Освобожденный кабель поднимают вместе с инструментом, следя, чтобы количество выбираемого из скважины кабеля соответствовало длине поднятых бурильных труб. Кабель при подъеме должен быть под натяжкой. Бурильные трубы при спуске и подъеме вращать не разрешается.

Если прихваченный кабель освободить не удается, то его обрывают натяжением каротажной или буровой лебедки. В последнем случае кабель закрепляют на подъемном крюке, намотав на него достаточн количество витков.

Извлечение из скважины каротажных приборов может быть произведено также и с помощью ловильного паука, изготовленного из обсадной трубы, соответствующего размера.

При заклинивании перфоратора в скважине, попытки поднять его обычно заканчиваются обрывом кабеля.

Для ликвидации происшедшей аварии необходимо сначала поднять оставшийся в скважине кабель целиком или по частям. Ловля кабеля производится удочкой, спускаемой на тартальном канате или крючками на бурильных трубах. Для этой цели можно также применить ерш.

При работе крючком или ершом необходимо захватить кабель ближе к месту обрыва во избежание образования клубка из запутавшегося кабеля, что может привести к заклиниванию инструмента. Для предупреждения чрезмерного опускания ловильного инструмента ниже места обрыва кабеля над ним устанавливается специальный отбойный диск, который не допускает образования клубка. После извлечения каната на бурильных трубах спускают специальный шлипс для захвата головки перфоратора. Освобождение перфоратора производится расхаживанием инструмента с натяжением его до 5-10 т свыше собственного веса.

Если перфоратор заклинен на небольшом расстоянии от забоя, то хорошие результаты приносят сбивание его на забой посредством нанесения ударов инструментом.

Аварии с каротажными снарядами ликвидируются по плану, согласованному буровым и геофизическим предприятиями.

Отрыв прихваченного инструмента торпедированием производится по специальному плану, согласованному с геофизической службой.

Извлечение каротажных приборов из скважины. При оставлении прибора в скважине сначала определяют его местонахождение. При неуверенности в его нахождении на забое работы по определению его местоположения в стволе скважины ведутся прихватоопределителем или другой геофизической аппаратурой.

Для извлечения прибора буровая бригада опускает в скважину соответствующие ловильные инструменты.

Наиболее результативный ловильный инструмент для извлечения скважинных приборов -- паук гидромеханический. Приборы, длиной более трех диаметров скважины, можно извлекать ловушками. Стальные предметы можно извлекать магнитными фрезерами. В тех случаях, когда приборы не представляют ценности, их разбуривают фрезерами иди долотами с установленными над ними шламометаллоулавливателями.

Работы в скважине при оставлении в ней стреляющей аппаратуры (торпед, перфораторов и т. д.) со взрывчатыми материалами и аппаратуры с радиоактивными веществами прекращают, продолжение их разрешается по соответствующим планам, разработанным ответственными представителями геофизического и бурового предприятий.

Освобождение скважины от посторонних предметов. Практика буровых работ показывает, что в скважину падают элементы оборудования, работающего на устье скважины. Это - сухари ключей УМК, АКБ, ПКР, челюсти и упоры АКБ, а также различные посторонние предметы - кувалды, молотки, ключи гаечные, элементы крепежа (болты, гайки). С забоя в ствол скважины попадают элементы разрушенных долот (лапы, шарошки, тела качения).

Упавший в скважину предмет в лучшем случае достигнет забоя скважины, но может застрять в стенке скважины (каверне, желобной выработке) и стать причиной заклинки бурильной колонны при СПО [6]. Поэтому при наличии в скважине названных условий не следует спешить со спуском инструмента для разрушения предмета на забое. Сначала надо спустить прихватоопределитель для выяснения местонахождения металла. Если предмет находится в стенке скважины над забоем, то скважину прорабатывают эксцентричным долотом в зоне нахождения предмета, чтобы сбить его на забой. Затем снова спускают прихватоопределитель, и если предмет не был сбит, торпедируют его и прорабатывают скважину до забоя.

Упавшпй в скважину посторонний предмет извлекают ловильным иструментом, выбор которого определяется размером и формой щпредмета. Если размеры предмета позволяют ему разместиться в гидромеханическом пауке, то надо постараться извлечь предмет с его помощь.

Использование магнитного фрезера зависит от размера и веса извлекаемого предмета.

Крупные предметы (роторные клинья, челюсти ключей АКБ-3 и т. д.) разрушают на забое забойными или башмачными фрезерами, а также коронками башмачных фрезеров, присоединяемыми к магнитным фрезерам. Колонковые трубы, подъемные грунтоноски и другие предметы разрушают забойными фрезерами или извлекают трубными ловушками, представляющими собой трубу с воронкой. На трубе сделаны загнутые вверх вырезы, в которых зажимается извлекаемый предмет. В отдельных случаях крупные детали разрушают торпедами типа ТКО.

Скважину необходимо периодически очищать от мелких металлических предметов, чтобы исключить последующее заклинивание ими колонны труб. Очищать забой рекомендуется магнитным фрезером, присоединенным к шламометаллоулавливателю, или эжекторным металлоулавливателем.

Аварии при опробовании бурящихся скважин испытателями пластов. В последние годы все чаще стали практиковать испытание разведочных скважин испытателями пластов сразу же после вскрытия продуктивного пласта, не дожидаясь окончания бурения скважин или вскрытия последующих продуктивных пластов. Однако при этом возникают аварии с испытателями пластов, прихваты колонн бурильных труб, спускаемых с испытателями пластов, особенно нижней их части, расположенной под пакером (хвостовиком); поломки и разъединение узлов испытателей пластов, газопроявления.

Причинами аварий при работе с испытателями пластов являются: длительное стояние в ожидании притока, неправильно выбранный интервал установки пакера, большая депрессия, приводящая к разрушению пласта, низкое качество резинового элемента, неудовлетворительная подготовка ствола скважины к работе с испытателями пластов и отсутствие устьевой противовыбросовой арматуры.

