Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Осложнения и Аварии при Бурении Нефтяных и Газовых Скважин

	Глава ПРИХВАТЫ, ЗАТЯЖКИ 7             И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ, ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
	Одним из самых распространенных серьез­ных и дорогостоящих видов осложнений при проводке сква­жин, иногда оканчивающихся ликвидацией скважины или бу­рением нового ствола, являются прихваты колонн бурильных и (или) обсадных труб. Как правило, прихватам предшеству­ют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами по­род или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологи­ческого процесса. В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, ростом глубин скважин, высокими давлениями и температурами, а также солевой агрессией, приводящими к деструкции бурово­го раствора, наличием толщ проницаемых отложений и неус­тойчивых пород, сложными конструкциями скважин и ком­поновок низа бурильных колонн, разнообразием систем хи­мических обработок буровых растворов, сложной простран­ственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения прихватов бурильных и обсадных колонн, а также способам ликвидации последствий осложнений отводится первостепен­ная роль. Природа их различна, поэтому и методы ликвидации их отличаются друг от друга и имеют свою специфику. На возникновение прихватов колонн труб оказывает вли­яние множество факторов, дифференцировать которые с це­лью оценки их влияния трудно. Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгези­онные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтра­ционной корки, состояния контактной зоны и условий сре­ды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от усло­вий в скважине их соотношение меняется. Сопоставление данных о прихватах в России и за рубежом показывает на- 390

	личие однотипных по причинам и тяжести прихватов. Одна­ко более детальное изучение физико-механических свойств пород нефтегазовых месторождений, условий их формирова­ния и залегания, более строгое нормирование показателей буровых растворов, исходных материалов для них, химичес­ких реагентов — все это позволило буровикам значительно сократить количество прихватов.
	7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ Прихватом следует считать процесс, характе­ризующийся потерей подвижности колонны труб или сква-жинных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок с уче­том запаса прочности материала (стали). Наибольшее распространение прихваты имеют в юго-западных и южных районах СНГ, что вызвано наличием сложных горно-геологических условий, значительными глу­бинами скважин и необходимостью преодоления встречаю­щихся при этом различных осложнений процесса их соору­жения. Для юго-западных районов характерны прихваты, вызываемые действием повышенного перепада давления, а для северо-восточных районов — в результате заклинивания труб в суженной части ствола из-за нарушения режима про­мывки (сальникообразования, оседания частиц шлама и др.). Большинство отечественных и зарубежных исследователей считает, что основная причина прихватов заключается в дей­ствии перепада давления и гидростатического давления, адге­зионных сил и заклинивания долота в нерасширенных и су­женных участках ствола скважин, а также заклинивание ко­лонны труб вследствие скопления в стволе шлама в результа­те недостаточной промывки. На возникновение прихватов существенно влияют физиче­ские свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом. Некоторые исследователи устанавливают прямую зависи­мость прихвата колонн труб от водоотдачи раствора. Уста­новлено, что водоотдача растворов, обработанных УЩР, уве­личивается с ростом давления, причем особенно интенсивно в пределах от 0 до 1,0 МПа. Для растворов, обработанных лиг- 391

	носульфонатами, характерно, что, начиная с некоторого зна­чения, дальнейшее повышение давления приводит к сниже­нию водоотдачи; объясняется это способностью глинистых корок, образованных из таких растворов, сжиматься в большей степени по сравнению с фильтрационными корками из других растворов. Рост степени сжимаемости связан с ко­агулирующим воздействием лигносульфонатов. В соответст­вии с отмеченным явлением очевидна зависимость степени сжимаемости корок от вида реагента, которым обрабатыва­ют раствор. Поскольку прихват бурильного инструмента обычно про­исходит в процессе циркуляции бурового раствора, важным показателем является динамическая водоотдача, которая больше статической. В случае нормальной циркуляции буро­вого раствора через определенное время между процессами образования глинистой корки и ее размыва устанавливается динамическое равновесие. При этом толщина корки и водо­отдача раствора в проницаемые пласты стабилизируются. Определено, что динамическое равновесие устанавливается тем быстрее, чем выше скорости потока бурового раствора. Значение силы трения покоя между глинистой коркой и металлической трубой зависит от количества прокачиваемой жидкости. При структурном режиме течения жидкости уве­личение подачи насоса приводит к уменьшению силы трения вследствие интенсивного размыва рыхлого слоя корки, при­легающего к трубе, и в результате к уменьшению площади контакта между трубой и коркой. При турбулентном режиме течения увеличение расхода прокачиваемой жидкости вызы­вает повышение гидродинамического давления, следовательно, и перепада давления, а также силы трения. Увеличение содержания утяжелителя приводит к возраста­нию коэффициента трения, а профилактические добавки нефти к буровому раствору в несколько раз снижают коэф­фициент трения и уменьшают связанность частиц в глинис­той корке. Однако нефть при высоких температурах и давлениях те­ряет свои смазочные свойства. В этих условиях предпочти­тельнее использовать смазки на основе окисленного петрола-тума, жирных кислот, смеси гудронов, а также натуральных жиров. Более эффективно (для снижения коэффициента тре­ния) совместное использование смазочных и поверхностно-активных веществ. Улучшить смазочные свойства буровых растворов можно добавками, содержащими сульфированные соли щелочных 392

	металлов, а также тризамещенный оксиамин и ненасыщен­ные карбоновые кислоты с 12 атомами углерода в молекуле и более, получаемые из хлопкового, льняного, касторового, пальмового, соевого масел. На возникновение прихватов под действием перепада дав­ления существенно влияют структурно-механические свойства буровых растворов. Однако регулирование этих свойств не всегда помогает предотвратить прихваты инструмента, нахо­дящегося без движения в интервале залегания хорошо про­ницаемых пород. Поскольку прихваты такого вида широко распространены, а ликвидация их, особенно на больших глу­бинах, связана со значительными трудностями, рассмотрение факторов, приводящих к их возникновению, представляет несомненный интерес. Впервые теория возникновения прихвата под действием перепада давления выдвинута в 1944 г. А.И. Малышевым, а за рубежом (в США) разработана и подтверждена К.С. Пенфил-дом, В.Е. Хелмиком и А.Д. Лонгли. Результаты эксперимен­тальных работ показали, что сила прихвата бурильного инст­румента слагается из двух составляющих, зависящих от свойств бурового раствора: первая сила пропорциональна перепаду давления, коэффициенту трения металла о скелет корки и площади поверхности прихвата инструмента, а вторая — сила сцепления (в несколько раз меньшая, чем пер­вая) — косвенно зависит от перепада давления в зоне при­хвата. Для выявления роли перепада давления в возникновении прихвата В.Е. Хелмик и А.Д. Лонгли провели опыты и уста­новили: 1) сила прихвата возрастает с увеличением перепада давления в месте прихвата и времени пребывания бурильного инструмента в неподвижном состоянии; 2) сила прихвата складывается из двух составляющих — силы, возникающей под действием перепада давления (сила взаимодействия), и силы прилипания (адгезии) трубы к глинистой корке. Опыты показали, что для преодоления первой силы необходимо 55 % от общей, а для преодоления второй — 45 %. При исследова­нии факторов, влияющих на значение силы прихвата инст­румента, установлено, что в присутствии нефти существенно уменьшались как сила взаимодействия, так и сила адгезии глинистой корки со стальной поверхностью. Это явление исследователи объяснили смачиванием трубы нефтью. Процесс смачивания ускоряют путем покрытия труб вещест­вами, близкими по составу к нефти, а также добавками ПАВ. 393

	С резким увеличением глубины бурения скважин (с соот­ветствующим повышением температур и давления) значитель­но возрастает опасность прихватов, вызванных действием перепада давления, особенно в тех районах бурения, где применяют утяжеленные буровые растворы. Установлено, что при перепаде 10 МПа сила прихвата за­висит не только от перепада, но и от значения депрессии в зоне контакта инструмента и корки. Значение депрессии тем выше, чем больше уменьшается проницаемость глинистой корки. Когда сжатая часть корки непроницаема, инструмент прижимается к ней с силой, равной произведению перепада давления в зоне контакта на его площадь. Изменение прони­цаемости корки зависит от качества бурового раствора, сте­пени его утяжеления, химической обработки и прочности структуры корки; при перепаде давления 16 МПа корка ин­тенсивно формируется в течение первых 20 — 30 мин, когда скорость фильтрации максимальна. Сила прихвата при больших перепадах давления пропорциональна значению пе­репада давления. Коэффициент трения в паре диск — корка не зависит от перепада давления (нагрузки на диск) и изменя­ется в пределах 0,009 — 0,023 в соответствии с типом раствора. Кроме сил трения, как указывалось, на прихваты влияют и адгезионные силы. Увеличение диаметра применяемого бу­рильного инструмента приводит к повышению силы прихвата вследствие роста площади контакта труб с коркой, а также интенсивного нарастания корки вне зоны контакта. Измерения показателей адгезионных и фрикционных свойств корок (по отношению к стали труб) при заданном перепаде давления (во ВНИИБТ) показали, что сдвиг стали по корке происходит не по поверхности контакта, а в слое корки — вблизи этой поверхности. При перепаде давления до 2 МПа силы сдвига возрастают пропорционально перепаду давления, а при 3 — 4 МПа — эта зависимость нарушается в результате упрочнения корки. Дальнейший рост перепада давления не увеличивает сил сдвига. При исследовании сил прилипания установлено, что они интенсивно возрастают в первые 30 — 40 мин контакта, а затем стабилизируются. Таким образом, согласно существующим в настоящее вре­мя мнениям, причина явлений, приводящих к прихвату труб при бурении скважин, — действие перепада давления. Однако при прочих равных условиях в возникновении прихвата су­щественную роль играют и физико-механические свойства фильтрационных корок, с которыми соприкасается буриль­ный инструмент при прихвате. 394

	Действие других факторов (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривле­ние ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, характер циркуляции) или не исследовали, или исследовали недостаточно, хотя в воз­никновении прихватов они (в ряде случаев) играют решаю­щую роль. Значительный объем исследований проведен А.К. Самотоем. К наиболее распространенным прихватам он относит: у стенки скважины под действием перепада давления; вследствие заклинивания низа колонн при их движении в скважине; в результате желобообразования; вследствие сальникообразования; из-за нарушения устойчивого состояния пород; вследствие заклинивания колонн посторонними предмета­ми; вследствие нарушения режима промывки; по причине заклинивания породоразрушающего инструмен­та; испытателей пластов при опробовании скважин в процес­се бурения. 1.  Прихваты у стенки скважины под действием перепада давления (между гидростатическим и пластовым) возможны при наличии в стволе скважины проницаемых отложений (песчаников, известняков и т.п.), при использовании бурового (глинистого) раствора и при наличии прижимающей силы, обусловленной нормальной составляющей веса труб, распо­ложенных в зоне проницаемых отложений. Этот вид прихватов возникает вследствие оставления ко­лонны труб в неподвижном состоянии на определенное вре­мя, в течение которого поверхность труб соприкасается с фильтрационной коркой, постепенно уплотняющейся и при­нимающей на себя действие перепада давления. Обычно при возникновении этого вида прихватов циркуляция бурового раствора сохраняется. 2.   Прихваты вследствие заклинивания низа колонн труб характерны для зон сужения стволов скважин, вызванных сработкой долот по диаметру в твердых породах, для интер­валов резкого искривления оси ствола скважины, а также для интервалов интенсивного нарастания фильтрационных корок, обвалообразования и др. Как правило, такие прихваты про­исходят при спуске инструмента и характеризуются его пол­ной разгрузкой. 395

	3.  Прихват вследствие желобообразования характеризуется появлением мгновенных больших затяжек при подъеме инст­румента. Попытки освободить инструмент дополнительными натяжками приводят к еще большему затягиванию его в же-лобную выработку. Обычно циркуляция после возникновения прихвата восстанавливается легко, но не способствует осво­бождению инструмента. 4.  Прихваты вследствие сальникообразования возникают в основном при разбуривании глинистых отложений или хо­рошо проницаемых пород, на которых формируется толстая фильтрационная корка. В этих условиях образованию саль­ников способствуют загрязненность ствола скважины выбу­ренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка бурового раствора от выбуренной породы и шлама, слипание частиц породы и фильтрационных корок, спуск инструмента до забоя без промежуточных промывок и проработок ствола или недостаточное и некачественное их проведение, длительное бурение в глинистых отложениях без периодического отрыва долота от забоя, ступенчатость ство­ла, уширения, каверны, желоба и т.п., негерметичность бу­рильной колонны, загрязнение приемных емкостей насосов. Обычно в случае прихватов вследствие сальникообразований циркуляция теряется частично или полностью. 5.  Прихваты вследствие нарушения устойчивого состояния пород приурочены к интервалам обвалообразования и осы­пей, а также пластического течения пород, слагающих стенки скважин. Обвалы пород характерны для отложений глинистого комплекса и отличаются внезапностью, особенно при буре­нии перемятых, тектонически нарушенных, сильнотрещино­ватых и склонных к набуханию пород. В процессе бурения при промывке обвалы сопровождаются резким повышением давления, приводящим в ряде случаев к гидроразрывам плас­тов и поглощениям, интенсивным затяжкам и обильным вы­носам кусков обвалившейся породы, недохождением долота до забоя. В некоторых случаях обвалообразование возникает в результате поглощения бурового раствора со снижением уровня и, как следствие, противодавления в пространстве. Признаками осыпей пород являются: вынос оскольчатого шлама во время промывки скважины, посадки, затяжки ин­струмента, затруднения при спуске долота без проработок и интенсивных промывок, повышение давления в нагнетатель­ной линии при бурении и проработках, сопровождающееся иногда поглощением бурового раствора. 396

	Обвалообразования и осыпи связаны с циклическими ко­лебаниями гидродинамического давления в процессе бурения скважин, большими значениями составляющих горного дав­ления, несоответствием свойств бурового раствора горно-геологическим условиям бурения скважин, длительным остав­лением пробуренных интервалов без крепления обсадными колоннами. Проявления пластических течений пород (в ос­новном соленосных отложений) обусловлены недостаточны­ми противодавлениями, несоответствием типа бурового рас­твора составу пород, а также влиянием термодинамических процессов. 6.   Прихваты, связанные с заклиниванием колонн посто­ронними предметами (упавшими с устья скважины или нахо­дившимися в стволе и не проявлявшими себя ранее), возни­кают мгновенно, ликвидировать их расхаживанием и уста­новкой ванн обычно не удается. Этот вид осложнений харак­терен и для скважин, находящихся в эксплуатации. 7.  Прихваты, происшедшие вследствие нарушения режима промывки, характеризуются постепенным повышением дав­ления при промывке, появлением затяжек, постепенным пре­кращением циркуляции. Указанное приводит к накоплению осадка из частиц шлама или утяжелителя в затрубном прост­ранстве и трубах, а иногда и к поглощениям бурового рас­твора. Одной из причин подобных аварий являются промои­ны в колонне бурильных труб, хорошо прослеживаемые по снижению давления при циркуляции раствора. В ряде случаев, например при использовании в качестве утяжелителя барита, наблюдаются его флокуляция и выпадение в осадок, что ста­новится заметным при восстановлении циркуляции и про­мывке. 8.   Породоразрушающий инструмент заклинивается чаще всего при спуске, а также вращении на забое. Циркуляция бурового раствора при этом не теряется. Ремонт скважин, вызванный осложнением, связанным с заклиниванием колон­ковых долот и снарядов малого диаметра, очень сложен. Не­редко приходится бурить второй ствол, а иногда ликвидиро­вать скважину. 9.  Прихваты испытателей пластов при опробовании сква­жин в процессе бурения следует отнести в особую катего­рию. В большинстве случаев прихват происходит вследствие "заиливания" фильтра при интенсивном притоке жидкости вместе с частицами слабосцементированных пород. Приведенное распределение прихватов по видам осуществ­лено по наиболее вероятным признакам или совокупностям 397

