохлорит натрия.

Наиболее распространенными видами ванн являются нефтяная, эффективность которой может быть существенно повышена добавлением ПАВ в количестве 2 %. Вместо нефти может быть использовано дизельное топливо. Широко используются нефтяные ванны, содержащие нефть в количестве от 10 до 90 % и едкий натр от 90 до 10 %. Применяются водяные ванны и ванны из сбросовых вод с добавками ПАВ, уксуснокислого калия, фосфорнокислого калия. Для кислотных ванн используются соляная кислота как в чистом виде, так и в смеси с нефтью в разных пропорциях, с плавиковой кислотой (до 10 %). При этом обязательно используются ингибиторы. Кислотные ванны нельзя применять в ЛБТ.
3.4.2. Расчет ванны
Необходимый объем жидкости ванны Q, закачиваемой скважину, определяется по формуле

,

где К_к– коэффициент кавернозности;

Д – номинальный диаметр скважины;

d- наружный диаметр бурильных труб;

L₁ – расстояние от забоя до верхней границы прихвата;

l– высота подъема жидкости выше зоны прихвата, l=50-100 м;

d_в– внутренний диаметр бурильных труб;

l₁ – высота столба жидкости ванны в бурильных трубах.

Последнее слагаемое на практике принимается равным 3-5 м³. Жидкость ванны, находящееся в бурильных трубах, постепенно (0,5 м³ в час) подкачивается в зону прихвата, компенсируя всплывшую жидкость.

Объем продавочной жидкости Q_n, закачиваемой в бурильные трубы, определяется из выражения

,

где L– глубина скважины;

Q_б– объем буферной жидкости, закачиваемой после жидкости ванны.

Ряд авторов рекомендуют определять объем жидкости ванны как объем скважины от забоя до верхней границы прихвата плюс 50 %.

В заключение следует подчеркнуть, что при установке ванн необходимо считать гидростатическое давление в скважине и сравнить его с пластовым. При превышении пластового давления над гидростатическим может начаться проявление. Гидростатическое давление снижается за счет того, что плотность жидкости ванны практически всегда меньше плотности бурового раствора.
3.5. Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов
Этот способ применяется при ликвидации прихватов за счет прилипаний, сальниками, в желобных выработках, посторонними предметами при отсутствии циркуляции бурового раствора. Сущность метода заключается в том, что внутрь прихваченной колонны закачивается вода под давлением не менее 7-10 МПа, а затем оно резко сбрасывается (разрывается калиброванная диафрагма на выкидной линии насоса). В результате значительного перепада давления буровой раствор из кольцевого пространства устремляется в колонну труб, размывая глинистую корку, сальник. Одновременно происходит сжатие колонны, что также способствует ее освобождению. Во время импульсов колонна должна быть натянута.

Способ применим при незначительной длине прихваченного инструмента (не более 50 м), значительной глубине скважины и высокой плотности раствора.

Как показывает практика, если после десяти импульсов колонна не освобождается, то необходимо применить другой метод ликвидации прихвата.

3.5. Ликвидация прихватов с помощью взрыва
Взрывные работы в скважине применяются как для ликвидации прихвата, так и для разъединения колонны для извлечения ее из скважины по частям, если другие методы ликвидации прихвата не дали положительного результата.

При ликвидации прихвата внутрь колонны опускается торпеда детонирующая шнурковая (ТДШ), состоящая из детонирующего шнура и электродетонатора. Длина торпеды должна быть больше зоны прихвата на 5-10 м. Количество ниток шнура зависит от материала труб и их диаметра, и определяется исходя из того, чтобы не было разрушения колонны. Перед взрывом колонна натягивается с максимально допустимым усилием. В результате взрыва колонна вначале расширяется, а затем сжимается, вследствие чего силы прихвата уменьшаются. После взрыва производится расхаживание колонны и отбивка ротором.

При извлечение колонны по частям взрыв используется для ослабления резьб при развинчивание инструмента. Предварительно производится определение местоположения муфт (замков) с помощью локатора муфт. Торпеда длиной 1-2 м опускается на кабеле в зону муфты. Если локация муфт не производилась, то торпеда должна иметь длину на 2-3 м больше длины трубы. Предварительно намеченная к развинчиванию резьба разгружается от осевых нагрузок, инструмент вращается ротором влево на допустимое число оборотов, и производится взрыв. После этого колонна вращается влево и отвинчивается резьба.

Для рассоединения колонны может быть использован взрыв кумулятивного трубореза. При взрыве образуются кумулятивная струя, разрезающая колонну в желаемом месте.
3.6. Ликвидация прихватов с помощью ударных механизмов
При использовании ударных механизмов (яссов) наносятся продольные удары по прихваченному инструменту либо снизу вверх, либо сверху вниз в зависимости от местоположения инструмента относительно забоя скважины и характера прихвата. Так, например, если прихват произошел при подъеме инструмента, то инструмент сбивается вниз, а если при спуске, то вверх.

При бурении в осложненных условиях, там где велика вероятность прихватов, ясс целесообразно включать в КНБК, однако практически это делается очень редко. Поэтому перед применением ударного механизма колонна разъединяется над зоной прихвата любым известным методом. Затем в скважину опускается компоновка, содержащая ловильное устройство, тип которого определяется состоянием верхнего конца инструмента, находящегося в скважине, противоаварийный переводник, ясс, УБТ (50-70 м), колонна бурильных труб. Противоаварийный переводник предназначен для рассоединения колонны в случае, если ликвидировать прихват с помощью ясса не удалось.