При опробовании газовых и газоконденсатных горизонтов испытателями пластов возможен прихват его узлов образующимся гидратом.

Аварии при испытании скважин. Завершающий этап строительства скважины -- испытание первого продуктивного горизонта - связан со спуском в скважину НКТ и проведением прострелочно-перфорационных работ, которые нередко сопровождаются авариями: поломкой и срывом резьбы в элементах НКТ, прихватами, нарушением целостности обсадных колонн и падением посторонних предметов в скважину.

Основные причины этих аварий -- неудовлетворительная технология постановки цементных мостов; работа с дефектными трубами; слабая технологическая дисциплина и неудовлетворительная техническая оснащенность бригад, проводящих эти работы, вследствие чего в скважину спускаются трубы с недостаточно закрепленными резьбовыми соединениями, имеющие дефекты, допускаются случаи посадки труб в шлам и неудовлетворительное проведение изоляционных работ; на трубах, спускаемых в скважину, не устанавливаются обтираторы, предупреждающие попадание посторонних предметов, и т. д.

Предупреждение аварий при испытании скважин испытателями пластов. Работы по вызову притока надо производить только под руководством ответственного лица из числа ИТР, согласно утвержденному плану и в присутствии представителя военизированной части.

До начала испытания устье скважины должно быть оборудовано по соответствующей схеме.

Применяемые НКТ с высаженными наружу концами должны быть опрессованы и проверены дефектоскопией.

При установке цементных мостов при вскрытом пласте следует оборудовать устье скважины головкой цессона или превентором с плашками под применяемые трубы, а также двумя выкидами, один из которых должен быть соединен с желобом. Проведение работ без них категорически запрещается.

Интервал ствола скважины, в котором в процессе бурения испытывали горизонты, необходимо проработать перед спуском долота на забой. Первое долото после испытания необходимо спускать в открытый ствол на пониженной скорости и с возможными предосторожностями, не допуская разгрузок более 50 кН.

3.4.17 Разрушение и падение буровых вышек

Данный вид аварий является одним из самых опасных, т.к. при этом разрушается не только вышка и ее элементы, но и привышечные сооружения. Возможно разрушение противовыбросного и устьевого оборудования, которое приводит к разгерметизации скважины и к потере ее управляемости. Возможно травмирование членов буровой бригады.

Причинами аварий с буровыми вышками являются:

· превышение допустимых нагрузок;

· ослабление прочности элементов вышки вследствие долгой эксплуатации или коррозионного износа;

· не совпадение оси вышки и центра ротора;

· не горизонтальность фундамента вышки;

· использование индикатора веса, дающего заниженные нагрузки;

· износ резьбовых соединений элементов вышки.

3.4.18 Аварии с долотами

Рисунок 30: Виды аварий с долотами

В зависимости от типа долота выделяют основные виды аварий.

Аварии с шарошечными долотами - отвинчивание долота и разрушение долота. Отвинчивание происходит в результате нарушения правил крепления:

· несоответствие момента свинчивания;

· наворот долота левым вращением ротора;

· применение доски отворота долот несоответствующей типоразмеру долота;

· несоответствие присоединительных резьб наддолотного переводника и долота, износ резьбы наддолотного переводника.

Имеются случаи оставления долот в скважине при расхаживании заклиненных долот путем вращения бурильной колонны вправо и последующей отдачей влево. При этом бурильная колонна за счет инерционных усилий поворачивается влево на большее число оборотов, что ведет к отвинчиванию долота. Отвинчивание долота происходит при креплении бурильных труб обратным вращением ротора с подвешенной на нем бурильной колонной.

Поломка долота - разрушение с оставлением деталей на забое. В результате разрушения шарошечных долот на забое могут остаться лапы с шарошками, корпуса шарошек, тела качения (шарики, ролики).

Причины разрушения долот

1. Передержка долота на забое. В результате длительной работы долота на забое истирается наружная поверхность лапы, оголяются и выпадают подшипники, а шарошки остаются на забое. Причиной передержки долот и несоответствия режима работы долота является недостаточная квалификация персонала.

2. Несоответствие типа долота типу разбуриваемых пород. Имели место случаи, когда бурение твердых пород велось долотами, предназначенными для разбуривания пород средней твердости. При этом происходили аварии с оставлением в скважине шарошек.

3. Неправильный выбор параметров режима бурения. Приводит к ускоренному износу опор, малопроизводительной работе долота, частым случаем оставления шарошек на забое (особенно при турбинном способе бурения).

4. Работа с заниженной нагрузкой на долото приводит к сильному износу опор при незначительной сработке вооружения. Бурение с повышенной нагрузкой на долото характеризуется значительной сработкой вооружения шарошек при относительно малой сработке опор.

5. Удары об уступы, забой и заклинивание долота. При ударах долот о забой вследствие падения бурильных колонн или при резких посадках долот на забой происходит слом лап. Слом происходит над осью шарошки. Заклинивание долота может произойти в суженной части ствола скважины, которая образовалась при потере диаметра долота, которым производилось предыдущее долбление.

6. Разрушение долота по сварному шву. Эта авария происходит при плохом качестве сварки лап. Возможно снижение прочности корпуса долота после его крепления.

7. Размыв промывочных узлов.

8. Использование дефектных долот.

9. Работа долота по металлу.

10. Длительная промывка скважины перед подъемом сработанного долота.

11. Признаками аварий с шарошечными долотами являются падение механической скорости проходки, изменение давления в нагнетательной линии, изменение момента при вращении бурильной колонны, крутильные удары.

Аварии с алмазными долотами. Наиболее частые аварии - заклинивание долот при бурении и СПО, отвинчивание долот.

Причинами заклинивания алмазных долот является:

· резкая посадка в зоне сужения ствола скважины и в призабойной зоне в результате спуска долота без ограничения скорости, особенно в необсаженной части ствола скважины;

· преждевременное прекращение циркуляции перед подъемом отработанного долота;

· недостаточная промывка скважины через долото ввиду потерь раствора через негерметичные резьбовые соединения бурильной колонны;

· бурение скважины при несоответсвующем соотношении размеров долота, забойного двигателя, УБТ;

· заклинивание долота посторонними предметами (металл, порода, цементный камень).