	признаков их возникновения. В природе взаимодействие раз­личных факторов и процессов не приводит к возникновению прихвата только определенного вида. Так, при остановке ко­лонны труб (например, при заклиниваниях в суженных час­тях ствола или желобных выработках) начинается процесс прихвата вследствие действия перепада давления, а при пре­кращении циркуляции — осаждения частиц шлама, утяжели­теля и т.п. Процессы, происходящие в скважине при прихва­те инструмента, взаимосвязаны и усложняют явления, допол­няя друг друга. По сочетаниям конкретных ситуаций и при­знаков обычно удается определить причину происшедшего прихвата, а также способы его ликвидации. Способы ликвидации прихватов очень разнообразны (рис. 7.1). Из диаграммы видно, что в южных районах страны с
	// 6 1 12 3 10 13
	4 6 S 3 5 2 914 10 6 5            6 3 1 6 13
	Рис. 7.1. Диаграммы способов ликвидации прихватов. Причины прихватов: а - перепад давления; б - заклинивание инструмента; а - заклинивание в желобных вырЪботках; а - обвалообразования; а - наруше­ние режима промывки Объединения: / - Краснодарнефтегаз; II - Грознефть; III - Дагнефть; IV -Ставропольнефтегаз Способы ликвидации прихватов: 1 - установка нефтяных ванн; 2 - установка кислотных и водяных ванн; 3 - работа шнуровыми торпедами; 4 - промывка нефтью; 5 - забуривание нового ствола; 6 - обуривание прихваченных труб; 7 - работа Яссами; 8 - работа кумулятивными торпедами; 9 - отбивка инст­румента ротором; 10 - промывка водой; 11 - применение лафетных колец; 12 - расхаживание инструмента; 13 - работа райбером вдоль УБТ; 14 - ава­рия не ликвидирована

	помощью установки нефтяных ванн ликвидируют 40 — 80 % прихватов, возникших вследствие действия перепада давле­ния, и 20 — 40 % прихватов, возникших в результате заклини­вания колонн в суженной части ствола скважины. Ликвиди­ровать прихваты, возникшие вследствие обвала пород, чрез­вычайно трудно, и они часто переходят в категорию аварий, так как приходится или фрезеровать прихваченную часть ко­лонны, или устанавливать цементный мост и забуривать но­вый ствол. В настоящее время в мировой практике широко исполь­зуют следующие средства и способы предупреждения и лик­видации прихватов: растворы на углеводородной основе; рас­творы, обработанные лигносульфонатными реагентами, эф­фективные смазочные добавки (СМАД, СГ, ОЖК) и ПАВ; центрирующие элементы оснастки бурильной колонны, уменьшающие площадь контакта ее со стенками скважины; механические и гидромеханические устройства; нормирова­ние плотности бурового раствора и расхода смазочных доба­вок; УБТ профильных сечений; профилеметрию и своевре­менное разрушение желобов специальными компоновками и взрывами гибких торпед; предупреждение естественного всплывания рабочих агентов ванн; предупреждение произ­вольного искривления стволов путем использования специ­альных компоновок низа бурильной колонны; выбор конст­рукции скважин с учетом недопущения совместного вскры­тия горизонтов с различными градиентами пластовых давле­ний и резкого повышения скорости бурения.
	7.2. СОВРЕМЕННОЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О СПОСОБАХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ Профилактика предусматривает: использова­ние рациональных конструкций скважин; применение буро­вых растворов, свойства которых способствуют предупреж­дению прихвата колонны и обеспечению устойчивого состоя­ния пород, слагающих стенку скважин; нормирование пре­вышения гидростатического давления над пластовым; недо­пущение непланируемого искривления ствола скважины; пре­дупреждение образования желобов и ликвидацию желобных выработок; применение противоприхватных компоновок ни- 399

	за бурильных колонн; использование специальных приспо­соблений и устройств, предупреждающих заклинивание ко­лонн труб в скважине в процессе бурения и при спускоподъ-емных операциях. Наименьшая вероятность прихвата у инструментов, име­ющих меньший диаметр и длину (центратор, наддолотный калибратор, пакеры и др.). При выборе рациональной конструкции скважины необ­ходимо строго придерживаться следующих основных требо­ваний: не допускать совместное вскрытие горизонтов с раз­личными градиентами пластовых давлений; своевременно пе­рекрывать опасный участок ствола промежуточной колонной или хвостовиком. Нарушение этих требований приводит к возникновению прихватов под действием перепада давления, ликвидация которых на большой глубине не всегда возмож­на. Способствуют устранению осложнений, приводящих к прихватам, и многокомпонентные буровые растворы, сохра­няющие устойчивость пород, слагающих стенку скважин. Ре­комендовано: предупреждать термическую и термосолевую деструкции бурового раствора, кольматировать высокопро­ницаемые породы, уменьшать колебания гидродинамического давления, формировать тонкую эластичную фильтрационную корку с низкими показателями фрикционных свойств и улучшать буримость пород. Проблема сохранения устойчивости пород, слагающих стенки скважин, пока еще не полностью решена. Применение известковых, гипсовых, малосиликатных с полимерными добавками при минимальной водоотдаче, с до­бавками поваренной соли и хлористого кальция, эмульсион­ных высокополимерных на неводной основе буровых рас­творов дает удовлетворительные результаты только в некото­рых условиях, так как причины разупрочнения пород неоди­наковы. Противоприхватными свойствами обладают буровые рас­творы на углеводородной основе и обращенные эмульсии. Применение таких растворов благоприятствует улучшению буримости пород. Однако высокая стоимость, сложность ре­гулирования их свойств в условиях высоких температур и давлений при агрессивной среде, дефицитность некоторых компонентов, повышенная пожароопасность сдерживают широкое использование этих буровых растворов. Одна из наиболее сложных проблем при бурении — пре­дотвращение коагуляции буровых растворов под действием 400

	высоких температур, сопровождающаяся ростом водоотдачи и интенсивным структурообразованием, что повышает при-хватоопасность. Осложнения в скважинах, вызываемые термоокислитель­ной деструкцией бурового раствора и являющиеся потенци­ально возможными причинами прихватов, удается предотвра­тить обработкой бурового раствора специальными термо­стойкими защитными реагентами. Считается, что УГЦР и КССБ термостойки при отсутствии солевой агрессии. Крах­мал и КМЦ термостойки до температуры соответственно 100 и 120 —150°С (КМЦ — в зависимости от степени полимери­зации). Акриловые сополимеры термостойки при более вы­соких температурах, что позволяет иметь низкую водоотдачу солевых растворов при температуре 180 —200 °С, пресных — до 250 °С (гипан, метас). Однако до сих пор для условий по­лиминеральной агрессии и высокой температуры (200 — 300 °С) проблема регулирования свойств бурового раствора остается нерешенной. Предотвратить прихваты в интервалах залеганий проница­емых пород можно их кольматацией, так как существующие механические и физико-химические способы кольматации просты и с успехом применяются в различных условиях (М.Р. Мавлютов). Время выравнивания давления в приствольной зоне и фильтрационной корке до значения гидростатического, при прочих равных условиях, зависит от проницаемости пласта и заполняющего его флюида. По мере увеличения степени кольматации проницаемых пород процесс выравнивания дав­ления интенсифицируется, и вероятность возникновения прихвата в кольматированном участке ствола при действии гидростатического давления резко уменьшается. При создании больших гидростатических давлений значительно возрастает опасность возникновения прихвата. Так, ранее пробуренный участок ствола скважины, представленный проницаемыми породами, становится прихватоопасным с увеличением перепада давления, вызванного необходимостью повышения гидростатического давления для предупреждения возникнове­ния нефте-, газо-, водопроявлений или обвалообразова-ний. Свойства бурового раствора не должны способствовать возникновению больших колебаний гидродинамического дав­ления в стволе скважины в процессе циркуляции, при ее вос­становлении и спускоподъемных операциях. Для этого реоло­гические свойства буровых растворов должны быть по воз- 401

	можности минимальными и регулируемыми с помощью реа­гентов — понизителей вязкости и структурообразователей. На возникновение прихватов в значительной степени вли­яют структурно-механические свойства фильтрационных по­род (адгезионная способность, сопротивление сдвигу, проч­ность), зависящие от содержания твердой фазы в буровом растворе и ее состава, вида химической обработки и смазоч­ной способности раствора. Фрикционные свойства фильтрационных корок снижают применением высококачественных глинопорошков и утяже­лителей, улучшением очистки раствора. Фильтрационные корки должны быть тонкими, эластичными, мало- или не­проницаемыми, с минимальными силами адгезии и коэффи­циентом трения. Наименьшими показателями фрикционных свойств обла­дают (А.К. Самотой) фильтрационные корки, образовавшиеся из растворов, содержащих нефтепродукты с длинными угле­водородными цепями (окисленный петролатум, синтетические жирные кислоты и т.п.). Самая распространенная смазочная добавка на промыслах в настоящее время — сырая нефть, рациональное содержа­ние которой в буровом растворе в зависимости от его плот­ности и температуры окружающей среды колеблется в пре­делах 10—18%. Расчеты показывают, что в зависимости от геолого-технических условий бурения расход нефти для пре­дупреждения прихватов составляет 0,05 —0,10 т на 1 м про­ходки. Эффективность применения нефти как смазочной добавки при высокой температуре резко снижается, поэтому целесо­образнее использовать другие, менее дорогие и более эффек­тивные продукты, например смеси гудронов (СГ), омыленные жирные кислоты (ОЖК), поверхностно-активные вещества (ПАВ). Строгие требования должны предъявляться к выполнению условия нормирования превышения гидростатического давле­ния в скважине над пластовым. Существующие способы оценки пластовых давлений не совершенны и применяются главным образом при исследовании продуктивных пластов. В остальных случаях сведения о предполагаемых пластовых давлениях получают в результате анализа данных о различ­ных осложнениях, возникающих при проводке скважин. Как правило, вероятность возникновения прихватов воз­растает с увеличением произвольного искривления скважины. Характер искривления скважин, бурящихся в различных гео- 402

	лого-технических условиях, различен и зависит от совместно­го действия многих факторов. Используются жесткие компо­новки низа бурильных колонн и регулирование осевых на­грузок на долото в зависимости от угла падения пластов и перемежаемости пород по твердости; внедряется контроль за искривлением скважин; применяется для бурения скважин большого диаметра реактивно-турбинный способ бурения (РТБ) и долотный бур (БД). Следует обратить особое внима­ние на возможность увеличения прихватов в горизонтальном бурении. Наиболее серьезные осложнения, наблюдаемые при про­водке скважин (особенно искривленных и наклонно направ­ленных), — затяжки и посадки бурильного инструмента в участках ствола с желобными выработками, которые важно своевременно обнаружить и нейтрализовать. Желобообразование можно обнаружить и оценить про-филеметрией, а нейтрализовать — проработкой его интерва­лов специальными компоновками бурильного инструмента и взрывом в них гибких торпед. Для профилеметрии зон же-лобообразования необходим надежный многоточечный (шести-, восьми-) профилемер, позволяющий также исследо­вать азимутальное развитие желобных выработок в стволе скважины. Как эффективные мероприятия для предупреждения при­хватов можно использовать уменьшение фактической площа­ди контакта труб со стенкой скважины, достигаемое в ре­зультате применения центрирующих приспособлений, УБТ профильного сечения, квадратных УБТ со смещенными гра­нями и т.д. Около 50 % прихватов происходят вследствие заклинива­ния труб в результате огромной силы инерции колонны, пре­дотвратить которую при высоких скоростях движения бу­рильного инструмента практически невозможно, так как бу­рильщик реагирует на появление затяжки или посадки только через 5 — 7 с после ее возникновения. Для торможения требу­ется 10—15с, а общее время, в течение которого низ бу­рильной колонны взаимодействует со стенками скважины в момент посадки или затяжки, доходит до 25 — 30 с. Причем значение затяжки порой превышает допустимое, а значение посадки достигает веса бурильного инструмента. Для предот­вращения заклинивания бурильной колонны необходимо чет­ко контролировать нагрузки при спуске, подъеме, вращении и экстренно останавливать колонну при появлении малейших дополнительных сил сопротивления. 403

	Борьба с прихватами базируется на совокупности исполь­зования опыта по ликвидации прихватов и селективного под­бора наиболее эффективного для каждого конкретного слу­чая способа или последовательного их применения. Однако подобный метод увеличивает затраты на борьбу с прихвата­ми, особенно когда трудно определить их основную причину. Чтобы выбрать оптимальный способ ликвидации прихвата, необходимо получить минимальные затраты, рассчитать ко­торые можно с использованием методов математической ста­тистики, в частности теории статистических решений. Для ликвидации прихватов широко применяются жидкост­ные ванны с применением в качестве рабочих агентов нефти, воды, кислот, щелочей, а также их комбинаций. Однако наи­более эффективны нефтяные ванны с использованием ПАВ, например с дисольваном. Механизм действия химически ма­лоактивных веществ (нефть, вода) до конца не изучен. Види­мо, наряду с проникновением этих веществ в зону контакта труб с породой или с фильтрационной коркой, сопровожда­ющимся смачиванием и смазыванием трущихся пар, проис­ходят эрозия фильтрационных корок, образование в корках каналов, способствующих сообщению скважины с пластом и выравниванию давлений, повышение пластового давления в приствольной зоне скважины вследствие фильтрации нефти и воды в пласт при определенных условиях, в результате уменьшается перепад давления, действующий в зоне прихва­та. Явления на границе сред металл — фильтрационная корка или порода, рабочий агент ванны — буровой раствор — стенка скважины — металл изучены недостаточно. Для предупреждения миграции агентов ванн из зоны при­хвата применяются буферные жидкости. Растворы, содержа­щие макромолекулярные соединения, обладают хорошо регу­лируемыми структурно-механическими свойствами (путем изменения концентрации полимера и подбора растворителей и разбавителей). Фильтратоотделение таких растворов крайне мало, несмешение их с буровым раствором и агентом ванны выгодно отличает их от других разделителей. При необходи­мости плотность жидкости, используемой в качестве буфер­ной, может быть доведена до требуемых значений. Среди композиций указанных жидкостей в первую очередь могут найти широкое применение: а) раствор натурального каучука (НК) концентрацией 0,3 — 3,0% в предельных углеводородах (бензине, керосине, дизельном топливе); б) раствор синтети­ческих каучуков (СК) концентрацией 0,5 — 5,0 % в предельных или ароматических углеводородах (дизельном топливе, арома- 404

	тизированном газоконденсате, сланцевом конденсате, ксило­лах и др.); в) раствор полистирола концентрацией 0,2 — 3,0% в ароматических углеводородах; г) растворы поливинилацета-та в простых и сложных эфирах. С точки зрения экономич­ности наиболее целесообразно применение растворов НК и СК, приготовляемых из соответствующих латексов. Причинами безрезультатной установки ванн являются не­соответствие виду прихвата; несоблюдение определенной технологически необходимой и достаточной последователь­ности проведения работ; значительная задержка во времени после возникновения прихвата; недостаточно выбранный объем рабочего агента для полного перекрытия зоны прихва­та, уменьшения перепада давления и проведения необходимо­го цикла работ; непринятие мер по предупреждению мигра­ции рабочего агента из зоны прихвата, смешивания его с бу­ровым раствором, а также флокуляции барита в растворе. Соблюдение правил установки жидкостных ванн позволяет устранить указанные недостатки и значительно повысить эффективность применения этого способа. Взрыв (в сочетании с прихватоопределителями) также можно рекомендовать для ликвидации прихватов, причем на­иболее эффективно немедленное его использование с целью встряхивания колонны труб (применяют гибкие торпеды) и ликвидирования заклинивания долота (применяют фугасные торпеды). Для ликвидации прихватов используют гидроимпульсный способ (ГИС), при котором реализуется эффект упругих ко­лебаний колонны труб и жидкости при резком снятии пред­варительно созданных в них напряжений вследствие избы­точного давления внутри колонны труб. Этот способ наиболее эффективен для устранения прихва­тов, вызванных действием перепада давления, а также саль­ников и осыпей пород, реже — желобообразованием. Ограничивающие условия применения ГИС Применение.............................................................................................     Немедленное Определенная длина неприхваточной части труб, м.................     г 1500 Избыточное давление, МПа на 1000 м колонны.........................     г 7 Циркуляция..............................................................................................     Обязательная Плотность бурового раствора, г/см3..............................................     г 1,35 Целостность и герметичность колонн...........................................     Обязательные Породы в разрезе..................................................................................     Устойчивые Специальные приспособления для мгновенного сообщения внутритрубного и затрубного пространства...............................     Отсутствуют
	405