По конструкции яссы подразделяются на механические и гидравлические. Простейший механической ясс показан на рис.1. Он состоит из верхнего 1 и нижнего 2 переводников, корпуса 3, квадратного шпинделя 4, передающего вращение от верхней части ясса к нижней. Шпиндель с помощью резьбы соединяется с бойком 5, а корпус также резьбой с головкой 6. Свободный ход верхней части ясса относительно нижней составляет около двух метров. При ударах сверху вниз колонна бурильных труб приподнимается на величину свободного хода ясса, а затем сбрасывается вниз, и переводник 1 наносит удар по бойку 5. При ударах снизу вверх бурильная колонна опускается вниз до касания переводника 1 бойка 5. Затем инструмент с большой скоростью поднимается вверх и наносится удар головкой 6 по бойку 5.

Гидравлический ясс содержит цилиндр, механически связанный с нижним переводником, и поршень, связанный с верхним переводником. Нижняя и верхняя полости цилиндра заполнены скважинной жидкостью или минеральным маслом. При натяжении колонны вверх с усилением до 1000 кН поршень также перемещается вверх сначала с небольшой скоростью вследствие того, что жидкость из одной полости в другую перетекает по каналу с малым поперечным сечением. При перемещении поршня на определенную величину открывается канал перетока с большим поперечным сечением, и жидкость практически свободно перетекает из верхней полости в нижнюю. Под действием деформированной колонны бурильных труб поршень с большой скоростью продолжает двигаться вверх и наносит удар по бойку. Затем колонна труб опускается вниз, жидкость перетекает из нижней полости в верхнюю, и ясс готов к повторному применению.

Если после 50-70 ударов прихваченный инструмент не освобождается, то далее применение ясса нецелесообразно.

4. Технические средства для предупреждения

и облегчения ликвидации прихватов
Для уменьшения вероятности прихвата необходимо уменьшить площадь контакта бурильной колонны со стенками скважины. Для этого используются квадратные УБТ, УБТ со спиральными канавками, переводники – центраторы, промежуточные опоры фасонного сечения. С этой же целью производится наварка ребер на переводники для соединения секций турбобуров.

Для предотвращения попадания посторонних предметов в скважину используются специальные устройства для закрытия устья скважины резиновыми сегментами. Этими же сегментами производится очистка труб от раствора при подъеме инструмента. Управление устройством производится пневмоцилиндром.

Если в результате прихват не удается извлечь всю бурильную колонну, то ее извлекают по частям. Для разъединения колонны может быть использован взрыв, как это уже описывалось ранее. Для этой же цели в КНБК включается так называемый противоаварийный переводник, содержащий верхнюю и нижнюю секции, соединенные между собой цилиндрической резьбой с крупным шагом. Резьбы имеют упорные уступы. Момент свинчивания такой резьбы существенно меньше, чем у других резьб элементов колонны. В связи с этим при вращении всей бурильной колонны влево, в первую очередь отвинчивается резьба в противоаварийном переводнике, инструмент рассоединяется, поднимается на поверхность, а для извлечения оставшийся в скважине части используются другие методы ликвидации прихвата, например, с помощью ударных механизмов.

Прихваты кусками породы, сбитыми со стенок скважины, посторонними предметами зачастую происходят у долота, калибратора в связи с тем, что эти элементы имеют максимальный диаметр в КНБК. Ликвидация таких прихватов при турбинном способе бурения весьма затруднена, так как инструмент в этом случае свободно вращается, но вращение не передается на долото. Этого недостатка лишены специально разработанные разъединители в которых предусмотрено заклинивание вала забойного двигателя относительно корпуса.

При необходимости отрезания прихваченной части колонны обсадных труб могут быть использованы механические или пескоструйные труборезки. В механических под действием давления бурового раствора выдвигаются твердосплавные резцы, и при вращении бурильной колонны происходит отрезание труб, находящиеся в скважине. В пескоструйных труборезках внутрь колонны труб закачивается вода с песком, выходящая с большой скоростью из сопла, за счет чего и разрушается материал труб. Для обеспечение кругового разрушения колонна труб вращается с небольшой частотой. Содержание песка в пульпе составляет порядка 50‑100 кГ на 1м³ воды.

Заклинивание инструмента, особенно алмазных долот, может произойти металлическими предметами (шарики и ролики опор, зубья и штыри шарошечных долот и т.д.), оставшимися в скважине по различным причинам. Очистка забоя от этих предметов, а также от крупных частиц шлама, кусочков породы, может быть произведена с помощью шламометаллоуловителей (ШМУ) различных конструкций. Принцип действия таких устройств основан на создании высокой скорости восходящего потока бурового раствора. Этим потоком частиц подхватываются с забоя и выносятся вверх. В верхней части ШМУ площадь поперечного сечения потока увеличивается, в результате чего его скорость снижается, и частицы оседают в шламосборник.

Для этих же целей (удаление посторонних предметов с забоя) могут быть использованы пауки различных конструкций.

Мелкие стальные предметы могут быть извлечены из скважины магнитными ловителями и магнитными фрезерами.
ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ БУРЕНИИ

МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД
Мерзлыми называются породы, имеющие отрицательную или нулевую температуру, в которых хотя бы часть воды представлена льдом.

Зона многолетнемерзлых пород (ММП) занимает более половины территории России (10 млн. км²), и в этой же зоне находится более половины прогнозных запасов нефти и газа.