Относительно часто наблюдаются случаи заклинивания алмазных долот вследствие наличия у них большой площади калибрующей поверхности секторов, отчего происходит контакт со стенками скважины на большой площади. Имеются частые случаи заклинивания алмазных долот при первом спуске их в скважину или после бурения трехшаршечными долотами. Длительная работа алмазного долота на забое без подъема также может стать причиной заклинки. Причины отвинчивания алмазных долот аналогичны причинам отвинчивания шарошечных долот. Специфичной особенностью алмазных долот является то, что из них могут выпадать алмазы. Выпавшие алмазы разрушают другие алмазы в долоте, приводя его в нерабочее состояние. Причина выпадения алмазов - изнашивание матрицы и недостаточное крепление.

Аварии с лопастными долотами. С лопастными долотами происходят следующие аварии: отвинчивание, слом рабочих лопастей, поломка долот по телу, слом резьбы. Причины отвинчивания те же, что и у шарошечных долот. Слом рабочих лопастей происходит от заклинивания на забое инородными предметами или от чрезмерных нагрузок. Причинами слома лопастей могут быть дефекты металла и неудовлетворительное качество изготовления.

Ликвидация аварий с долотами

Ликвидация аварий при отвороте долота.

1. Оставленное долото на забое пытаются поднять за присоединительную резьбу спуском наддолотного переводника на бурильной колонне.

2. При отрицательном результате корпусное долото пытаются поднять калиберным метчиком, а безкорпусное долото извлекают из скважины калиберным или обычным колоколом.

Тип колокола выбирают с учетом состояния резьбы на долоте, информацию о которой дает поднятая часть резьбового соединения. Если предполагается, что резьба на долоте сильно нарушена, спускают обычный колокол. При необходимости, для захвата долота за присоединительную резьбу, колокол обрезают. Для извлечения отвинченных долот также используют различные метчики, магнитные фрезеры.

При расследовании аварий устанавливались случаи, когда долота отвинчивались или обрывались при подъеме и падали на забой или застревали в стволе скважин. Причем, во многих случаях они переворачивались и становились вверх шарошками. В этом случае делаются попытки подъема долота метчиком, которые бывают не всегда успешными. Бескорпусное долото сваривается из трех-четырех частей. Нельзя достичь надежного крепления метчика на сварных швах, выступающих внутрь ниппеля долота. Поднимаемое метчиком долото задевает за выступы ствола скважины и срывается. В этом случае целесообразно разрушить оставленное долото и извлечь его фрагменты. Выбор метода разрушения долота зависит от его размера, конкретных условий и наличия разрушающих инструментов. Наиболее эффективно разрушение долот кумулятивными торпедами осевого действия.

При правильном выборе типа кумулятивной торпеды долота диаметром до 245 мм разрушаются после одного или двух взрывов. После применения торпеды рекомендуется фрагменты разрушенных долот столкнуть к забою райбером или пикообразным долотом, а затем спускать ловильный инструмент. При невозможности применять кумулятивные торпеды долото разрушают фрезерами, которые спускают на забойном двигателе. Фрагменты разрушенного долота поднимают магнитными фрезерами, контролируя суммарный вес понятого металла и сравнивая его с весом разрушенного долота. Целесообразно работать магнитным фрезером в комплексе с металлоуловителем. Магнитным фрезером определенной грузоподъемности поднимают шарошки долот, лапы с шарошками, детали подшипников. При отсутствии магнитного фреза достаточной грузоподъемности шарошки долота и лапы с шарошками разрушают забойным или башмачным фрезом на более мелкие фрагменты. Долото, оставленное в стволе скважины выше забоя, необходимо сбить на забой, определить его положение печатью. В зависимости от положения долота на забое выбирается метод ликвидации аварии.

Предупреждение аварий с долотами

Для предупреждения аварий с долотами необходимо выполнение следующих мероприятий:

· транспортировка долота производится в контейнере, защищающем корпус и резьбу от удара;

· перед спуском долота в скважину необходимо провести визуальный осмотр состояния долота, проверку его диаметра кольцевым шаблоном, убедиться в соответствии долота технической документации (режимом бурения, категории разбуриваемой породы, типу забойного двигателя);

· крепление долота производить с помощью доски отворота, вспомогательной лебедки и машинного ключа с определенным для данного типа долота моментом свинчивания;

· после крепления долото вновь подвергается визуальному осмотру на предмет выявления дефектов, которые могли бы быть получены при свинчивании;

· при спуске долота в скважину ограничивать скорость спуска в местах посадок и уступов, башмака промежуточной обсадной колонны;

· после допуска долота до забоя произвести обкатку его опоры с ограниченной нагрузкой (нагрузка зависит от типа долота) в течении 10-20 минут при низкооборотном бурении и в течении 5-10 минут при высокооборотном бурении;

· после приработки долота нагрузку постепенно повышать до требуемой режимно-технологической картой.

3.4.19 Способы рациональной отработки долот

Основной признак заклинивания опор шарошек в процессе роторного бурения - повышение вращательного момента на роторе, а сработки его вооружения - падение механической скорости бурения. Бурильщик обязан прекратить работу и приступить к подъему долота:

· при бурении лопастными и всеми видами долот режущего или истирающего типа в случае постепенного падения механической скорости бурения по сравнению с первоначальной в 2 - 2,5 раза при постоянных параметрах режима бурения (нагрузка на долото, расход промывочной жидкости, давление в манифольде);

· при бурении шарошечными долотами в случае резкого повышения вращающего момента в роторе, зафиксированного моментомером или по истечении времени механического бурения долотом, предусмотренного технологической картой и уточненного по данным предыдущего рейса;

· при резком колебании давления на манометре, так как при нормальном бурении стрелка манометра должна остановиться в определенном положении и колебаться вверх и вниз от него на 2-3 деления шкалы;