	7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ На прихват бурильной колонны труб в сква­жине влияет множество факторов, которые по своей приро­де являются следствием физико-химического, физико-механического и других видов взаимодействия инструмента с породой и буровым раствором. Для объективного описания существующих точек зрения на природу прихватов были опрошены специалисты с после­дующей статистической обработкой результатов опроса. В опросный лист (А.К. Самотой) было включено 18 фак­торов, в значительной степени, по мнению автора, влияющих на возникновение прихватов: 1)  искривление ствола скважины; 2)  вид смазочной добавки; 3)  тип бурового раствора; 4)  соблюдение технических правил и норм; 5)  жесткость низа бурильной колонны; 6)  площадь поверхности контакта; 7)  коэффициент трения в зоне контакта; 8)  время контакта колонны труб, находящейся в покое, со стенкой скважины; 9)  значение перепада давления; 10)  физико-механические свойства бурового раствора; 11)  температура в зоне прихвата; 12)  абсолютное значение гидростатического давления; 13)  проницаемость породы в зоне прихвата; 14)  тип пластового флюида; 15)  физико-механические свойства фильтрационных корок; 16)  пористость породы; 17)  скорость восходящего потока бурового раствора; 18)  количество смазывающей добавки в растворе.
	7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ Мероприятия по предупреждению прихватов колонн, неукоснительно исполняемые, практически снимают проблему, связанную с ликвидацией прихватов. 406

	7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ Скважины в процессе строительства обсажи­ваются обсадными колоннами, исходя из недопустимости совместного вскрытия горизонтов с взаимоисключающими аномальными градиентами пластового давления и необходи­мостью перекрытия интервалов, бурение которых связано с преодолением различных по природе осложнений (погло­щений, газонефтепроявлений, обвалов стенки скважин). Промывка ствола скважины должна обеспечивать ско­рость восходящего потока раствора в кольцевом пространст­ве не ниже приведенной в табл. 7.1. Подача насоса Q, необ­ходимая для обеспечения этих скоростей, подсчитывается по формуле О = vF-103 л/с, где v — скорость восходящего потока, м/с; F — площадь кольцевого сечения, м2 (см. табл. 7.1). Если невозможно обеспечить нужную подачу буровых на­сосов для улучшения качества очистки ствола скважины от выбуренной породы (за счет турбулизации потока в кольце­вом пространстве), необходимо в процессе бурения периоди­чески приподнимать инструмент на длину ведущей трубы и, вращая, спускать его с максимально допустимой для этих ус­ловий скоростью (в зонах с высокими значениями градиентов гидроразрыва пород). Если при турбинном бурении не обеспечивается достаточ­ная скорость восходящего потока, необходимо практиковать периодический спуск долота без турбобура и промывку скважины в течение 2 — 3 циклов при максимально возмож­ной подаче насосов. Периодичность таких промывок уста­навливается для каждой скважины в отдельности в зависимо­сти от конкретных геолого-технических условий бурения. При роторном бурении под кондуктор или промежуточ­ную колонну диаметром более 346 мм, когда невозможно по­лучить рекомендованную скорость восходящего потока, не­обходимо увеличивать время промывки перед наращиванием и перед подъемом инструмента, а иногда и снижать скорость бурения в мягких породах. Не допускается длительная (свыше 30 мин) промывка ство­ла с пониженной подачей, например одним насосом вместо двух. Чтобы обеспечить контроль качества промывки, на выки-де буровых насосов устанавливаются регистрирующие мано- 407

	Таблица 7.1 Необходимая скорость восходящего потока бурового раствора в скважинах
	Диа­метр Пло- Скорость восходящего потока (м/с) при следу- Диа- щадь ющих глубинах скважины, м метр буриль- коль- доло- ных цевого 0- 1000- 2000- 3000- 4000- 5000- та, мм труб, сече- 1000 2000 3000 4000 5000 6000 мм ния, м2 140 73 0,0112 1,8 1,8 1,5 1,4 1,2 0,8 145 73 0,0123 1,8 1,8 1,5 1,4 1,2 0,8 145 89 0,0103 1,8 1,8 1,5 1,4 1,0 0,8 161 89 0,0141 1,8 1,8 1,5 1,2 1,0 0,7 190 89 0,0221 2,0 2,0 1,6 1,2 1,0 0,6 190 114 0,0181 2,0 2,0 2,0 1,5 1,1 0,8 214 114 0,0258 2,0 1,9 1,8 1,8 0,9 0,7 214 127 0,0233 2,0 1,9 1,8 1,8 0,9 — 214 140 0,0204 2,0 1,9 1,8 1,8 — — 243 114 0,0362 1,5 1,3 1,1 0,9 0,6 — 243 127 0,0337 1,5 1,3 1,1 1,0 0,6 — 243 140 0,0303 1,5 1,3 1,1 1,0 — — 243 146 0,0296 1,5 1,3 1,1 1,0 — — 269 127 0,0442 1,3 1,1 1,0 0,8 — — 269 140 0,0412 1,3 1,1 1,0 0,8 — — 269 146 0,0401 1,3 1,1 1,1 0,7 — — 269 168 0,0347 1,3 1,1 1,1 — — — 295 140 0,0527 1,2 1,0 1,0 0,6 — — 295 146 0,0516 1,2 1,0 1,0 0,5 — — 295 168 0,0462 1,2 1,0 1,0 — — — 320 168 0,0583 1,1 0,9 0,9 — — — 346 168 0,0718 0,9 0,8 0,7 — — — 370 168 0,0858 0,8 0,7 0,6 — — — 394 168 0,0997 0,7 0,6 0,5 — — — 445 168 0,1333 0,5 0,4 — — — 490 168 0,1664 0,4 0,4 — — — —
	метры, непрерывно контролирующие давление в нагнетатель­ной системе; в случае снижения давления (после тщательной проверки насосов и установления их нормальной работы) колонну бурильных труб следует поднять, трубы осмотреть, при необходимости опрессовать и провести дефектоскопию. Профилактическая опрессовка и дефектоскопия труб про­изводятся строго по графику, утвержденному руководством бурового предприятия. Трубы впрессовываются водой давле­нием 20 МПа с предварительной переборкой свечей. Химическая обработка и качество бурового раствора должны соответствовать требованиям геолого-технического наряда. При выборе плотности бурового раствора необходи­мо учитывать пластовое давление. В прихватоопасных интер­валах, расположенных на глубине более 1200 м и представ­ленных хорошо проницаемыми отложениями, например пес- 408

	чаниками и трещиноватыми известняками, гидростатическое давление не должно превышать пластовое давление более чем на 5—10%; в этих же условиях водоотдача должна быть не более 3 — 4 см3 за 30 мин на приборе ВМ-6. Для повышения смазочной способности необходимо в те­чение всего цикла бурения скважины поддерживать в буро­вом растворе определенное содержание смазочных веществ: нефти, СМАД-1, омыленных жирных кислот (ОЖК), смеси гидронов (СГ) и др. В буровом растворе в зависимости от плотности должно содержаться определенное количество нефти: Плотность раствора, г/см3....................................... 1,20-1,30 1,30-1,50 1,50-1,70 1,70-2,0 2,0 Содержание нефти, %...... 8-10              10-12          12-15         15-18 20 При наличии прихватоопасных интервалов в условиях вы­соких температур и давлений рекомендуется применять эф­фективные смазочные вещества: СМАД-1, ОЖК, СГ — 2,4%. Добавка 2 — 2,5% этих веществ к объему циркулирую­щего раствора эквивалентна по смазочному действию добавке 10 % нефти. Расход нефти на 1 м бурения ствола должен составлять 80-100, а СМАД-1, ОЖК и СГ - 20-25 кг; при бурении прихватоопасных интервалов удельный расход смазки увели­чивается на 20 — 80%. При бурении глубоких скважин реко­мендуется добавлять в буровой раствор 1 — 2 % серебристого графита. Содержание нефти в растворе контролируется не реже одного раза в сутки прибором Дина — Старка или по уско­ренной методике АзНИИбурнефти, а также электроцентри-футированием. Последний способ предпочтителен, так как обладает достаточной для промысловых исследований точно­стью замеров и нетрудоемок. Для увеличения степени диспергирования нефти в буровом растворе применяются поверхностно-активные вещества: сульфонол, дисольван, НРВ — до 1 % по товарному продукту. Нефть вводится в буровой раствор через нагнетательную ли­нию насоса с помощью агрегата цементировочного. При бурении скважины строго контролируют и регистри­руют в специальном журнале следующие параметры бурового раствора: плотность, условную вязкость (по ПВ-5), водоотдачу за 30 мин (по ВМ-6), статическое напряжение сдвига, замеренное через 1 и 10 мин (прибором СНС-2), толщину фильтрационной корки, содержание нефти и песка в раство­ре, показатель рН среды; фиксируют объем и дату ввода в 409

	буровой раствор химических реагентов, добавок, утяжели­теля. Каждая буровая установка должна быть оснащена лабора­торией по контролю свойств буровых растворов, оборудо­ванной приборами и укомплектованной набором химических реагентов, применяющихся при бурении скважин. Очищается буровой раствор от выбуренной породы виб­роситами, гидроциклонными установками и другими средст­вами. Для приготовления бурового раствора используют порош­кообразные сухие материалы. В качестве утяжелителя реко­мендуется применять барит. УЩР для обработки раствора приготовляется по рецептуре лаборатории, при этом необходимо учитывать влажность бу­рового угля и концентрацию каустической соды. Реагент по­сле затворения должен быть настоен в течение 12 —16 ч и со­держать 3 — 6 % гуминовых веществ при плотности 1,06 — 0,07 г/см3 и вязкости не менее 45 с по ПВ-5. Применение не­правильно приготовленного реагента ведет к увеличению ще­лочности раствора и возрастанию липкости фильтрационной корки. При спуске инструмента в скважину производятся проме­жуточные промывки для разрушения структуры раствора и предупреждения возникновения дополнительного гидроди­намического давления. Интервалы и периодичность промывок устанавливаются руководством буровой установки. Возоб­новляют циркуляцию одним насосом при вращении ко­лонны. Для предупреждения прихватов, которые могут быть вы­званы поглощением бурового раствора, необходимо пони­зить гидродинамическое давление при спуске инструмента (колонн) уменьшением структурно-механических свойств бу­рового раствора и ограничением скорости спуска труб. При временном прекращении циркуляции бурового рас­твора колонну бурильных труб поднимают от забоя на длину ведущей трубы, периодически (через 5—10 мин) расхаживают и проворачивают ротором. В случае невозможности движения колонны бурения труб в скважине она разгружается на забой с таким расчетом, чтобы сжатая ее часть находилась между забоем и башмаком предыдущей обсадной колонны (между забоем и хвостови­ком) или на 200 м выше возможных интервалов прихвата. При этом промывка прекращается с периодическим возоб­новлением при длительных остановках. 410

	Во время продолжительных остановок, вызванных неис­правностью подъемного механизма, колонна труб подвеши­вается на роторе и проворачивается. Запрещается углублять скважину, когда колонна труб дви­жется в ней с затяжками, посадками, подклиниваниями, вы­званными осыпями, обвалами, пластическими деформациями пород, толстыми фильтрационными корками на проницае­мых поверхностях. Эти осложнения ликвидируются тщатель­ными проработками и регулированием свойств бурового рас­твора. В процессе бурения каждой скважины необходимо вести карту осложненности ствола, в которой фиксируют замечен­ные и происшедшие осложнения и аварии, даты их возник­новения и способы ликвидации. В дальнейшем карты ослож­ненности анализируются, данные об осложнениях и авариях систематизируются по определенным литолого-стратиграфи-ческим горизонтам и выбираются эффективные способы преодоления осложнений при бурении скважин в конкретном регионе. Для предупреждения флокуляции и выпадения в осадок ча­стиц баритового утяжелителя и, как следствие, возникнове­ния прихватов необходимо перед вводом в буровой раствор анионоактивных ПАВ (сульфонола, нефти, окисленного пет-ролатума, соапстоков) предварительно обрабатывать раство­ры гидрофилизирующими реагентами (У1ЦР, гипан, метас, КМЦ). Аналогичные обработки раствора необходимы и пе­ред установкой нефтяных ванн для предупреждения флокуля­ции утяжелителя в зонах смешения нефти с буровым раство­ром. Кальциевые растворы, где содержание ионов кальция пре­вышает 0,015 — 0,020%, перед добавлением анионоактивных ПАВ рекомендуется предварительно обрабатывать неоргани­ческими фосфатами (гексаметафосфат, триполифосфат, пи-рофосфат). Для предупреждения неуправляемого искривления необхо­димо: запретить применение нецентрированного устьевого обо­рудования, погнутых бурильных, УБТ и ведущих бурильных труб; бурить скважины большого размера (346 мм и более) ре­активно-турбинным буром (РТБ); бурить скважины диаметром 320 мм и менее, применяя конструкции низа бурильных колонн, обеспечивающие их вертикальность; 411

	выбирать осевые нагрузки на долото в зависимости от уг­ла залегания пластов и перемежаемости крепких и мягких пород; осуществлять своевременный и качественный контроль за искривлением скважины; выявлять геофизическими способами на каждой разбури­ваемой площади интервалы залегания и мощности крепких прослоев (15-20 см); применять в компоновках низа бурильных колонн про­фильные, а в глубоких скважинах - УБТ требуемого диамет­ра (90, 120, 133 мм); тщательно изучать материалы бурения законченных сква­жин для разработки мероприятий по предупреждению ис­кривлений; намечать комплекс мероприятий по предупреждению и борьбе с искривлениями до начала бурения скважины.
	7.4.2. ПРИХВАТЫ У СТЕНКИ СКВАЖИНЫ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ Буровой раствор обрабатывается химически­ми реагентами, способствующими образованию тонких ма­лопроницаемых эластичных фильтрационных корок (ССБ, КССБ, КМЦ, метас и др.). Реагенты подбираются в зависи­мости от температурных условий в скважине, агрессивности среды и других определяющих факторов. При бурении скважин следует поддерживать минимальные произвольные утлы искривления и изменения азимута в ин­тервалах проницаемых пород, контролируя пространственное положение скважины периодическими замерами его инкли­нометрами. Интервалы резких перегибов ствола прорабаты­ваются и шаблонируются с малой скоростью подачи колонны труб. Типы компоновок низа бурильных колонн определяют­ся конкретными условиями на базе действующих руководств и инструкций. Для уменьшения фактической площади контакта труб и инструмента со стенками скважины применяются утяжелен­ные бурильные трубы с профильным поперечным сечением (квадратные, круглые с канавками на поверхности), УБТ со специальными центрирующими втулками (рис. 7.2, табл. 7.2), УБТ квадратного сечения со смещенными гранями - КУБТ-СГ (рис. 7.3, табл. 7.3, 7.4), переводники-центраторы, в том числе и упругие (рис. 7.4, 7.5, табл. 7.4, 7.5), переводники-412

	D В - i
	т
	Рис. 7.2. Утяжеленная бурильная труба с приваренными стальными втулками: DT - наружный диаметр трубы; DB -наружный диаметр втулки	Рис. 7.3. Утяжеленные бурильные трубы со смещенными гранями (КУБТ-СГ): d - сторона квадрата; D - наруж­ный диаметр переводника; с - раз­мер квадратной УБТ по диагонали
	центраторы для соединения отдельных секций турбобура, центрирующие противоприхватные промежуточные опоры (устанавливаются между свечами УБТ), свечи из коротких (по 6-8 м) бурильных труб. Не допускается нахождение бурильной колонны без дви­жения в открытом стволе скважины более 10 мин, а в свеже-пробуренном проницаемом интервале - более 3 мин. В случае невозможности предупредить образование тол­стых фильтрационных корок на хорошо проницаемой стен­ке скважины, способствующих появлению затяжек и посадок колонны труб, рекомендуется тщательно проработать ствол 413

	Рис. 7.4. Переводник с приваренными ребрами для соединения секционных турбобуров: D - наружный диаметр по телу; D, -внутренний диаметр; D2 - наружный ди­аметр по ребрам; 1, - длина верхнего ниппеля; 1 - длина нижнего ниппеля; Ъ -расстояние до торца; I - длина перевод­ника; I, - длина приваренного ребра; h - ширина ребра; А - высота ребра
	Рис. 7.5. Упругий центратор: 1 - переводник; 2 - резиновая втулка
	414