· при появлении признаков, характерных для заклинивания опор шарошек (стрелка манометра начинает ритмично колебаться на 20--30 и более делений шкалы), определять в течение 5 мин частоту колебания стрелки, чтобы убедиться в заклинивании долота;

· при частоте колебаний 16-20 в 1 мин прекратить подачу бурильной колонны, продолжить бурение до выбора полного ее веса на крюке и определить характер изменения амплитуды колебаний стрелки манометра. При заклиненных шарошках амплитуда колебаний стрелки должна плавно уменьшаться, а после снятия нагрузки должна остановиться на делении шкалы как при холостом вращении перед началом бурения. Если при выполнении изложенных выше требований возникли сомнения в заклинивании опор, то разрешается продолжить бурение до получения нового сигнала о заклинивания, при получении которого необходимо поднять долото;

· при турбинном бурении в твердых и крепких породах момент подъема долота следует определять по уменьшению механической скорости проходки на долото на 30--50 %;

· забой скважины необходимо очищать от металла с помощью металлоуловителей, устанавливаемых над долотом в средних и твердых породах через каждые 10--15 спуско-подъемов;

· при подходе долота к башмаку кондуктора или промежуточной колонны скорость подъема бурильной колонны следует уменьшить, чтобы избежать удара долота и поломки лап;

· для предупреждения отвинчивания долота в скважинах с зонами сужения ствола, имеющими кривизну, необходимо снижать скорость спуска колонны, чтобы исключить возникновение реактивного вращения вала турбобура или электробура влево;

· долото с конфигурацией, отличающейся от конфигурации предыдущих долот, следует спускать осторожно. Интервалы работы предыдущего долота в твердых и средних породах необходимо прорабатывать. Особенно опасно спускать без проработки четырехшарошечное долото в интервале работы предыдущего трехшарошечного долота, а также спускать пикообразное долото после работы трехшарошечным долотом;

· для предупреждения заклинивания долота в призабойной части предыдущее отработанное долото осматривают, замеряют его диаметр. Если диаметр поднятого долота уменьшился, значит имеются люфты в опорах и периферийные зубья его сработаны, т. е. ствол скважины может быть сужен в определенном интервале. В этом случае необходимо проработать новым долотом весь интервал предыдущего долбления;

· бурение в твердых и крепких породах, а также в абразивных породах средней твердости необходимо производить с калибраторами, устанавливаемыми над долотом.

Особенности эксплуатации алмазных долот

При бурении скважины алмазными долотами необходимо соблюдать требования Инструкции по бурению нефтяных и газовых скважин алмазными буровыми инструментами. При этом особое внимание следует обратить на проведение работ, несоблюдение которых вызывает аварии.

Наземное буровое оборудование, бурильную колонну и инструмент необходимо подготовить для длительной и безаварийной работы, провести его ревизию и обеспечить запасными частями.

Ствол и забой скважины должны быть соответствующим образом подготовлены, т. е. забой очищен от металла, в стволе устранены зоны.

Компоновка низа бурильной колонны должна обеспечивать передачу нагрузки на долото частью веса УБТ, исключение зон завихрения бурового раствора, создание цилиндрического ствола скважины путем установки над долотом калибратора, гашение поперечных вибраций в бурильной колонне, а также установку ясов или безопасного переводника для быстрой ликвидации возможного заклинивания бурильной колонны.

Спускать алмазные долота следует медленно, особенно в зонах сужений, обвалов, в местах возможных затяжек и посадок, в зоне каверн при подходе к потайной и обсадной колоннам, а также в призабойной зоне.

Спуск последних 10--15 м бурильной колонны до забоя надо производить с вращением долота и циркуляцией бурового раствора.

При эксплуатации алмазных долот запрещается: спускать алмазные долота в неподготовленную скважину; вращать бурильную колонну с алмазным долотом в обсадной колонне; прорабатывать алмазными долотами ствол скважины в интервалах, сложенных крепкими и абразивными породами; начинать бурение без надлежащей очистки забоя от металла; бурить без калибраторов, установленных над долотом, в твердых абразивных породах

3.4.20 Прихваты бурильных и обсадных колонн

Нет единого мнения, куда относить прихваты, к аварии или к осложнению.

Прихват - потеря подвижности колонны бурильных или обсадных труб, скважинных приборов и оборудования, которая не восстанавливается даже при приложении максимально допустимых нагрузок (в пределах упругих деформаций материала труб).

Прихват наиболее распространенный и серьезный вид осложнения при проводке скважины. Ликвидация прихвата в некоторых случаях требует значительных затрат времени и средств.

Рисунок 31: Схема развития прихвата

Виды прихватов

1. Прихват под действием перепада давления (дифференциальный прихват)

Этот вид прихвата происходит в интервалах проницаемых отложений (песчаников, трещиноватых известняков). Наличие на стенке скважины глинистой корки также может способствовать возникновению прихвата. Прижимающая сила, возникающая вследствие перепада давления, определяется из уравнения

(60)

где - гидростатическое давление бурового раствора; - площадь контакта; - мощность проницаемой зоны; - толщина глинистой корки; - коэффициент трения между стальной буприльной трубой и глинистой коркой.

Факторы, способствующие возникновению прихватов:

· разность между гидростатическим давлением и давлением в проницаемом интервале, вызывающая фильтрацию бурового раствора в проницаемые породы, а также прижимающая колонну труб к стенке скважины;

· длительность времени контакта колонны труб со стенками скважины;

· величина площади контакта неподвижной колонны труб со стенками скважины;

· толщина и липкость фильтрационной корки на стенке скважины;

· величина прижимающего усилия от нормальной составляющей веса колонны труб.

Признаками развития прихвата является:

· посадки, затяжки колонн;

· увеличение крутящего момента на вращение бурильной колонны.

При этих признаках, как правило, сохраняется нормальная циркуляция бурового раствора.

Схема развития прихвата указана на рисунке 31.