	Таблица 7.2
	Размеры УБТ и втулок
	Диаметр долота, мм Диаметр УБТ Д., мм Диаметр втулки Dv мм Глубина канавки, мм 269 243 214 203 178 146 235 210 175 9 8 7
	Таблица 7.3	Таблица 7.4 Рекомендуемые сочетания КУБТ-СГ и УБТ круглого сечения
	Размеры КУБТ-СГ
	Диаметр долота, мм Размеры КУБТ-СГ, мм Диаметр перевод­ника D, мм по диа­гонали с по сторо­не квад­рата d 243 214 190 203-230 178-203 160-178 155-175 140-155 125-140 203 178 160
		Размер КУБТ-СГ по диаго­нали с, мм Диаметр УБТ круглого се­чения, мм 230 203 178 160 203 178 160 146
	скважины в этих интервалах и осуществить углубленную кольматацию проницаемого интервала ствола путем установ­ки специальной ванны из отверждаемой смеси. Составы сме­сей приведены в табл. 7.6. Большие интервалы хорошо проницаемых отложений, опасных с точки зрения прихватов, рекомендуется перекры­вать промежуточными колоннами или хвостовиками. На каждой буровой необходимо устанавливать емкость, обеспечивающую запас нефти объемом в 20-25 м3. При возникновении прихвата бурильщик обязан: восстановить циркуляцию и вести промывку скважины с подачей, не меньшей, чем при бурении скважины в преды­дущем интервале; расхаживать инструмент с допустимыми нагрузками и пе- Таблица 7.5 Размеры соединительного переводника и металлической планки
	Обозначе­ние турбо­бура Размеры соединительного пере­водника, мм Мар­ка ста­ли Размеры ме­таллической планки, мм Мар­ка ста­ли D I D2 1 1, В А h ТС5Б-9" ЗТС5А-8" 240 215 460 500 165 155 258 231 120 154 120 127 20 20 40Х ФА 40Х 254 252 50 40 9-9,5 8-8,5 А А
	415

	Таблица 7.6
	Состав смесей для спецванн
	Содержа- Температур­ные интер- Характеристика рас- Компоненты смеси ние, % валы приме- твора, камня нения, °С Гипан 60-80 100-150 Плотность 1,11 — 1,20 Бихромат аммония 7-20 г/см3. Прочный студ- Тиосульфат натрия 3-15 необразный мате- Едкий натр 1-5 риал Смола ТС-10 20-30 5-45 Плотность несколько Формалин 10-20 ниже плотности Буровой раствор 60-70 бурового раствора (вода) (воды). Камень не- проницаемый, проч- ный Смола ТС-10 20-30 15-100 То же Уротропин 5-10 Буровой раствор 65-75 (вода) Поливинилхлорид 3-10 70-135 Плотность 1,1- Дибутилфталат 15-25 1,3 г/см3. Жесткий, Ксилол 60-80 резиноподобный Хлористый цинк 0,2-2 материал Стирол 70-80 -30 ... +50 Плотность 0,9 г/см3. Дивинилбензол 15-25 Высокая адгезия к Хлорное олово 0,8-2 металлу и горным Метилметакрилат 0,5-4 породам, высокая прочность, непрони- цаемость Карбоксиметил- 3-7 0-50 Плотность 1,0- целлюлоза 1,1 г/см3. Прочная Сульфат хрома 3-7 студнеобразная масса Вода 86-94
	риодическим "отбиванием" его ротором; если в течение 2-3 ч освободить колонну не удается, плавно разгрузить ее на вес, соответствующий весу колонны в необсаженном стволе скважины; через каждые 15 мин (вплоть до получения указаний от соответствующего технического руководства) производить натяжку до собственного веса и разгрузку на вес инструмен­та, находящегося в необсаженном стволе, и проворачивать колонну при собственном весе на допустимое число оборо­тов.
	416

	7.4.3. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ ЗАКЛИНИВАНИЯ НИЗА КОЛОННЫ ПРИ ЕЕ ДВИЖЕНИИ В СКВАЖИНЕ Все завезенные на буровую установку долота должны быть тщательно осмотрены и прошаблонированы кольцевым шаблоном. Для каждой модели долот необходимо использовать три шаблона: один - стандартного диаметра, два других - максимального и минимального (согласно нор­мам). После осмотра и шаблонирования буровой мастер за­писывает в буровой журнал модель, номер и размер долот, а также порядок их спуска в скважину. Пригодные для работы долота необходимо хранить на специальной площадке, от­бракованные - вывозить с буровой. Перед спуском нового долота в скважину бурильщик обя­зан: знать интервал, пробуренный предыдущим долотом, ин­тервалы посадок и затяжек инструмента и их значения; знать степень срабатывания и фактический диаметр сра­ботанного долота; проверить состояние спускаемого в скважину долота (чистоту промывочных отверстий, пригодность резьбы, ско­лы и т.п.). После подъема буровой мастер обязан проверить сработку каждого долота и занести данные в рапорт по коду. Новое долото следует спускать осторожно, не допуская посадок более 3-4 тс (30-40 кН). Особенно осторожно следу­ет спускать долото, отличное по конфигурации от предыду­щего (трехперое после шарошечного, четырехшарошечное колонковое после трехшарошечного и т.п.), а также новую, по сравнению с предыдущей, компоновку низа бурильной колонны. Интервал бурения предыдущим долотом следует прораба­тывать при осевой нагрузке не более 30 кН. Категорически запрещается производить спуск колонны труб с посадкой. При появлении посадок спуск следует при­остановить, инструмент из зоны затяжек поднять не менее чем на длину ведущей трубы, затем интервал посадок и затя­жек тщательно проработать. Ствол скважины необходимо периодически шаблониро-вать. Не допускается пребывание долота ниже места преды­дущих проработок более 36-40 ч. По истечении этого време­ни необходимо приподнять инструмент на 100-500 м и про­работать интервалы замеченных затяжек и посадок. В ос- 417

	ложненных стволах такие операции надо повторять чаще, исходя из данных, определенных опытным путем. В интервалах затяжек и посадок скорости спуска и подъ­ема ограничиваются. При возникновении прихвата в процессе спуска буриль­щик обязан: расхаживать бурильную колонну натяжкой и проворачи­вать ротором с допустимыми нагрузками (не менее 4-5 раз); по возможности восстановить циркуляцию и промыть скважину при периодическом расхаживании через 15-20 мин с нагрузками в пределах от собственного веса (100-150 кН) сверх веса колонны труб (запрещается освобождать инстру­мент путем расхаживания и вращения его с разгрузкой). При заклинивании колонны во время подъема бурильщик обязан: немедленно разгрузить колонну бурильных труб на 200-300 кН и попытаться пропустить инструмент вниз (повторить операцию 4-5 раз); проворачивать инструмент ротором с помощью ведущей трубы или клинового захвата при разгруженном на 30-50 кН инструменте, исключить проскальзывание труб в клиновом захвате; по возможности восстановить циркуляцию и повторить действия по предыдущим пунктам. Запрещается освобождать инструмент расхаживанием его натяжкой сверх собственного веса.
	7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ При проектировании и бурении вертикальных скважин не допускаются изменения зенитного угла более 1° на 100 м, абсолютное значение угла искривления не должно превышать 3-4°. Определять конфигурацию ствола скважины для контроля за образованием и развитием желобов следует с помощью профилемеров, так как замеры каверномером в этих целях положительных результатов не дают. Первый замер необхо­димо производить после 500 м бурения ниже башмака первой промежуточной колонны, а затем после каждых 200-300 м бурения ствола. Измерение начинают с забоя скважины. В случае регистрации желобной выработки измерения повто­ряют через каждые 100 м бурения. Чтобы обеспечить безо- 418

	пасность работы в интервалах желобообразования, необхо­димо применять инструменты, диаметр которых меньше в 1,4-1,5 раза большего из диаметров замков бурильных труб. Необходимо избегать изменений компоновки нижней час­ти бурильной колонны. Если нужно спустить в скважину ин­струмент с диаметром, незначительно отличающимся от диа­метра замков труб, то в интервалах с наличием желобов сле­дует проработать ствол скважины и ограничить скорости спуска и подъема, наблюдая за показаниями индикатора веса. Интервалы желобных выработок прорабатывают расши­рителем, установив под ним хвостовик из бурильных труб длиной 300-400 м с долотом. При этом нужно обращать осо­бое внимание на тщательность крепления резьбовых соеди­нений в трубах, расположенных ниже расширителя. Для проработки в мягких и средней прочности породах приме­няются лопастные расширители, а в крепких породах - ша­рошечные. При проработке интервала желобных выработок исполь­зуется такая компоновка: пикообразное долото меньшего по отношению к стволу скважины диаметра, УБТ, четырехлопа-стный спиральный центратор, диаметр которого в 1,1-1,25 раза больше ширины желоба, но меньше номинального диа­метра скважины, бурильные трубы, лопастный или шаро­шечный расширитель, бурильные трубы. Процесс разрушения желобных выработок контролирует­ся по объему выносимого из скважины шлама, а также по крутящему моменту, фиксируемому моментомером. В про­цессе разрушения желоба промывку следует производить с максимально возможной подачей и ограниченной скоростью проработки до исчезновения внешних признаков желобной выработки. Эффективность разрушения выработки прове­ряют профилемером. В случае невозможности выполнения работ по проработке с расширителем (в результате отсутствия зумпфа достаточной величины, наличия большого угла искривления) рекомендует­ся желобные выработки разрушать взрывом специальных гибких торпед или торпед из детонирующего шнура. Торпе­дированию подвергаются интервалы, характеризующиеся по профилеметрии наличием прихватоопасных желобов и про­явившие себя интенсивными затяжками и посадками буриль­ной колонны. Особое внимание уделяется торпедированию твердых пропластков. В качестве гибких торпед могут быть использованы параллельно соединенные шнуры ДШУ. 419

	Гибкие торпеды, располагаясь на дне желоба, позволяют на всем его протяжении расширить наиболее узкую часть за счет частичного обрушения и уплотнения породы. В случае, если опасный интервал желобов больше одной торпеды и требуется произвести повторное торпедирование, этот ин­тервал следует предварительно очистить проработкой от раз­рушенной породы, применяя жесткую компоновку низа бу­рильной колонны и соблюдая меры предосторожности от возможных затяжек. Критерием оценки проведенного мероприятия следует считать отсутствие затяжек и посадок при движении колон­ны труб в интервале отмеченных желобов. После окончания взрывных работ интервалы желобов тщательно прорабатываются со скоростью не более 20-30 м/ч. Взрыв рекомендуется производить на определенном рас­стоянии от башмака предыдущей обсадной колонны (или хвостовика), которое определяется из зависимости I a 13 + 3d3, где 13 - длина заряда; d3 - диаметр заряда. В тех случаях, когда известны интервалы возможного же-лобообразования и протяженность этих интервалов велика, бурение ствола скважины начинают долотом, диаметр кото­рого меньше проектного (при режимах бурения, обеспечива­ющих максимальные скорости), с последующим его расши­рением. Преимущество такого метода заключается в возмож­ности при расширении ствола до проектного размера разру­шать желобные выработки, образованные в процессе преды­дущего бурения. Диаметр долота, которым расширяется ствол скважины, может быть определен из условия D = d + В, где d - диаметр скважины; В - максимальная глубина желоб-ной выработки. Значения d и В определяют по данным профилеметрии, а при отсутствии последних d принимается равным диаметру долота, а В в зависимости от диаметра бурильных труб: d, мм................. 168 140 114 В, мм................. г100 г90 >80 Число допустимых рейсов долотами одного диаметра и момент перехода на следующий размер долот определяют по данным о проявлении желобных выработок. 420

	Чтобы не допустить попадания колонны бурильных труб в желобную выработку, необходимо в компоновку ее низа ус­танавливать спиральные четырехлопастные центраторы. Кор­пус центраторов (длиной 1-1,2 м) изготовляется из УБТ. Реб­ра центратора наваривают на корпус по спирали в виде че­тырех правых или левых витков. При таком расположении ребер площадь касания центратора со стенками скважины на 30-40 % больше по сравнению с обычными лопастными цен­траторами. Места установки центраторов: первый над доло­том, второй - между бурильными трубами и УБТ. Для преду­преждения произвольного вращения колонны бурильных труб и попадания ее в желоб направление витков ребер на указанных центраторах должно быть противоположным. Ес­ли в компоновке бурильного инструмента участвуют УБТ раз­личного диаметра, то между ними необходимо устанавливать спиральные четырехлопастные центраторы. При определении наружного диаметра центратора исходят из того, что отношение его к ширине желобной выработки должно быть не менее 1,35-1,45 (ширина желобной выработ­ки определяется по данным профилеметрии). По мере увели­чения ширины желобной выработки в процессе бурения скважины следует увеличивать наружный диаметр центрато­ра, выдерживая при этом приведенное выше соотноше­ние. Интервалы и размеры затяжек и посадок в желобах необ­ходимо фиксировать в буровых журналах и рапортах и со­общать об их наличии при сдаче вахт. При возникновении признаков затягивания колонны труб в желобную выработку бурильщик обязан: немедленно разгрузить колонну бурильных труб на 20-30 т (200-300 кН). Разгрузку повторить 4-5 раз, не доводя силу при натяжении колонны до ее собственного веса; проворачивать инструмент ротором с помощью ведущей трубы или клинового захвата с разгрузкой веса на 3-4 т (30-40 кН); восстановить циркуляцию и повторить вышеуказанные действия (категорически запрещается освобождать инстру­мент путем его расхаживания натягиванием сверх собствен­ного веса).
	421

	7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ Бурильщик обязан соблюдать режим промыв­ки скважины, в случае вынужденных остановок и невозмож­ности промыть скважину с нормальной подачей насосов сле­дует поднять долото в обсаженный или неосложненный (безопасный) участок ее ствола. При длительном нахождении бурильных труб в скважине необходимо проводить контрольный подъем-спуск долота с проработкой в местах посадок и затяжек. Периодичность и интервалы проработок устанавливаются руководством буро­вого предприятия. При монтаже очистных сооружений должны соблюдаться следующие правила: каждый насос должен иметь приемный мерник объемом не менее 15 м3, желательно иметь дополнительный общий отстойный мерник, в который после очистки поступает бу­ровой раствор; трубы, соединяющие мерники, должны быть врезаны на высоте не менее 60 см от дна, мерники должны иметь люки для периодической очистки от осадка; на каждой буровой необходимо иметь не менее двух уста­новок вибросит и запасные комплекты сеток к ним; при наличии в разрезе скважины тонкопесчаных отложе­ний необходимо использовать гидроциклонные очистные ус­тановки. Тип реагента и порядок обработки им раствора определя­ются в лабораторных условиях. Вязкость и СНС буровых растворов должны быть мини­мально возможными. Запрещается без предварительной подготовки ствола спус­кать в скважину долото, диаметр которого больше диаметра ранее применявшегося. Спускать турбобур в скважину, пробуренную роторным способом с использованием долот режущего типа, запреща­ется. Вначале необходимо тщательно проработать ствол ша­рошечным долотом. Особое внимание должно быть уделено спуску турбобура с долотом сплошного бурения после рабо­ты колонкового долота меньшего размера. Места посадок прорабатываются. Для предупреждения образования сальников рекомендуется применять равнопроходную конструкцию низа бурильной колонны, обеспечивающую высокую скорость восходящего 422

	потока (более 2,5 м/с) в призабойной зоне при обычной промывке за счет сохранения малых кольцевых зазоров на определенной длине низа колонны труб. При повышении давления на выкиде насосов бурение пре­кращается, и ствол скважины приводится в нормальное со­стояние интенсивной промывкой с расхаживанием и враще­нием ротором с частотой не менее 80 об/мин, не допуская натяжения инструмента сверх собственного веса и его посадок. При возникновении затяжек во время подъема следует прекратить подъем, осторожно восстановить циркуляцию, постепенно доведя расход бурового раствора до ранее при­менявшегося, и проработать места затяжек до их ликвида­ции. Проработку следует производить, не допуская затяжек и резких повышений давления. В случае возникновения порш-невания подъем труб из скважины необходимо прекратить. При необходимости подъема с поршневанием следует его осуществлять на 1-й скорости лебедки, не допуская затяжек более 100 кН, и доливать скважину через бурильные трубы. При затягивании инструмента в сальник бурильщик должен: при бурении под кондуктор разгрузить колонну буриль­ных труб на полный вес, в остальных случаях - на вес инст­румента, находящегося в необсаженном стволе скважины; восстановить циркуляцию насосом с одним работающим клапаном с постепенным увеличением подачи до нормальной; провернуть инструмент ротором на допустимое число оборотов при разгрузке инструмента на 30-40 кН ниже соб­ственного веса, повторить эти действия 4-5 раз; при освобождении колонны или при получении ограни­ченно свободного хода ее приступить к разрушению сальни­ка вращением с интенсивной промывкой. Запрещается освобождать бурильный инструмент расха­живанием при натяжении его сверх собственного веса.
	7.4.6. ПРИХВАТЫ КОЛОНН ВСЛЕДСТВИЕ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН В процессе бурения скважины не следует до­пускать простоев; максимально сокращать пребывание ство­ла скважины в необсаженном состоянии. Во избежание резких колебаний гидродинамического дав­ления в стволе скважины породы, склонные к осыпям и об- 423

	валам, необходимо бурить с использованием бурового рас­твора с минимально возможными вязкостью и напряжением сдвига. Значение водоотдачи бурового раствора должно быть минимально допустимым. Рекомендуется контролировать па­раметр водоотдачи в условиях температуры и перепада давле­ния, близких к пластовым, после чего регулировать его путем обработки бурового раствора реагентами - понизителями водоотдачи. Бурильные трубы следует спускать с промежуточными промывками для снижения продавочных давлений, особенно при значениях СНС раствора, превышающих необходимые. Спускоподъемные операции в интервалах неустойчивых по­род следует вести с ограничением скорости, не допуская за­тяжек, посадок и значительных колебаний гидродинамичес­кого давления. Перед подъемом колонны бурильных труб скважина про­мывается с увеличенной (на 5-10 %) подачей насосов по срав­нению с промывкой при бурении или проработке (при воз­можности). При восстановлении циркуляции продавливание осуществляется плавным повышением давления в трубах и постепенным доведением его до проектного. В процессе проработки не допускается дополнительный рост гидродинамического давления — избегают резкого увели­чения скорости спуска инструмента, особенно при интенсив­ной промывке. Подъем бурильных труб при наличии сальника или без долива скважины буровым раствором не допускается. В случае появления признаков обвалов при работе с тур­бобуром необходимо перейти на роторный способ бурения. При бурении скважин в неустойчивых отложениях приме­няются системы буровых растворов, нейтральные к прохо­димым породам или оказывающие крепящее действие. В каждом конкретном случае раствор на буровой должен обра­батываться в строгом соответствии с рецептурой, выдаваемой лабораторией. При непрекращающихся явлениях сужения ствола, вызван­ных выпучиванием пород, необходимо приступить к утяже­лению бурового раствора на 10-15 % против требуемого; плот­ность раствора следует поднимать постепенно, во избежание гидравлического разрыва пластов, поглощений, выпадения утя­желителя. В интервалах с интенсивным нарушением устойчи­вости стенок скважин вследствие осыпей и обвалов рекомен­дуется применять известково-битумные растворы и обращен­ные эмульсии, нейтральные к проходимым породам и характе­ризуемые практически нулевыми значениями водоотдачи. 424

	Для предупреждения вибрационного воздействия колонны бурильных труб на стенки скважины в компоновку ее низа целесообразно включать наддолотные амортизаторы в упру­гие стабилизаторы. При вскрытии хемогенных пород, склонных к интенсив­ному пластическому течению, необходимо поддерживать нужное противодавление на пласт, увеличивая по мере роста глубины скважины плотность бурового раствора. Темп роста плотности определяется опытным путем, исходя из свойств солевых пород и температурного режима скважины. Во избежание заклинивания долота при пластическом те­чении солей нужно периодически поднимать его на высоту 150-300 м (в зависимости от условий скважины) и прораба­тывать весь интервал со скоростью 40-45 м/ч. Хемогенную толщу с прослоями терригенных пород следует вскрывать с использованием буровых растворов, нейтральных к данной породе или предварительно насыщенных данным типом со­лей. Концентрация насыщения зависит от температурного поля месторождения. В случае невозможности борьбы с осы­пями и обвалами профилактическими средствами необходимо предусмотреть при конструировании скважин перекрытие зон нарушений устойчивости пород промежуточными колон­нами или хвостовиками, а также временное крепление их с применением отверждаемых композиций. При возникновении прихвата бурильщик должен: восстановить циркуляцию при работе одного клапана на­соса с постепенным увеличением подачи до нормальной; расхаживать колонну труб при натяжении в пределах 150-200 кН сверх собственного веса и проворачивать ее ротором при собственном весе в пределах допустимого числа оборо­тов. Запрещается восстанавливать циркуляцию с большой подачей, т.е. насосом при всех работающих клапанах.
	7.4.7. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ ЗАКЛИНИВАНИЯ КОЛОНН ПОСТОРОННИМИ ПРЕДМЕТАМИ Во избежание попадания в скважину посто­ронних предметов после подъема бурильного инструмента необходимо закрывать устье специальным приспособлением. При спуске и подъеме бурильных труб должны использо­ваться резиновые манжеты на трубах, предупреждающие по­падание посторонних предметов в скважину. Не следует до- 425

	пускать работу над ротором при незакрытом устье скважи­ны. В случае попадания в скважину посторонних предметов члены буровой бригады обязаны немедленно сообщить бу­рильщику о случившемся. Бурильщик, не производя дальней­ших работ, извещает бурового мастер или инженерно-диспетчерскую службу. При падении в скважину металличес­ких предметов или оставлении в ней деталей долот дальней­шее углубление не производится до полной очистки скважи­ны от этих предметов. Для непрерывной очистки забоя от металлических деталей необходимо в компоновке колонны труб иметь металлоуло-вители, а для извлечения более крупных предметов - перио­дически применять магнитные фрезы или гидроимпульсный способ очистки.
	7.4.8. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ ОСЕДАНИЯ ШЛАМА И УТЯЖЕЛИТЕЛЯ Не допускается оставлять инструмент в сква­жине без промывки. Необходимо поддерживать структурно-механические свой­ства бурового раствора на уровне проектных требований. Для предупреждения флокуляции утяжелителя следует осуще­ствлять мероприятия, изложенные выше. На выкиде насосов надо устанавливать регистрирующие манометры, обеспечивающие непрерывный контроль за давле­нием. В случае снижения давления при промывке необходимо нормализовать работу насосов, после чего инструмент следу­ет поднять, осмотреть и при необходимости опрессовать. При разбуривании цементных мостов и стаканов буровой раствор необходимо обрабатывать реагентами, предотвра­щающими его коагуляцию при попадании частиц цемента. При обнаружении "патронных" пробок из шлама или осевшего утяжелителя следует немедленно принять меры к повышению структуры раствора, а допуск долота до забоя выполнять с проработкой всего интервала осадконакопления при интенсивной промывке скважины. При возникновении прихвата, вызванного оседанием шла­ма, утяжелителя, цемента, бурильщику необходимо: восстановить циркуляцию с использованием одного клапа­на насоса с постепенным увеличением подачи до нормальной; 426

	расхаживать и прокручивать инструмент (в пределах соб­ственного веса). Запрещается разбуривать цементные стаканы и мосты без использования бурового раствора в качестве промывочного.
	7.4.9. ПРИХВАТЫ ПРИ ИСПЫТАНИИ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ Причинами прихвата инструмента при иссле­довании скважин пластоиспытателями являются: прихват бу­рильных труб, расположенных выше пакера, вследствие пе­репада давления; осыпание частиц породы, являющееся ре­зультатом разрушения подпакерной зоны ствола при стоянии на притоке; оседание частиц утяжелителя вследствие деструк­ции бурового раствора при его контактировании с флюидом пласта; прихват резиновых элементов пакера; прихват хвос­товика породой, поступающей при интенсивном притоке флюида из пласта. Если наиболее вероятной причиной прихвата могут быть прихват хвостовика или осложненность ствола скважины су­жениями, затрудняющими спуск элементов испытателя плас­та, необходимо при испытании забуривать зумпф уменьшен­ного диаметра, что обеспечивает возможность обуривания инструмента при его прихвате в зумпфе. Перед началом испытаний раствор химически обрабаты­вают для снижения его водоотдачи до минимальных значений и вводят в необходимом количестве смазочные добавки. Практикуют периодическое проворачивание бурильного инструмента, расположенного выше пакера, на 3-4 оборота, не допуская изменения позиции запорного поворотного кла­пана. Если требуется увеличить время нахождения испытателя на притоке с 15-25 мин до 2-3 ч, кроме указанного выше в компоновку инструмента обязательно нужно включить гид­равлический ясс и безопасный переводник, а хвостовик со­бирать из бурильных труб длиной по 5-6 м с левой резьбой. При работах в скважинах, бурящихся с применением утя­желенных растворов, во избежание деструкции раствора при контакте его с пластовым флюидом и выпадения утяжелите­ля, перед проведением испытания необходимо закачивать в подпакерную зону обработанный неутяжеленный буровой раствор. 427

	7.4.10. УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Для очистки ствола скважины от твердых тел при бурении шарошечными, лопастными и колонковыми до­лотами, при ликвидации аварий с породоразрушающими ин­струментами необходимо использовать забойные шламоме-таллоуловители конструкции ВНИИБТ (ШМУ), принцип дей­ствия которых основан на способности создавать высокие скорости, необходимые для подъема частиц, и резко их уменьшать в зоне улавливания частиц. Скорость потока в кольцевом пространстве, необходимая для подъема частиц, зависит от их плотности, средних раз­меров и формы и выбирается из данных табл. 7.7. При роторном бурении рекомендуется применять в ком­поновке низа бурильного инструмента шламометаллоуловите-ли открытого типа (ШМУ-О) (табл. 7.8). Таблица 7.7 Зависимость скорости восходящего потока раствора от плотности и средних размеров частиц
	Частицы твер­дого тела Плотность, г/см3 Средний размер, мм Скорость восходящего потока, м/с Горная порода Железо Свинец, твер­дый сплав 2-2,5 7,85-8 11,3-11,4; 14 40-45 18-24 До 20 2,75-3,5 3,7-5,5 5,5-7
	Таблица 7.8
	Техническая характеристика ШМУ-О
	Диа­метр сква­жины, мм	Диа­метр ШМУ-О, мм Пло­щадь сече­ния ШМУ-О, мм2	Размер зазора скважи­на - ШМУ-О, мм	Ско­рость потока в зазо­ре сква­жина — ШМУ-О, м/с	Расход жид­кости, л/с		Размер зазора сква­жина -вал, мм	Ско­рость потока в зазо­ре сква­жина -вал, м/с	Отно­шение скоро­стей потока в за­зорах
	Пло­щадь сече­ния скважи­ны, мм2
			Пло­щадь сечения зазора, мм2				Пло­щадь сечения зазора, мм2
	145	127	18	2,00 2,54 3,40 4,05 4,85 5,82	10 13,5 25 30 36			0,61 0,75 1,02 1,13 1,36 1,62	3,7 3,58
	16513 190 28353	12568 168 22167	3945 22 6186
	429

	Продолжение табл. 7.8
	Диа­метр Диа- Размер зазора Ско- Диа- Размер Ско- сква- ШМУ-О скважи- рость метр зазора рость Отно- жины, на - потока Расход вала, мм сква- потока шение мм ШМУ-О, в зазо- жид- Пло- жина - в зазо- скоро- Пло- мм ре сква- кости, щадь вал, мм ре сква- стей тттяль щадь Пло- жина - л/с сечения Пло- жина - потока сече- сече- щадь ШМУ- вала, щадь вал, м/с в за- ния ШМУ-О, сечения О, м/с мм2 сечения зорах сква- зазора, зазора, жины, мм2 мм2 мм2 214 194 22 3,90 25 114 100 0,97 4,0 35968 29559 6409 4,68 30 10207 25641 1,17 5,62 36 1,40 245 219 26 2,54 25 141 104 0,79 3,28 47143 37668 9475 3,16 30 15614 31529 0,95 3,80 36 1,15 269 245 24 2,58 25 141 128 0,61 4,28 56832 47143 9689 3,10 30 15614 41218 0,73 3,72 36 0,87
	Таблица 7.9
	Техническая характеристика ШМУ-3 Диаметр Наружный диаметр Зазор между стенкой Диаметр Отношение скважины, кожуха скважины и вала ШМУ-3, скоростей мм ШМУ-3, мм ШМУ-3, мм мм потока 145 127 18 73 3,2 165 126 39 41,85 3,2 161 141 20 89 3 203 156 47 62 3 190 168 22 114 2,9 283 220 63 102 2,9 214 194 20 114 4,3 360 300 60 102 4,3 243 219 26 141 3,5 464 376 88 156 3,5 269 245 24 168 3,6 568 470 98 221 3,6 295 273 22 168 4,6 685 585 100 4,6
	При турбинном бурении рекомендуется применять шла-мометаллоуловитель закрытого типа (ШМУ-3) (табл. 7.9). Эффективно очищают ствол скважины струйные шламо-металлоуловители, принцип действия которых основан на создании с помощью струйного насоса движения бурового раствора внутри уловителя от забоя вверх. Предметы, нахо­дящиеся на забое скважины, увлекаются восходящим пото- 430

	ком и поднимаются выше задерживающих устройств. В при­емной камере струйного насоса давление и скорость жидкос­ти резко снижаются. 7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ Перед применением алмазного долота необ­ходимо тщательно проконтролировать состояние бурильной колонны для установления ее герметичности. Следует уста­навливать резиновые обтиратели для предупреждения попада­ния посторонних предметов в скважину. Перед пуском алмазного долота ствол скважины должен быть подготовлен в соответствии со специальной инструкци­ей ВНИИБТ; для очистки ствола скважины в компоновку ни­за бурильной колонны рекомендуется включать шламометал-лоуловители, устанавливая их над алмазным долотом. Строго соблюдать мероприятия по недопущению образования саль­ников. Алмазное долото необходимо спускать медленно и осторожно, особенно в интервалах возможных посадок и затяжек, а также в зонах каверн. При вынужденных остановках в процессе бурения бу­рильную колонну поднимают в башмак обсадной колонны независимо от продолжительности ремонта. Строго соблю­даются профилактические подъемы бурильного инструмента через определенное время работы алмазного долота. С ал­мазными долотами целесообразно применять турбобуры с непроточной пятой или с шаровыми опорами.
	7.4.12. УСТАНОВЛЕНИЕ ГРАНИЦ ПРИХВАТА И ПРИХВАТООПАСНОЙ СИТУАЦИИ Определяя вид прихвата и тактику его ликви­дации, необходимо знать геолого-техническую ситуацию при возникновении осложнения или аварии. Ее можно оценить специальными исследованиями, которые проводят сразу же после возникновения прихвата (определение верхней границы прихвата) или до его возникновения (периодически проводи­мые исследования сил сопротивления и собственного веса колонны труб в скважине, конфигурации ствола скважины и АР-)- 431

	Определение верхней границы прихвата инструмента по упругому удлинению его свободной части. Верхняя граница прихвата колонны труб, одноразмерной по наружному диа­метру и толщине стенок, определяется из зависимости
	1= 1,05		М,	(7.1)
	где L - длина свободной части колонны; Е - модуль упругос­ти металла труб (модуль Юнга); F - площадь поперечного се­чения трубы; Р2 - Pi = Р - разница между силами растяже­ния, прикладываемыми к колонне сверх ее веса; А1 - упругое удлинение колонны труб под действием силы р; 1,05 - коэф­фициент, учитывающий жесткость замковых соединений труб. Если £=1,05 EF , то I = кМ. Значения к, зависящие от размера труб и разности P2-Pi, приведены в табл. 7.10 и 7.11. Удлинение колонны и растягивающие нагрузки определяют следующим образом. К колонне труб прикладывается нагрузка Pv которая должна превышать на пять делений показание индикатора веса, соответствующее полному весу колонны бурильных труб до прихвата (с учетом сил сопротивления). На ведущей трубе делается отметка против неподвижной плоскости стола Таблица 7.10 Значения к при различной разности нагрузок для стальных труб
	Трубы стальные Р2-Р„ тс наруж- ный толщи- диаметр на 5 10 15 20 25 30 35 (по глад- стенки, кой ча- мм сти), мм 108 8 17200 8600 5733 4300 3440 2866 2457 9 19757 9878 6586 4939 3951 3293 2822 10 21900 10950 7300 5475 4380 3650 3130 11 23416 11730 7820 5865 4692 3910 3351 146 8 15300 7650 5100 3825 3060 2550 2185 9 17331 8666 5777 4333 3466 2889 2476 10 18800 9400 6266 4700 3760 3133 2685 11 20727 10364 6909 5182 4145 3455 2961 140 8 14630 7315 4877 3656 2926 2438 2090 9 16330 8165 5443 4082 3266 2722 2333 10 18000 9000 6000 4500 3600 3000 2570 11 19650 9825 6550 4912 3930 3275 2807
	432