Предупреждение дифференциального прихвата колонны бурильных и обсадных труб:

1. Поддержание параметров бурового раствора согласно проекта(плотность, показатель фильтрации, содержание твердой фазы).

2. По возможности исключить оставление без движения бурильных колонн в открытом стволе в прихватоопасных интервалах.

3. Установить периодичность отрыва долота от забоя и периодичность проворота БК при бурении забойными двигателями.

4. При проектировании профиля наклонно - направленных скважин закладывается минимально возможные темпы набора и падения зенитного угла и изменения азимута.

Для уменьшения площади контакта БК со стенками скважины в компоновку рекомендуется вводить следующие элементы:

· УБТ с профильным поперечным сечением (квадратные, спиральные, с центирующими втулками, со смещенными гранями) рисунок 32 и рисунок 33;

· переводники - центраторы, центрирующие опоры (рисунок 34 и рисунок 35);

· проницаемые интервалы, склонные к образованию толстых фильтрационных корок, периодически прорабатывать, при необходимости кальматировать;

· снижать липкость глинистой корки путем ввода нефти или смазывающих добавок (графит).

Причины возникновения сужения ствола скважины:

· потеря диаметра долота и калибрующих элементов БК;

· вытекание пластичных пород в ствол скважины;

· быстрое увеличение толщины фильтрационной корки;

· набухание приствольного слоя пород.

Признаки сужения ствола скважины:

· посадки и затяжки при СПО;

· рост давления промывки;

· недохождение долота до забоя.

Предупреждение прихватов вследствие заклинивания БК, ОК в суженой части ствола скважины:

· фиксировать интервалы затяжек и посадок, ограничивая в них скорость СПО;

· своевременно прорабатывать эти интервалы

· контролировать диаметр отработанного долота, калибраторов, центраторов.

· ограничивать скорость спуска компоновок, отличающихся от ранее применяемых;

· вход долота в призабойную зону производить с вращением;

· тщательно промывать призабойную зону;

· при спуске долота для сплошного бурения интервал бурения колонковым долотом необходимо расширить.

3. Прихваты заклиниванием БТ в желобной выработке

Образование желобных выработок происходит:

· при изменении направления оси ствола скважины в результате взаимодействия со стенками скважины элементов БК при продольном и поперечном перемещении образуются выработки;

· при Дi>0,6є на 10 м (Дi - темп изменения зенитного угла) происходит наработка желобов во всех породах, кроме скальных.

Желобообразование происходит в течение определенного периода времени и зависит:

· от числа рейсов;

· массы единицы длины БК;

· твердости горной породы;

· компоновки БК и конструкции ее элементов;

· при бурении на необработанных буровых растворах.

Наибольшая опасность заклинивания возникает при соотношении:

1<, (61)

где - наружный диаметр БК,

а- размер желобной выработки.

При желобообразовании возникает опасность попадания колонны бурильных труб в суженную часть выработки и ее заклинивание, что создает аварийную ситуацию. При креплении скважины происходит неполное замещение бурового раствора в интервале желобной выработки тампонажным раствором, что снижает качество крепления. В желобных выработках падает скорость восходящего потока бурового раствора, вследствие чего уменьшается качество очистки ствола скважины. Наличие желобной выработки в интервале ствола скваины с большим зенитным углом может привести к зарезке второго ствола.

Признаки желобообразования:

· появление посадок и затяжек, которые могут быть различны в одном и том же интервале;

· заклинивание БК и ОК;

· рост врашающего момента при проворачивании БК.

Для профилактики процесса желобообразования выполняются следующие мероприятия:

· применение компоновок БК, заложенных в проекте;

· периодические замеры конфигурации ствола скважины;

· установка спиральных центраторов в местах перехода от УБТ к бурильным трубам;

· проработка интервала компоновкой, включающей пикообразное долото, диаметр которого меньше чем диаметр скважины; УБТ, БТ, расширитель БТ. Диаметр расширителя и пикообразного долота постепенно увеличивают. В процессе проработки желобной выработки необходимо обеспечить максимально возможную подачу промывочной жидкости и минимальную скорость проработки.

4. Прихваты вследствие заклинивания посторонними предметами

Этот вид прихвата возможен по всему стволу скважины. Наиболее опасны прихваты при заклинивании БК или ОК в обсадных колоннах (металл по металлу).

Причины:

· попадание в кольцевое пространство скважины посторонних предметов, крупных кусков вывалившейся породы или цементного камня;

· оставление в скважине фрагментов разрушенных долот (лап, шарошек, элементов подшипников), фрагментов приборов.

Заклинки характеризуются затяжками при подъеме, резкими посадками при спуске, подклиниванием колонны при роторном бурении, ростом крутящего момента при провороте колонн. Циркуляция при этом, как правило, нормальная.

Для профилактики аварий с заклинками БК и ОК посторонними предметами выполняются следующие мероприятия:

· устье скважины должно быть оборудовано устройством, предотвращающим попадание посторонних предметов в скважину, при СПО это резиновые манжеты - обтираторы;

· исключить все виды работ над открытым устьем скважины;

· производить постоянный контроль оборудования, работающего над устьем скважины - АКБ, ПКР, УМК.

При падении в скважину металлических предметов или оставление в ней фрагментов долот углубление скважины производится только после полной очистки забоя. Для постоянной очистки забоя в компоновку БК включаются ЗМШУ (забойный металлошламоуловитель).

Металлошламоуловитель предназначен для улавливания обломков, разрушаемых в скважине металлических объектов и отдельных фрагментов вооружения разрушающих инструментов (долот, фрезеров и т.п.).

Металлошламоуловитель состоит из корпуса, имеющего присоединительные концы с замковой резьбой. Для циркуляции промывочного раствора в корпусе выполнено проходное отверстие. Корпус скомпонован со съемным кожухом, который имеет отверстия для слива жидкости при подъеме. Кожух зафиксирован на корпусе 2-мя винтами с пружинными шайбами против отворота и центратором, который предназначен для центрирования кожуха относительно корпуса.