	Продолжение табл. 7.10
	Трубы стальные Р2-Р„ тс наруж- ный толщи- диаметр на стен- 5 10 15 20 25 30 35 (по глад ки, мм кой ча- сти), мм 127 7 11620 5810 3873 2905 2324 1937 1660 8 13230 6615 4410 3308 2646 2205 1890 9 14750 7375 4917 3687 2950 2458 2107 10 16200 8100 5400 4050 3240 2700 2314 114 7 10450 5225 3442 2620 2100 1740 1493 8 11818 5909 3939 2955 2364 1970 1688 9 13180 6590 4400 330 2640 2200 1880 10 14553 7276 4851 3638 2911 2426 2079 11 15800 7900 5260 3950 3160 2640 2260 89 7 7950 3975 2640 1980 1590 1320 1140 9 9878 4939 3293 2470 1976 1646 1411 11 11819 5910 3940 2955 2364 1970 1688 73 7 6400 3200 2140 1600 1280 1070 915 9 8000 4000 2670 2000 1600 1330 1140 11 9450 4725 3150 2360 1890 1570 1350
	Таблица 7.11 Значения к при различной разности нагрузок для легкосплавных труб
	Трубы стальные P2-Pt, тс наруж- ный толщи- диаметр на 5 10 15 20 25 30 35 (по глад- стенки, кой ча- мм сти), мм 117 9 5760 2880 1920 1440 1150 960 820 11 6920 3460 2307 1730 1385 1150 990 129 9 4960 2480 1650 1240 990 825 710 11 6150 3075 2050 1540 1230 1025 880 114 10 4800 2400 1600 1200 960 800 685 93 9 3500 1750 1170 875 700 585 500 73 9 2630 1315 880 660 525 440 375
	ротора. Затем производится натяжение, превышающее пер­воначальное на пять делений, после чего нагрузка сразу же снижается до значения Pv и на ведущей трубе делается вто­рая отметка. Разница между полученными отметками при одном и том же натяжении мертвого конца каната объясня­ется потерями на трение в системе талевого механизма. Расстояние между полученными отметками делится попо­лам, что и является верхней отметкой для отсчета. 433

	Затем к колонне прикладывается нагрузка Р2, которая по индикатору веса превышает Р1 на 10-20 делений, и на веду­щей трубе делается отметка. Нагрузка Р2 должна быть такой, чтобы деформации от нее в элементах бурильной колонны не превышали предела текучести. Затем делается повторная натяжка на пять делений больше Р2, которая сразу же снижа­ется до Р2, после чего на ведущей трубе ставится вторая отметка. Расстояние между двумя отметками делится попо­лам, и полученная черта считается нижней отметкой для от­счета. С максимально возможной точностью измеряется рассто­яние между верхней и нижней отметками для отсчета, что и является искомым значением удлинения колонны А1. Растягивающие нагрузки Р1 и Р2 определяются по паспорт­ным данным индикатора веса в соответствии с его показани­ями. Так как при бурении глубоких скважин обычно применя­ется равнопрочная комбинированная (по наружному диаметру и толщине стенок) колонна труб, использование формулы (7.1) затруднено или вообще невозможно. Приложенная к комбинированной колонне сила Р будет вызывать в каждой секции соответствующее удлинение, сум­марное значение которого для всей колонны равно
	= |\„
	i-1
	где п - число одноразмерных секций в колонне труб. Для многоступенчатой колонны
	28,lgr2 28,lg3             28,lgn	(7.2)
	где X - суммарное удлинение колонны труб под действием силы Р, см; Н1 - длина неприхваченной части труб нижней секции, м; glr g2, д3, ..., дп - вес соответствующих однораз­мерных секций труб в воздухе, кг; L2, L3, ..., Ln - длина соот­ветствующих секций труб, м; Р - растягивающая сила, т. Из уравнения (7.2) можно определить g[±-h.-...-b.).                                       (7.3) \ Р Яг Яъ             Яп) Если в результате расчетов окажется, что Н1 принимает отрицательное значение, то верхняя граница прихвата распо- 434

	ложена выше этой секции труб. Тогда требуется определить значение Н2 по формуле 2д2[^Ь-...-Ц.                                 (7.4) I р 9ъ           9п) Вычисления продолжают до получения положительного значения. Верхняя граница прихвата многосекционной колонны труб определяется из уравнения
	Пример. Компоновка колонны бурильных труб снизу вверх: D, =  114 мм,  6,  = 10 мм,    I, = 600 м,     дг, = 27,3 кг; D2 =  114 мм,  5,  = 9 мм,      Ij = 500 м,     д2 = 24,9 кг; D3 =   140 мм,   63  = 210 мм,   13 = 1000 м,     д3 = 34,2 кг; Ц, =   140 мм,   64  = И мм,     14 = 1900 м,     д4 = 37,2 кг. При Р2-Р, = Р = 25 т, X = 75 см, глубина скважины I = 4000 м. Из формулы (7.3) находим, что
	н27,3 1               25 24,9 34,2 37,2 Так как значение Н, отрицательное, верхняя граница прихвата располо­жена выше первой секции труб. Тогда из формулы (7.4) находим
	Я = 249^^-^-^ = 249-4= 99,6м. 2               25        342 37,2 Длина свободной части колонны труб Н = Н2 + L3 + L4 = 99,6 + 1000 + 1900 = 2999,6 м. Определение верхней границы прихвата с применением специальной аппаратуры. Для уточненного определения верх­ней границы прихвата применяются прихватоопределители (ПО) и индикаторы места прихвата (ИМП). Общий вид при-хватоопределителя показан на рис. 7.6. Прихватоопредели-тель состоит из электромагнита 2, помещенного в герметич­ный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолируется от внешней среды головкой 1 и днищем 4, кото­рые являются одновременно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке размещаются свечный ввод и узел закрепления каротажного кабеля. Серийно выпускаемые типы прихватоопределителей при­ведены в табл. 7.12. 435

		Рис. 7.6. Прихватоопределитель
	Работа прихватоопределителя основана на свойстве фер­ромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагниченных участков труб. В предполагаемую зону прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб (производится первый контрольный замер). Затем в предполагаемой зоне прихвата на трубах ставят магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки ко­лонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время второго контрольного замера за­писывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки магнит­ных меток фиксируются четкими аномалиями, меньшими аномалиями фиксируются также замки и муфты труб. 436

	Таблица 7.12
	Техничесжая характеристика прихватоопределителя
	Параметры ПО-90 ПО-70 ПО-50 ПО-25 Предельный внутрен- 115-165 76-115 62-76 30-50 ний диаметр труб и их соединений, в кото- рых рекомендуется работать прихвато- определителем, мм Внутренний диаметр 61 46 36 19 корпуса, мм Размеры сердечника намагничивающей катушки, мм: длина 266 258 258 238 диаметр 25 20 20 18 Размеры прибора, мм: длина 452 422 412 435 наружный диаметр 90 70 50 25 Масса прибора, кг 15-20 9-14 5-10 2-5 Максимально допус- тимые: температура, °С 100 100 100 135 давление, МПа 100 100 100 50
	После расхаживания прихваченной колонны с нагрузками, близкими к весу колонны труб в скважине, а также провора­чивания ее на определенное безопасное число оборотов маг­нитные метки в результате деформации металла труб выше зоны прихвата "стираются". После проведения третьего кон­трольного замера определяют участок, где магнитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы при­хвата колонны. Более точное и быстрое определение верхней границы прихвата производят с помощью индикатора места прихвата (ИМП) конструкции б. АзНИИбурнефти, отличающегося по­вышенной точностью и возможностью определять верхнюю границу прихвата не только в бурильных трубах, но и также в обсадных колоннах и в УБТ. Датчик ИМП спускается в трубы на одножильном кабеле, при включении питания он своим многополюсным электро­магнитом притягивается к поверхности трубы, соприкасаясь с ней плоской гранью, чем обеспечивается его устойчивое положение во время измерения. При приложении к свободной части труб нагрузок (рас­тяжения, сжатия или кручения) датчик ИМП показывает из­менение деформации металла труб. Естественно, ниже верх­ней границы прихвата, где отсутствует деформация труб, сигналы на поверхность не поступают. 437

	Пятью-шестью замерами можно определить зону распо­ложения верхней границы прихвата (с точностью до 10-15 м). Техническая характеристика ИМП Скважинный прибор Температура среды, °С.......................................................................     120 Давление, МПа......................................................................................     100 Габариты, мм: диаметр...............................................................................................     52 длина....................................................................................................     1100 Масса, кг, не более..............................................................................     15 Наземная аппаратура Рабочая температура, °С...................................................................     0-50 Напряжение питания, В....................................................................     220+10 % Частота, Гц.............................................................................................     50 Габариты, мм: блок питания....................................................................................     470x400x315 измерительный блок......................................................................     470x400x315 Несмотря на простоту основных принципов действия при­боров, показания которых зависят от упругой деформации труб, практическое использование их не всегда дает удовле­творительные результаты по следующим причинам: разноразмерность секций колонн труб по длине и диаметру; различия свойств буровых растворов и температурных ко­лебаний в сопоставляемых ситуациях при замерах; отсутствие резкой границы прихвата; почти полное отсутствие падения напряжений у УБТ; действие на колонны случайных нагрузок, которые возни­кают в искривленных и наклонных участках стволов скважи­ны и не поддаются учету; электромагнитные поля в скважине, влияющие на показа­ния регистрирующих приборов; наличие высадок, окалины и коррозии труб; влияние температуры и давления на чувствительность при­боров. В результате действия названных факторов определить зо­ну прихвата колонны труб, особенно расположенной на большой глубине, трудно. 7.4.13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНФИГУРАЦИИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПО ДАННЫМ ПРОФИЛЕМЕТРИИ Фактические размеры поперечного сечения скважины необходимо определять профилемерами. Профилемер состоит из механической и электрической частей. 438

	Механическая часть профилемера полностью соответству­ет механическому звену каверномера. Электрическая часть состоит из наземной и приборной, причем в зависимости от типа применяемого кабеля наземная и приборная аппаратура различны. Принцип работы профилемера состоит в передаче на по­верхность одновременно трех сигналов, два из которых ха­рактеризуют изменение двух поперечных размеров ствола скважины во взаимно перпендикулярных плоскостях (профи-леграмма), третий - осредненный диаметр ствола скважины (кавернограмма). Спуск и подъем профилемера для измерений осуществля­ется аналогично каверномеру. Рекомендуется первый замер производить после 500 м бурения ниже башмака ранее спу­щенной обсадной колонны, а затем через каждые 200-300 м бурения. Процесс измерения начинается с забоя. В случае обнаружения желобной выработки последующие измерения производят через каждые 100 м бурения ствола. Согласно данным профилеметрии возможные профили се­чения ствола скважин изображены на рис. 7.7. В случае совпадения кривых профилеграмм с линией но­минального размера ствола скважины поперечное сечение ствола представляет окружность с диаметром, близким к диа­метру долота. Когда обе кривые профилеграммы располагаются правее линии номинального размера ствола скважины, поперечное сечение ствола представляет окружность, диаметр которой больше размера долота (каверна, имеющая поперечное сече­ние в виде окружности). Причем, чем больше смещение этих кривых от линии номинального размера ствола скважины, тем большего размера каверна. Если кривые профилеграммы расходятся, но одновремен­но находятся в правой части от линии номинального размера, поперечное сечение ствола представляет овал (каверна в виде овала). Причем, чем больше амплитуда расхождения кривых относительно друг друга, тем более вытянутую форму имеет этот овал. К этим кавернам следует относить и такие, у ко­торых соблюдается следующее соотношение: a a 1,3d, где а - минимальное фиксируемое раскрытие двух противо­положно расположенных измерительных рычагов (определя­ется по данным профилеметрии); d - наружный диаметр УБТ или бурильного замка. 439

	Вид сече­ния	Профилеграмма О______d		Поперечное сече­ние ствола		Средний диаметр		Примечание
	а=Ъ							Окружность
	I
	а=Ь							Окружность
	11					. _ (1,13-14,40 «ср            2		Эллипсоидаль­ная каверна
						A -»ср-		Эллипсоидаль­ная каверна
						d+b		а > 1,3d
	a=b							Окружность
							Эллипсоидаль­ное
								а < 1,3d
	Рис. 7.7. Профили сечения ствола скважины

	В случае, если обе кривые профилеграммы расположены влево от линии номинального размера ствола скважины и сходятся, поперечное сечение ствола представляет окруж­ность с диаметром, меньшим размера долота (сужение). При­чем кривые могут либо сходиться, либо расходиться. Как правило, эти сужения небольшие по размеру и являются в основном результатом формирования фильтрационной корки на проницаемых участках стенки скважины. Когда кривые профилеграммы расположены по разные стороны от линии номинального размера ствола скважины, поперечное сечение представляет желоб (желобные выработ­ки). Причем, чем больше амплитуда расхождения кривых, тем значительнее глубина желобной выработки. Однако та­кой профиль сечения может быть принят за желобную выра­ботку только в том случае, если соблюдается следующее со­отношение: а < 1,3d. Построение поперечного сечения ствола скважины по данным профилеметрии изображено на схеме (рис. 7.8). На горизонтальной прямой MN откладывается отрезок АС, рав­ный наибольшему поперечному размеру ствола Ь, полученно­му по данным профилеметрии. Радиусом г = А/2 описывает­ся окружность с центром в точке /. Значение А соответствует наименьшему поперечному размеру ствола скважины, полу­ченному по данным профилеметрии. Радиусом <2д/2 описыва­ется окружность с центром в точке Е. Пересечение окружно­сти с прямой MN даст точку F, которая находится на пря­мой, совпадающей с положением оси прибора. Затем из то­чек S и Т проводятся сопрягающие прямые Sfo и Та. Фактический объем ствола скважины вычисляется после определения его среднего диаметра по данным профилемет­рии. Для этого профилеграмма разбивается на участки, пред­ставленные характерными выработками, кавернами, сужени­ями и т.п. (непрерывно по всему стволу) (см. рис. 7.8).
	Рис. 7.8. Схема поперечного сечения ствола скважины по данным профилеметрии
	441

	IV
	Рис. 7.9. Профилеграммы
	Для желобных выработок измеряется наибольший попе­речный размер ствола скважины, который суммируется с диаметром долота. Полусумма этих величин является средним диаметром ствола для интервала, представленного желобными выработками. Пример. Требуется определить средний диаметр dcp и объем V ствола скв. 70 Левкинской площади в интервале 625-715 м, представленном желоб-ной выработкой (рис. 7.9, I): Ъ = 615 мм, длина выработки 1 = 90 м, диа­метр долота dft = 394 мм. Тогда dcp = (394 + 615)/2 = 505 мм; V = 0,785х0,5052х90 = 17,95 м3. Объем ствола скважины в этом интервале, подсчитанный по данным ка-вернометрии, составил 10,37 м3. Для каверн с поперечным сечением в виде окружности в качестве среднего диаметра принимается любое значение а или Ъ (рис. 7.9, II). Для каверн, у которых а < <2Д, значение Ъ (рис. 7.9, III) суммируется со значением диаметра долота, за­тем определяется их полусумма, которая считается средним диаметром ствола. 442

	Для каверн, у которых а > <2Д (рис. 7.9, IV), измеряются а и Ь, затем суммируются Ъ и (1,15-1,20) а (коэффициент 1,15— 1,20 берется из анализа поперечных сечений, представленных в виде окружностей), и полусумма этих величин также счита­ется средним диаметром этого сечения.
	7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ 7.5.1. ВЫБОР СПОСОБА ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ Действия исполнителя при ликвидации при­хвата базируются на совокупности накопленного им опыта и имеющейся информации о причине происшедшего прихвата и заключаются в выборе наиболее эффективного способа для конкретного случая и последовательном применении или че­редовании различных способов. В сложной ситуации, особенно в условиях, характеризую­щихся неопределенностью обстановки в скважине при воз­никновении прихвата, не всегда удается принять оптимальные решения о путях ликвидации прихвата. В этих условиях наи­более целесообразно выбирать решение, обеспечивающее минимальные потери времени и средств, исходя из методов теории статистических решений. Согласно существующим представлениям о причинах при­хватов выделяются три основные категории прихватов (по терминологии теории статистических решений - "состояние природы"): 0t - прихват под действием перепада давления; 02 - заклинивание (в том числе при спусках-подъемах, вра­щении, в желобных выработках), 03 - прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины (при обвали­вании пород, сальникообразовании, оседании утяжелителя, шлама, течении высокопластичных пород и т.д.). Результативность известных способов ликвидации прихва­тов во многом определяется "состоянием природы". Так, ис­пользование ванн наиболее результативно при ликвидации прихватов, происшедших под действием перепада давления, а устройства импульсного воздействия (яссы, вибраторы) наи­более эффективны при ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием. Существующие способы ликвидации прихва­тов классифицируются по четырем группам (по терминологии теории статистических решений - "действия"): at - установка 443