Перед применением алмазных долот после долот шарошечного типа необходима полная очистка забоя скважины от металла. Очистка забоя от металлапроизводится с помощью магнитного фреза.

5. Прихваты из-за осыпей и обвалов

Происходят в интервалах залегания неустойчивых пород, склонных к набуханию, а также трещиноватых, тектонически нарушенных.

Причины осыпей и обвалов:

· несоответствие типа БР и его параметров разбуриваемым породам;

· недостаточное противодавление на стенки скважины;

· колебание гидродинамического давления при СПО;

· длительное нахождение ствола скважины в открытом состоянии.

Признаки осыпей и обвалов:

· вынос из скважины шлама осколочного типа;

· рост плотности БР;

· посадки, затяжки;

· недохождение долота до забоя из-за наличия там шлама;

· возможны скачки давления;

· возможна потеря циркуляции.

Предупреждение прихватов из-за осыпей и обвалов:

· нормирование плотности бурового раствора, показателя фильтрации;

· скорость восходящего потока должна обеспечить турбулентный режим течения жидкости;

· осуществлять плавный вызов циркуляции БР;

· не допускать эффекта поршневания;

· подъем БК производить с доливом;

· бурение интервалов склонных к осыпям и обвалам по возможности производить с применением ингибирующих растворов;

· не допускать вспенивания БР.

6. Прихваты вследствие течения пластичных пород

Происходят в интервалах, сложенных породами с низким сопротивлением сдвигу под воздействием бокового горного давления (Р_б) - сели, глины.

Причины течения пород:

· недостаточное гидростатическое давление на стенку скважины;

· несоответствие параметров БР породе;

· термодинамические процессы;

· высокая пластичность горных пород.

Признаки вскрытия пластичных пород:

· значительное увеличение механической скорости проводки;

· затяжки при отрыве долота от забоя;

· недохождение долота до забоя без проработки;

· рост давления промывки.

Предупреждение прихватов в пластичных породах:

· вскрытие солей с пропластками терригенных пород производить на соленасыщенном БР, соответствующему химическому составу разбуриваемых солей и температуре их местонахождения;

· бурение интервала с частотой вращения 60 - 90 ;

· периодически (не реже 15 мин) производить отрыв долота от забоя или через 1м проходки;

· при углублении скважины ниже интервала залегания пластичных пород необходимо делать контрольные подъемы выше кровли пластичных пород для определения проходимости компоновки низа БК по стволу скважины;

· при интенсивном течении пластичных пород (затяжки, рост давления) необходимо увеличивать плотность БР (1300 - 1500 кг/м³), если позволяют горно-геологические условия.

7. Прихваты вследствие сальникообразования.

При разбуривании мощных толщ глин, перемежающими с другими породами, в буровой раствор переходит большое количество частиц глины и шлама. В местах перехода от большего диаметра находящихся в скважине элементах бурильной колонны к меньшему меняются скорости восходящего потока. Вследствие уменьшения скорости промывочной жидкости в местах перехода концентрируются частицы глины и шлама, которые слипаются с течением времени в комки и прилипают к трубам и стенкам скважины. Накопление комков на элементах бурильной колонны приводит к закупорке кольцевого пространства, в результате увеличивается давление на комки, они уплотняются и вызывают прихват бурильной колонны.

Образование сальников происходит также при сдирании глинистой корки со стенок скважины элементами бурильной колонны. Корка превращается в полутвердую массу, которая, двигаясь по стволу скважины, задерживается на участках изменения размеров кольцевого пространства ствола скважины, где через нее проходит долото и элементы бурильной колонны. Образовавшийся плотный сальник при восстановлении циркуляции начинает выталкиваться до препятствия (сужение ствола, увеличение диаметра бурильной колонны), где он останавливается, уплотняется перепадом давления и прихватывает бурильную колонну, иногда с потерей циркуляции.

Признаки образования сальников:

· появление затяжек при отрыве долота от забоя;

· падение механической скорости при неотработанном долоте;

· затяжки и посадки при СПО;

· рост вращающего момента при вращении БК;

· рост и скачки давления в нагнетательной линии при циркуляции бурового раствора.

Важный момент - движение БК с сальником резко увеличивает эффект поршневания и может вызвать гидроразрыв, поглощения, обвалы, НГВП.

Меры предупреждения прихватов БК и ОК, вызванных сальникообразованием:

§ соответствие параметров БР проектным значениям (плотность, вязкость, липкость, тиксотропия);

§ по возможности применять равнопроходную БК;

· новым долотом проработать призабойную зону 15-20 мин, с нагрузкой до 5 т с отрывом долота от забоя через 10 мин в течение 30 - 40 мин, а затем нагрузку на долото увеличивают до проектной;

§ при посадке БК - спуск остановить. Ствол проработать и промыть с интенсивной очисткой БР, обработкой его вводом смазывающих добавок;

§ установить периодичность отрыва долота от забоя с расхаживанием инструмента на длину ведущей трубы и проворотом инструмента вправо (если позволяет технология бурения)

§ перед подъемом БК промыть скважину не менее одного цикла.

8. Прихваты вследствие оседания твердой фазы промывочной жидкости.

Оседание твердой фазы бурового раствора происходит при нарушении его структурно - механических свойств.

Факторы, вызывающие оседание твердой фазы:

§ малые значения статического и динамического напряжения сдвига БР;

§ большое количество твердой фазы в растворе из-за плохой очистки раствора;

§ неправильный подбор утяжелителей и хим.реагентов для обработки БР;

§ недостаточное время промывки скважины после очередного долбления (особенно при бурении на растворах не имеющих структуры);

§ аварийное прекращение циркуляции.

Признаки оседания твердой фазы:

§ наличие шлама в желобной системе (там, где она есть);

§ затяжки, посадки, недохождения долота без промывки до забоя;

§ резкий рост давления при вызове циркуляции, когда долото находится на забое;

§ потеря циркуляции;

§ потеря подвижности бурильной колонны.