	ванны; а2 - механическое, гидромеханическое и другие виды импульсных воздействий; а3 - обуривание труб; а4 - установ­ка моста и забуривание нового ствола. Критерием оценки сравнительной эффективности спосо­бов принимается время Т, затраченное на ликвидацию при­хвата, которое определяется с учетом проведения необходи­мых операций при производстве работ (расхаживание и оп­ределение зоны прихвата, подготовка агента ванны, его зака­чивание и продавливание, время воздействия или сборка ясса, отвинчивание и подъем свободной части колонны, спуск яс­са, соединение с прихваченными трубами, промывка, работа яссом и т.д.).
	7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ Расхаживание (натяжение и посадка) колонны труб и отбивка ее ротором не считаются самостоятельным методом освобождения прихваченной колонны, за исключе­нием некоторых легких случаев прихватов. Способ расхажи-вания и значения нагрузок зависят от вида прихвата. В случае прихвата под действием перепада давления необ­ходимо производить расхаживание с помощью талевой сис­темы и отбивание ротором при максимально допустимых для данных условий нагрузках и числах оборотов. Если в течение 30 мин интенсивного расхаживания инструмент освободить не удалось, необходимо снизить нагрузку до значения, не превышающего 15 % веса свободной части инструмента, что­бы не допустить распространения зоны прихвата вверх по стволу. Расхаживание должно быть непрерывным. При освобождении инструмента, прихваченного вследствие сальникообразования, расхаживание ведется таким образом, чтобы не допустить уплотнения сальника чрезмерной посад­кой и особенно натяжкой колонны труб или гидравлическим давлением при интенсивном восстановлении циркуляции. На­тяжка при расхаживании не должна превышать 100 кН (при условии непревышения давления при промывке). Если колон­на труб движется в ограниченных пределах, бурильщик обя­зан провернуть ее ротором и продолжать вращение на пер­вой скорости, а также попытаться восстановить циркуляцию и промыть скважину. Дальнейшие работы должны прово­диться под руководством бурового мастера и мастера или инженера по сложным работам. 444

	В процессе расхаживания необходимо поддерживать ко­лонну труб в таком положении, при котором ее все время можно было бы спускать вниз до восстановления нормально­го веса. Циркуляцию следует вызывать только в том месте, где инструмент движется свободно; при необходимости сле­дует постепенно увеличивать подачу насоса без резкого уве­личения давления. Во время промывки необходимо следить за показаниями манометра на насосе и весом колонны труб по индикатору. Падение веса ниже нормального свидетельствует о запрессовке сальника при восстановлении циркуляции. Если прихват труб произошел вследствие обвалообразова-ния, оседания шлама, утяжелителя или заклинивания в жело­бе, освободить их расхаживанием не удастся. Поэтому в этих случаях колонну труб необходимо расхаживать с нагрузками, не превышающими вес ее свободной части. При расхаживании следует строго руководствоваться прочностными характеристиками бурильных труб. В отдель­ных случаях допускается расхаживать колонну труб с обес­печением запаса прочности 1,3, но при этом необходимо тща­тельно проверить индикатор веса, токовую систему, подъем­ные механизмы, тормозную систему, вышку, фундамент. Для определения степени закручивания свободной части прихваченной одноразмерной (по толщине и диаметру труб) колонны труб необходимо пользоваться зависимостью
	2,UKGD где ф — степень закручивания, число оборотов; ат — предел текучести металла труб при растяжении, кг/см2; L — длина свободной части колонны, см; рм, рж — соответственно плот­ность металла бурильных труб и бурового раствора в сква­жине, кг/см3; К — коэффициент запаса прочности; G — мо­дуль упругости II рода, кг/см2; D — наружный диаметр бу­рильных труб, см. Для стали рм = 7,85-Ю-3 кг/см3; G = 8-Ю5 кг/см2; К = 1,5. Для сплава Д16-Т рм = 2,8-Ю"3 кг/см3; G = 2,7-Ю5 кг/см2 (при Т = 20 °С); К = 1,8. Если бурильная колонна составлена из труб, отличающих­ся диаметром и толщиной стенки, изготовленных из различ­ных металлов, расчет допустимого угла закручивания произ­водится следующим образом: а) определяется допустимый крутящий момент поинтер- 445

	вально снизу вверх для каждой одноразмерной секции бу­рильных труб по формуле
	мт	ж		Рж] PMJ	а:2,
	где Мт — допустимый крутящий момент для наиболее опас­ного верхнего сечения рассматриваемого участка колонны, кгс-см; атм — предел текучести металла труб рассматриваемо­го участка колонны, кг/см2; Qn, QnA и т.д. — вес одноразмер­ных секций в воздухе, кг; Dm, dm — соответственно наруж­ный и внутренний диаметры рассматриваемого участка ко­лонны, см; Wm — момент сопротивления рассматриваемого сечения колонны бурильных труб, см3; б) по результатам расчетов выбирается минимальный до­пустимый крутящий момент Мт1п и для него подсчитывается число оборотов свободной части колонны по формуле
			■ + ... + -
	2,Ы [ЗД G2I2 где МпцП — минимальный крутящий момент, полученный при подсчетах допустимого крутящего момента для одноразмер­ных секций колонны бурильных труб, кгс • см; lv 12, ... , 1п — длина секций одноразмерных бурильных колонн, см; Gv G2, ..., Gn — модуль упругости металла труб при сдвиге, кг/см2; Iv 12,..., 1п — полярный момент инерции кольцевого сечения бурильных труб, см4,
	32 Пример расчета допустимого угла закручивания секционной колонны бурильных труб. Дано: колонна бурильных труб прихвачена на глубине 4300 м, и свобод­ная ее часть состоит из четырех секций бурильных труб (табл. 7.13).
	Таблица 7.13
	Характеристика колонны
	Номер секции D, мм d, мм 1, м Сталь группы аТ, МПа прочности 1 146 124 1500 Е 550 2 146 128 1000 D 380 3 114 94 1000 Е 550 4 114 98 800 К 500
	446

	Скважина заполнена буровым раствором плотностью р = 1,25-10 3 кг/см3. Металл, из которого изготовлены бурильные трубы, имеет рм = = 7,85-Ю-3 кг/см3; К = 1,5; G = 8-Ю5 кг/см2 (8-Ю4 МПа). Для каждой из четырех секций (снизу вверх) определяется допустимый крутящий момент в верхнем сечении:
	Мл S	132 2-1.51		5000 -	16	20 160 (, 1,25^1					= 216 000 кгс-см;
				3,142		11,42-9,82
	ЛГ, s-		2-1.51			20 160+29 900 Л 1,25'					1,52 = 268 000 кгс-см.
						11,42-9,42			I 7.85
	Аналогично 1% = 219 000 кгс-см; М, = 373 000 кгс-см. Следовательно, минимальный крутящий момент, равный 216 000 кгс-см, может быть приложен к четвертой секции труб. Из этого условия опреде­ляется допустимый угол закручивания:
	216 000				150 000 100 000 100 000 80 000 +++
	2,1-3,14-8-Ю5				2240	1825		891		153
	=13,9 оборота (87,3рад).
	Приведенные расчеты справедливы для случаев, когда вес инструмента на крюке равен весу свободной его части, т.е. когда нейтральное (не испытывающее осевых напряжений) сечение колонны находится на верхней границе прихвата; в) для случаев, когда вращение прихваченной колонны труб осуществляется при натяжении колонны, превышающем вес свободной ее части, определение допустимого крутящего момента производится по секциям сверху вниз по формуле
	F-					Ш-	Рм)	к2,
	ж.
	где F — сила натяжения инструмента по индикатору, кг; Q — вес колонны труб на участке от устья скважины до рассмат­риваемого сечения, кг. Если принять для рассмотренного выше примера F = 140 000 кг, то
	292			55002-	16 3,142	140000 14,62-12,42			310000 кгс-см;
	2-1.51
	447

	M2 s		250	140000-60600|l-—| { 7,85			135000 кгс-см.
			3,142		14,62-122
	Аналогично M3 = 248 000 кгс-см; М4 = 202 000 кгс-см. Тогда
	135000
				150000 100000 100000		8000]	8,6 оборота (54 рад).
	Ф--	2,l-3,14-8-10s		2240 1825 891 + 753 J ~
	7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН Необходимость установки ванны определяется на основе тщательного изучения характера прихвата, уста­новления вероятностных причин его возникновения с учетом выбора способа ликвидации прихвата по методам, изложен­ным в разделе 7.5.1. Применение ванн как способа ликвидации прихвата — наиболее распространенный и действенный метод. Однако нередко он оказывается безрезультатным вследствие того, что: при выборе метода ликвидации прихвата не учитывают вероятные причины его возникновения; не соблюдают опре­деленную, технологически необходимую и достаточную по­следовательность производства работ; производится со зна­чительной задержкой во времени после возникновения при­хвата; выбранный объем агента недостаточен для полного перекрытия зоны прихвата, снижения перепада давления и производства необходимого цикла работ; не принимают ме­ры, предупреждающие самопроизвольное перемещение аген­тов ванны из зоны прихвата и их смешение с буровым рас­твором в скважине, а также флокуляцию частиц утяжелителя и выпадение его в осадок; агент выбирают без учета физико-механических свойств и физико-химической активности в определенных геолого-технических условиях. Когда инструмент, находясь в интервалах, представленных проницаемыми отложениями, оказывается без движения и соприкасается со стенкой скважины, он начинает вдавливать­ся в глинистую корку и вытеснять из-под себя глинистый раствор и неплотные слои корки. Глубина внедрения инстру- 448

	мента в корку будет зависеть от значения начальных прижи­мающих сил и от времени неподвижного контакта. По мере перекрытия отдельных каналов в корке, через которые жид­кая фаза из раствора фильтруется в проницаемый пласт, ин­струмент принимает на себя действие перепада давления и под его влиянием "прилипает" к стенке скважины. Чем выше проницаемость глинистой корки и породы, тем быстрее про­текает этот процесс, для завершения которого требуется оп­ределенное время. Этим, в частности, объясняется тот факт, что прихваты быстрее происходят в свежевскрытых интер­валах проницаемых пластов, где глинистая корка не успевает уплотниться и имеет высокую проницаемость. В качестве агентов ванны могут быть использованы нефть, вода, кислоты, щелочи и другие продукты. Однако наиболее распространенным и эффективным агентом является нефть, в связи с чем методику установки жидкостных ванн целесооб­разно показать на примере применения нефти. Метод установки нефтяных ванн наиболее эффективен при ликвидации прихватов, происшедших в интервалах про­ницаемых пород, вызванных действием перепада давления, и не рекомендуется при ликвидации прихватов, происшедших вследствие заклинивания труб посторонними предметами или обрушившейся горной породой, в желобных выработках, в суженной части ствола скважины или в нарушенной обсад­ной колонне. Нефтяная ванна должна быть установлена сразу же после возникновения прихвата. Перед установкой ванны необходи­мо определить верхнюю границу прихвата по упругому удли­нению колонны или с помощью специальной аппаратуры. Перед установкой нефтяной ванны следует проверить состо­яние противовыбросового устьевого оборудования, насосного хозяйства и циркуляционной системы; замеченные недостат­ки устранить и подготовить оборудование и вышку к работе в аварийных условиях; подготовить необходимые средства пожаротушения, очистить территорию вокруг буровой от очагов возможного возгорания. Проверить количество и ка­чество запасного бурового раствора, в случае необходимости пополнить запас. Для предупреждения проявлений и разобщения устьевой обвязки от действия избыточного давления в колонне труб необходимо установить под заливочной головкой обратный клапан. Обратный клапан и заливочная головка должны быть опрессованы на давление, в 1,5 раза превышающее макси­мальное ожидаемое при установке ванны. 449

	Для установки ванны рекомендуется использовать безвод­ную высокоподвижную малопарафинистую нефть малой плотности. Для повышения поверхностной активности в нее добавляются ПАВ (дисольван, сульфонол, НЧК ОП-10) 1—2 % объема ванны, для равномерного распределения в нефти они перемешиваются. При вскрытии высокопроницаемых плас­тов и возникновении прихватов для установки ванн можно использовать окисленный петролатум или СМАД-1. Объем нефти для ванны определяют из расчета максимально допус­тимого снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ею верхней границы на 50—100 м. Опреде­ление объема нефти, нужного для установки ванны при ликвидации прихвата, происшедшего в зоне с известным пластовым давлением, производится с помощью номограм­мы (рис. 7.10). Предварительно определяется условная средняя плотность смеси жидкостей рсм после установки ванны с 5—10%-ным превышением гидростатического давления в скважине над пластовым для наиболее высоконапорного горизонта. На­пример, наибольшее пластовое давление в зоне прихвата на глубине 4000 м составляет 65 МПа. При установке нефтяной ванны суммарное гидростатическое давление столбов бурово­го раствора и нефти с учетом 5%-ного превышения над плас-
	Содержание тяжелого компонента, % 0 20 40 60 80 100
	2,0	л Z / / /	2,0
	I 1,8		1,6	а ~
	1,6 1,4 1,2 1,0 0,8
			1,4%		в, О. 1 5
			1,0%
					Рис. 7.10. Номограмма для определения объема нефти для установки
	100 80 60 40 20 0 Содержание легкого компонента, %
	450

	товым должно составлять: рг = 1,05 МПа; рпд = 68,25 МПа, тогда рсм = ^^ = 1,71 г/см3. Отложив на правой оси значение плотности бурового рас­твора в скважине в момент установки ванны рр и на левой — плотность нефти рн, применяемой для ванны, соединяют по­лученные точки прямой. Из точки на правой оси, соответст­вующей условной плотности смеси жидкостей рсм, проводится горизонтальная прямая до пересечения с ранее полученной линией. Из точки пересечения восстанавливают перпендику­ляр к горизонтальной оси, характеризующей объемное со­держание (в %) легкого компонента в смеси жидкостей в скважине, принимаемой за 100 %. При подсчете объема скважины используются данные табл. 7.1. При определении фактического объема скважины следует учесть данные каверно- и профилеметрии и объем буриль­ных труб. Если, например, рр = 1,8 г/см3; рв = 0,85 г/см3; рсм = 1,71 г/см3, то объем нефти, необходимой для установки ванны, составит 10 % объема ствола скважины. В случаях ликвидации прихватов в районах с малоизучен­ными геологическими условиями (когда пластовое давление неизвестно) или при предварительном снижении плотности промывочной жидкости в скважине до минимально допусти­мой объем нефти для ванны определяется по формуле О = 0,785 (K2D2 - dl)(H + h) + 0,785d*h, где Q — объем нефти для ванны, м3; К — коэффициент ка-вернозности ствола в зоне прихвата; D — диаметр долота, м; dH — наружный диаметр бурильных труб, м; dB — внутрен­ний диаметр бурильных труб, м; Н — интервал прихваченно­го участка колонны, м; Л — расчетная высота подъема нефти выше верхней точки в бурильных трубах, м. После определения объема нефти производится провероч­ный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, что­бы не допустить нефте-, газоводопроявления. Гидростатичес­кое давление не должно превышать пластовое в скважинах глубиной до 1200 м на 10 — 15 %, глубиной более 1200 м — на 5-10 %. Нефть в трубах и затрубном пространстве распределяется исходя из конкретного состояния скважины и необходимой частоты восстановления циркуляции (во избежание ее поте- 451