Прихват осевшим шламом может привести к развитию других видов прихватов. При отсутствии циркуляции БР может наложиться прихват из-за перепада давления.

Меры предупреждения прихватов из-за оседания шлама:

· бурение на буровых растворах, способных в состоянии покоя образовывать структуру, удерживающую частицы выбуренной породы;

· обеспечивать полную очистку БР, применяя трех-четырехступенчатую систему очистки;

· производить промывку скважины после окончания очередного долбления в течение 1-2 циклов;

· обеспечить герметичность резьбовых соединений бурильной колонны;

· разбуривание цементных мостов производить на растворе, обработанном химическими реагентами, предотвращающими коагуляцию.

3.4.21 Методы ликвидации прихватов

Выбор метода ликвидации прихвата зависит от наличия объективной информации о причине произошедшего прихвата и накопленного опыта. В практическом бурении применяется следующие способы ликвидации прихватов:

· расхаживание прихваченной колонны в сочетании с отбивкой ротором и гидровибрированием;

· установка жидкостных ванн;

· встряхивание прихваченного участка взрывом торпед;

· использование ударных механизмов;

· использование гидроимпульсного способа;

· обуривание прихваченного участка колонны;

· развинчивание бурильной колонны и подъем ее по частям;

· использование испытателей пластов.

Успех ликвидации прихвата, прежде всего, зависит от точного установления места прихвата.

Одним из простых способов определения верхней границы прихвата является расчет длины неприхваченной части колонны по упругому удлинению ее под действием растягивающей нагрузки, превышающей собственный вес труб.

Для одноразмерной по наружному диаметру и толщине стенки колонны длина ее свободной неприхваченной части определяется в соответствии с законом Гука [5]:

(62)

где, 1,05 - коэффициент, учитывающий увеличение жесткости колонны за счет замковых соединений;

Е - соответственно модуль упругости (2,1 ?10⁵ МПа для стали и 0,7?10⁵МПа для сплава Д16Т);

F- площадь поперечного сечения труб, м² ;

Д1 - удлинение колонны, м;

ДР - растягивающее усилие. Н.

Удлинение колонны Д1 и растягивающее усилие ДР (ДР=Р₂ - P₁) определяют в следующей последовательности. Бурильщик делает натяжение колонны Р₁, которое на пять делений превышает показание ГИВ, соответствующее собственному весу труб до прихвата, а на ведущей трубе делается отметка в плоскости стола ротора. Для исключения погрешностей, вызванных трением в блоках талевой системы, производится повторное натяжение с усилием, на пять делений превышающим первоначальное, с быстрым снятием натяжения до первоначального и фиксацией второй отметки на ведущей трубе. Расстояние между двумя отметками делится пополам, а средняя черта принимается за первую отметку, соответствующую усилию Р₁. Вторая отметка фиксируется аналогичным образом при натяжении инструмента усилием Р₂, которое на 10 - 20 делений по ГИВ больше усилия Р₁. Искомое удлинение Д1 равно расстоянию между отметками. Величины растягивающих нагрузок Р₁ и Р₂ пересчитываются в соответствии с паспортными данными индикатора веса.

Для многоразмерной комбинированной колонны верхняя граница прихвата рассчитывается из исходной формулы, в которой получена величина суммарного удлинения всех секций колонны выше зоны прихвата Д1 в зависимости от приложенной нагрузки ДР [11]:

Д1= (63)

где: I_i, E_i, S_i, q_i, ??_i, n_i - соответственно длина, модуль упругости, площадь поперечного сечения, масса единицы длины, плотность металла каждой одноразмерной секции, число секций колонны.

Расчетное значение удлинения сравнивается с фактическим удлинением Д_1ф, получаемым в вышеописанной последовательности. При равенстве расчетного и фактического удлинений длина свободной части колонны определяется по формуле:



L= (64)

Рассмотренный способ применяется в качестве приблизительного, особенно при проходке наклонных и горизонтальных скважин, в которых силы сопротивления при движении колонн велики,поэтому большие погрешности врасчетах не избежны. Более точно границы прихватов определяются с помощью специальных приборов.

Определение интервалов прихвата с помощью специальной аппаратуры.

В практике буровых работ нашли применение прихватоопределители (ПО), индикаторы места прихвата (ИМП), акустические цементомеры (АКЦ), спускаемые на каротажном кабеле. Наибольшее распространение получили прихватоопределители. Конструктивное устройство ПО показано на рисунке 41.

Прибор состоит из электромагнита 2, заключенного в корпус 3 из немагнитного материала. Корпус изолирован сверху головкой 1, а снизу днищем 4.

Принцип действия ПО основан на свойствах ферромагнитных материалов (стальных труб) намагничиваться на продолжительное время и размагничиваться при деформации этих участков труб. Последовательность работ с ПО включает три этапа.

Вначале ПО спускают в предполагаемый интервал прихвата и производят замер естественной намагниченности труб и элементов колонны. Затем путем подачи тока через электромагнит наносятся на трубы контрольные магнитные метки с шагом в 10 м. При этом намагничивается участок трубы длиной 0,15 - 0,20 м.

Вторым замером фиксируется кривая намагниченности вдоль всего участка, на котором ставились магнитные метки. Их необходимо отличать от аномалий замковых соединений. Амплитуда пиков магнитных меток в 4 - 5 раз больше фоновой кривой намагниченности и в 2 - 3 раза больше аномалий замковых соединений.

Перед проведением третьего замера колонну расхаживают с натяжением до собственного веса или пытаются ее провернуть ротором на допустимое расчетом число оборотов. Стальные трубы выше зоны прихвата, подвергшиеся деформации, "теряют" магнитные метки. В зоне прихвата, где трубы не испытывали деформации, метки сохраняются, поэтому граница исчезновения магнитных меток позволяет зафиксировать верхнюю границу прихвата.

ПО применяют также в обсадных и насосно-компрессорных трубах (НКТ). Использование ПО в трубах из алюминиевых сплавов Д16Т невозможно. В случае прихвата УБТ применение ПО не дает эффекта.

Индикаторы места прихвата (ИМП) позволяют более точно и в один прием определить верхнюю границу прихвата. Принцип действия ИМП основан на регистрации деформаций колонны труб датчиком ИМП, притягиваемым к внутренней поверхности труб многополюсным электромагнитом.

Замеры деформаций производятся параллельно с расхаживанием или проворотом колонны. Обычно бывает достаточно 5-6 замеров для определения границы, на которой деформация труб не происходит [11].

Некоторое распространение в практике работ по установлению интервала прихвата нашли акустические цементомеры. Они позволяют определять не только верхнюю, но и нижнюю границу прихвата. При этом регистрируют относительную амплитуду продольной волны (Ак), а также время прохождения продольной волны по породе (Тп). По данным [2], интервал прихвата соответствует максимальным значениям Ак и минимальному времени Тп.

Расхаживание прихваченной колонны.

Расхаживание - периодическое приложение определенной нагрузки к бурильной колонне и снятие ее. Бурильщик имеет право проводить расхаживание с натяжкой, которая не должна превышать на 10-15 т вес бурильной колонны до прихвата. Лицо, ответственное за ликвидацию аварии (аварийный мастер, инженер технолог), имеет право расхаживать бурильную колонну с расчетной нагрузкой. Эта нагрузка определяется прочностными характеристиками труб.

Расчетная нагрузка при расхаживании прихваченной бурильной колонны определяется по формуле:

Q_доп= (65)

где - предел текучести материала труб в кг/см², МПа;

F - площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, м²;

К - запас прочности, который при расчетах, связанных с освобождением прихваченной бурильной колонны принимается в пределах 1,2-1,3.

Допустимые нагрузки на новые бурильные трубы приведены в таблице 27.

Таблица 24: Допустимые нагрузки на новые бурильные трубы

Размер бурильных труб, мм	Толщина стенки, мм	Допустимая нагрузка при растяжении, Т
		Сталь Д	Сталь К	Сталь Е
1	2	3	4	5
168	8 9 11	155 170 205	200 225 270	220 250 300
146	8 9 10	130 145 160	175 195 215	190 210 235
141	8 9 11	125 140 170	165 185 225	190 205 250
114	8 10	100 125	135 165	145 170
89	9 11	85 100	110 135	125 145

Расхаживание не считается самостоятельным способом освобождения прихваченной колонны и применяется в сочетании с «отбивкой ротором», гидровибрированием и встряхиванием бурильной колонны взрывом шнуровых торпед.

«Отбивка ротором» - поворот бурильной колонны вправо при определенной нагрузке на нее на расчетное (допустимое число оборотов). Затем колонна под действием образованной «пружины» вращается влево.

При определении допустимой степени закручивания свободной части прихваченной одноразмерной (по толщине и диаметру труб) колонны труб можно пользоваться следующими формулами [3]:

(66)

где ц - число оборотов;

??_т - предел текучести металла труб при растяжении, кг/см²;

L_нп - длина свободной части колонны, см;

- соответственно плотность бурового раствора и металла труб, кг/см2;

К - коэффициент запаса прочности;

G - модуль упругости II рода, кг/см2;

D - наружный диаметр бурильных труб, см.

Для стали 7,85?10^-3 кг/см³, G=8?10⁵ кг/см², К=1,5

Для сплава Д16 - Т = 2,8?10^-3 кг/см³, G=2,7?10⁵ кг/см², К=1,8

(67)

где - длина неприхваченной части колонны, м;

- наружный диаметр бурильных труб, м;

??_т - предел текучести материала труб в кг/см²;

??_р - напряжение растяжения кгс/см²;

??_р=, (68)

где Q_р - растягивающая нагрузка, равная весу неприхваченной части бурильной колонны.

Ориентировочное число оборотов приведено в таблице 28.

Таблица 25: Ориентировочное число оборотов

Размер бурильных труб, мм	Допустимое число оборотов на каждые 1000 м свободной части колонны
	сталь Д	сталь Е
	при коэффициенте запаса прочности 1,5	до предела текучести	при коэффициенте запаса прочности 1,5	до предела текучести
168 146 141 114 89	2,9 3,4 3,5 4,3 5,5	4,3 5,1 5,2 6,4 8,2	4,2 5,0 5,1 6,2 7,9	6,3 7,5 7,6 9,1 11,3

Гидровибрирование колонны труб

Гидровибрирование не является самостоятельным способом ликвидации прихвата. Оно применяется в сочетании с расхаживанием и отбивкой ротором. Гидровибрирование достигается отключением компенсаторов буровых насосов и оставлением в работе одного нагнетательного и одного всасывающего клапана. При этом создается неравномерность подачи промывочной жидкости в бурильные трубы, которая вызывает их вибрирование. Вибрирование труб вызывает выделение воды в зоне контакта трубы и фильтрационной корки, при этом происходит снижение коэффициента трения и нарушение контакта труб со стенками скважины.

Взрывной способ ликвидации прихвата

Взрывным способом можно осуществить три цели:

· встряхивание бурильной колонны с целью ее освобождения;

· отвинчивание бурильной колонны в намеченном месте;

· обрыв труб с целью освобождения неприхваченной части колонны.

При использовании способа встряхивания производится взрыв торпеды из детонирующего шнура (ТДШ) в зоне прихвата, который создает ударную волну, отрывающую трубу от стенки скважины или сальника. При этом происходит ослабление сил сцепления с затрубной средой. При прижатии бурильной колонны к стенке скважины перепадом давления встряхивание может привести к кратковременному выравниванию давления вокруг труб и снятию прижатия. Встряхивание целесообразно применять, когда прошло незначительное время от начала возникновения прихвата и когда предполагаемый интервал прихвата может быть перекрыт общей длиной торпеды. Длина ТДШ должна на 5-10 метров превышать длину прихваченного участка, а масса заряда не превышать 5 кг.

Порядок работ при встряхивании (взрывы торпеды):

1. Выясняется причина прихвата.

...