	ри), а также общего времени действия ванны. В общем слу­чае объем избыточной нефти в бурильных трубах Q (в м3) может быть определен из выражения Q = пдТ, где п — число операций по восстановлению циркуляции; д — объем прокачиваемой жидкости за одну операцию, м3; Т — время продавливания нефти в затрубное пространст­во, ч. Тогда избыточное давление в нагнетательной системе на устье скважины _ (рр-Р Ри           15
	где рр, рн — соответственно плотности бурового раствора и нефти; FT — площадь внутреннего сечения бурильных труб в зоне ванны, м2. Для предупреждения самопроизвольного вертикального перемещения нефти по стволу скважины и увеличения вре­мени действия агента ванны в зоне прихвата перед нагнета­нием нефти и продавочной жидкости необходимо закачать порцию буферной жидкости для заполнения 150 — 200 м за-трубного и трубного пространства. Буферная жидкость приготавливается из применяемого бу­рового раствора путем его обработки реагентами-структурообразователями до получения максимально воз­можных значений вязкости и статического напряжения сдви­га (вязкость — по ПВ-5, СНС за 10 мин — более 270мг/см2). Водоотдача жидкости буферной пачки не должна превышать водоотдачу промывочной жидкости в скважине. В местах смешения с буровым раствором буферная жид­кость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реа-гентов-структурообразователей рекомендуется применять: при температуре до 100 °С — крахмал, 100—150°С — КМЦ, более 150 °С — метас с каустической содой. В каждом кон­кретном случае рецептура для получения буферной жидкости подбирается лабораторией промывочных жидкостей. Потребный объем продавочной жидкости Упр (в м3) опре­деляется по формуле Упр = 0,785[d2(I - Лн - Л6)], где d — внутренний диаметр бурильных труб, м; L — глуби­на скважины от устья до места расположения долота, м; Лн, 452

	Л6 — соответственно высота нефти и буферной жидкости в трубах, м. Установка нефтяных ванн производится, как правило, че­рез заливочную головку, имеющую не менее двух отводов, оборудованных трехходовыми кранами высокого давления. Колонна бурильных труб частично разгружается и подвеши­вается на роторе. Заливочная головка обвязывается с цементировочными аг­регатами двумя и более раздельно идущими к ней нагнета­тельными линиями, опрессованными на требуемое давление. Для проведения работ по установке ванн в сложных геологи­ческих условиях или на больших глубинах (в зависимости от конкретной ситуации района) используется не менее двух цементировочных агрегатов. Кроме того, в систему обвязки вводятся два агрегата, готовые в любой момент включиться в работу. Агенты ванны нагнетаются в скажину цементировочными агрегатами в следующей последовательности: буферная жид­кость — нефть — буферная жидкость — продавочная жид­кость при максимально возможной подаче агрегатов, при этом скорость восходящего потока в кольцевом пространст­ве не должна превышать это значение в процессе бурения данного интервала. Максимальное ожидаемое давление при установке ванны наблюдается к моменту начала выхода нефти из труб Ртах = дЦРр ~ Рн) + Р. где р — давление, необходимое для преодоления гидравличес­ких сопротивлений при движении жидкостей в трубах и за-трубном пространстве. Значение ртах ограничивается внутренним давлением, при котором произведена опрессовка бурильной колонны на максимальное рабочее давление. При превышении давления в процессе продавливания сверх максимально ожидаемого не­обходимо уменьшить скорость закачивания продавочной жидкости во избежание нарушения герметичности и целост­ности колонны бурильных труб и элементов обвязки. После закачивания продавочной жидкости краны на заливочной го­ловке закрываются, и (в зависимости от причины прихвата) колонна разгружается на определенную часть ее веса или ос­тавляется под натяжкой на талевой системе. После установки ванны колонна труб расхаживается во избежание распространения зоны прихвата. Периодичность профилактических расхаживаний устанавливается в зависи- 453

	мости от конкретных геолого-физических условий, но не менее двух раз в 1 ч. К расхаживанию для освобождения инструмента присту­пают через 4 —6 ч действия ванны (с учетом конкретной си­туации) . Осевые нагрузки при расхаживании колонны не должны превышать допускаемой для труб данной группы прочности материала, а также для талевой системы и бурового оборудо­вания. Через каждый час после начала расхаживания проверяется наличие сифона в трубах, и часть нефти из труб (порциями по 0,5 — 0,7 м3) продавливается в затрубное пространство. Пе­риодичность продавливания определяется конкретными усло­виями в скважине. После ликвидации прихвата производится промывка с вы-мывом нефти на устье, подъем колонны труб из скажины с тщательной проверкой их качества, включая дефектоско­пию, и последующая проработка ствола в осложненном ин­тервале. Вымытая из скважины нефть складируется и может быть использована при установках последующих ванн. Если в течение 12—16 ч после установки ванны прихват ликвидировать не удалось, циркуляцию восстанавливают, скважину промывают, выравнивают параметры бурового рас­твора и повторно устанавливают нефтяную ванну. Число ванн определяется конкретными условиями района, однако уста­навливать более трех-четырех ванн не рекомендуется. В случае прихвата труб в карбонатных и глинистых отло­жениях необходимо в качестве агента ванны применять кис­лоту. Используются техническая соляная кислота 8—14%-ной концентрации, смеси соляной кислоты и воды или нефти, а также 15 —20%-ной соляной и 40%-ной плавиковой кислот, причем соотношение компонентов смеси подбирается опыт­ным путем исходя из условия активного действия смеси кис­лот на образцы пород. Объем воды, необходимой для получения 1 м3 соляной кислоты требуемой концентрации, оцениваемой по плотнос­ти полученной смеси, определяется по формуле V = р1"р2 -3
	Р2-РЗ где р1 — плотность исходной соляной кислоты, г/см3; р2 — плотность кислоты требуемой концентрации, г/см3; р3 — плотность воды, г/см3. 454

	В табл. 7.14 приводятся плотность и соответствующая ей концентрация разбавленной кислоты при температуре 15 °С. Для уменьшения вредного влияния кислоты на буриль­ные трубы и оборудование следует в качестве ингибито­ров коррозии применять (на 1 т 10%-ной соляной кислоты) 6 кг формалина, униколы, масла, поверхностно-активные ве­щества. Смешение кислот, разбавление их водой, добавками инги­биторов производятся в условиях буровой с соблюдением соответствующих правил техники безопасности. Практика показывает, что около 80 % прихватов, проис­шедших под действием перепада давления, ликвидируется ус­тановкой нефтяных ванн. Говоря о своевременности этой операции, необходимо отметить, что к ликвидации 70 % при­хватов приступали спустя 2 —20 ч от начала их возникнове­ния, а к ликвидации остальных прихватов приступали спустя 25 — 50 ч (например, в случае поломок бурильного инструмен­та). Разумеется, эффект действия ванны зависит от своевре­менности ее установки. Другое важное обстоятельство — время воздействия агента ванны в зоне прихвата. Анализом промысловых данных (по Краснодарскому краю) установили, что 75 % прихватов лик­видируется при действии агентов ванны в течение 4 ч. Время действия ванны, после которого инструмент осво­бождается, зависит также от перепада давления, вызвавшего прихват инструмента. Корреляционная связь между временем действия ванны и значением перепада давления, установлен­ная на основе статистического метода анализа с применением теории парной корреляции, выражается прямой t = -0,21 + 0,051Ар
	Таблица 7.14
	Плотность и концентрация разбавленной соляной кислоты
	Плотность, Концент- Плотность, Концент- Плотность, Концент- г/см3 рация, % г/см3 рация, % г/см3 рация, % 1,030 5,15 1,070 14,17 1,110 21,91 1,035 7,15 1,075 15,16 1,115 22,85 1,040 8,16 1,080 16,15 1,20 23,82 1,045 9,16 1,085 17,13 1,25 24,78 1,050 10,17 1,090 18,11 1,30 25,75 1,055 11,18 1,095 19,06 1,35 26,70 1,060 12,19 1,10 20,01 1,40 27,66 1,065 13,19 1,105 20,97 — —
	455

	с коэффициентом корреляции 0,915, что свидетельствует о тесной взаимосвязи явлений. Также установили, что в большинстве случаев эффективны ванны из легких нефтей с добавками дисольвана до 1 %. В качестве буферной жидкости используется вода, закачи­ваемая из расчета заполнения не менее чем 50 м высоты за-трубного пространства и бурильных труб. В остальном методика установки кислотной ванны не от­личается от установки нефтяной. В случае устойчивого разреза в зоне прихвата, или когда колонна прихвачена в отложениях магниевых или натриевых солей, следует в качестве агента ванны использовать воду с добавкой до 0,5 % дисольвана или, если позволяют усло­вия, перейти на круговую промывку ствола скважины водой.
	7.5.4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЗРЫВНОГО СПОСОБА ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ Взрыв при ликвидации прихвата осуществля­ется для: "встряхивания" инструмента; отвинчивания колонны; обрыва труб с целью освободить свободную часть колон­ны. "Встряхивание" целесообразно проводить в тех случаях, когда прошло незначительное время от начала возникнове­ния прихвата и когда предполагаемая длина прихваченной зоны может быть перекрыта общей длиной торпеды. При отвинчивании колонны с использованием взрыва в большинстве случаев удается освободить весь инструмент или большую его часть путем многократного отвинчивания в со­четании с промывкой инструмента и скважины через разъе­диненную колонну труб. Обрыв труб применяется тогда, ког­да другие методы ликвидации аварии оказываются безуспеш­ными или их применение экономически невыгодно. Работы по торпедированию труб и выбор зарядов торпед для различных целей производятся в строгом соответствии с "Инструкцией по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием". При "встряхивании" труб выполняются следующие опера­ции: 456

	а)  производится расхаживание труб, а если не потеряна циркуляция, то и промывка скважины; б)  определяется зона прихвата; в)  собирается торпеда заданной длины, спускается в сква­жину и устанавливается против всей зоны прихвата или над долотом при его заклинивании; г)  производится натяг труб с максимально допустимой си­лой и крутящим моментом; д)  осуществляется взрыв; е)   колонна труб поднимается (в случае необходимости производится ее расхаживание). При отвинчивании труб необходимо: а)  провести расхаживание и, если не потеряна циркуляция, промыть скважину; б)  закрепить резьбовые соединения бурильных труб; в)  наметить место отворота труб и разгрузить резьбовое соединение, намеченное для отвинчивания, от веса верхней части колонны (место отворота выбирается в устойчивой ча­сти разреза в интервале отсутствия каверн); г)   посадить натянутую колонну труб на трубные клинья, чтобы предотвратить ее смещение относительно стола ро­тора; д)  приложить к колонне труб обратный вращающий мо­мент (против часовой стрелки), равный V3, но не более V2 закручивающего момента, и застопорить колонну; е)  опустить торпеду ТДШ, установить ее в намеченном ин­тервале и взорвать; ж)  поднять из скважины кабель с остовом торпеды, гру­зом и головкой или держателем; з) расстопорить ротор и приступить к развинчиванию труб. При отвинчивании последовательно выполняются следую­щие дополнительные операции: а)  промывается затрубное пространство через разъединен­ную колонну труб без ее подъема или, если не удается во­зобновить циркуляцию, с подъемом одной или нескольких труб; б)  колонна свинчивается; в)  снова определяется верхняя граница прихвата; г)  проводятся все операции по отвинчиванию на глубине, где прибором определена граница прихвата; д)  после разъединения колонны труб на новой глубине все операции повторяются (промывка, отвинчивание, определе­ние верхней границы прихвата, новое отвинчивание на 457

	большей глубине) до тех пор, пока не будет освобожден весь инструмент или большая его часть; е) при опасности увеличения зоны прихвата за счет при­жатия труб под действием перепада давления производится расхаживание инструмента, оставленного без движения; ж) работы по отвинчиванию могут проводиться в комплек­се с обуриванием прихваченной колонны труб. Работы по обрыву труб выполняются в следующем по­рядке: а)  трубы расхаживаются, а если не потеряна циркуляция, то скважину промывают; б)  определяется верхняя граница прихвата; в)  торпеда собирается, спускается в скважину и устанавли­вается в заданном интервале (желательно против резьбового соединения); г)  осуществляется натяг с максимально допустимой нагруз­кой; д)  взрывается торпеда; е)  из скважины поднимаются кабель, груз и колонна труб, иногда после предварительного расхаживания и промывки. 7.5.5. ГИДРОИМПУЛЬСНЫЙ СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ Гидроимпульсный способ (ГИС) рекомендует­ся для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, заклиниванием колонн в желобных выработках или обломках породы. Необходимым условием при этом является нахождение нижней части колонны бурильных труб на неко­тором расстоянии от забоя скважины, исходя из предполо­жения, что ликвидация прихвата труб будет осуществляться методом сбивания колонны труб вниз. Применение ГИС при отсутствии циркуляции допускается в случае, если прекращение движения жидкости вызвано час­тичным заполнением нижней колонны труб осадком шлама. Способ основан на реализации эффекта разгрузки колон­ны труб резким снятием предварительно созданных напря­жений растяжения в материале труб и напряжений сжатия жидкости, заполняющей полость труб. Для создания указанных напряжений воздействуют на пе­рекрытый верхний конец бурильных труб давлением жидко­сти, возникающим в полости труб после замещения находя­щегося в колонне бурового раствора другой жидкостью, на- 458

	пример водой. Возникающий при этом перепад давления оп­ределяется из выражения - р2).
	где Н — глубина погружения уровня раздела жидкостей в ко­лонне; р1г р2 — соответственно плотность жидкости в затруб-ном пространстве и трубах. Перепад давления, действуя на верхний закрытый конец бурильных труб, создает растягивающую нагрузку и соответ­ственно растягивающие напряжения материала труб. При резком снятии возникших напряжений в скважине произой­дут следующие процессы: а)  продвижение колонны в сторону забоя; б)  снижение давления в трубах и затрубном пространстве и, как следствие, переток бурового раствора из затрубного пространства в трубы со значительной начальной скоростью, приводящей к эрозии фильтрационной корки и осадков; в)  кратковременное снижение перепада давления в зоне прихвата вследствие понижения уровня жидкости в затруб­ном пространстве скважины. С помощью ГИС прихват может быть ликвидирован за один импульс при условии, что работа будет выполняться не позже чем через 24 ч после возникновения прихвата. Длина неприхваченной части колонны труб составляет 1500 м и бо­лее, а прихваченной — менее 50 м. При этом избыточное давление в полости колонны труб составляет не менее 7 МПа на 1000 м труб. При отступлении от перечисленных условий для ликвида­ции прихвата требуется выполнить несколько импульсов. Ес­ли при этом 10 последовательно созданных импульсов не да­ли положительного результата, то дальнейшие работы следует проводить только после установки жидкостных ванн. При отсутствии положительного эффекта через 30 после­довательных импульсов дальнейшие работы ГИС прекраща­ются. Ограничениями к применению ГИС являются: а)  недостаточная плотность бурового раствора в скважине (р <; 1,35 г/см3); б)  негерметичность колонны труб; в)   осложненность ствола скважины (осыпи, обвалы, за-шламленность и т.п.).

	7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ Ясс ударный — предназначен для освобожде­ния прихваченной бурильной колонны приложением к ней ударных нагрузок при расхаживании. В табл. 7.15 приведена техническая характеристика яссов. Ясс ударный (рис. 7.11) состоит из корпуса и шпинделя. Корпус скомпонован из переводника 1, двух кожухов 3, муфты соединительной 5 и нижней муфты 8, в которой по­мещены самоуплотняющиеся манжеты 9. Шпиндель состоит из квадратной штанги 4, головки 6 и направляющей трубы 7. На верхний конец квадратной штан­ги навернута воронка 2 для направления груза ДТШ. Двухмет­ровый свободный ход ясса предотвращает распространение над ним прихвата. При расхаживании колонны бурильных труб в яссах ЯУ-235 и ЯУ-215 удары сверху вниз наносятся соединитель­ной муфтой корпуса по верхнему торцу головки, а удары снизу вверх — по нижнему торцу головки нижней муфтой корпуса ясса. В яссах ЯУ-190 и ЯУ-170 удары сверху вниз осуществляются по кольцевому выступу направляющей тру­бы, а снизу вверх — по нижнему торцу головки нижней муфтой. При вращении инструмента крутящий момент пере­дается прихваченной колонне через соединительную муфту и квадратную штангу. Ясс ударно-вибрационный предназначен для освобождения прихваченной колонны бурильных труб осевыми ударами, направленными сверху вниз, или же путем создания вибра­ции в колонне вращением бурильных труб под натяжением. Ясс ударно-вибрационный (рис. 7.12) состоит из корпуса и шпиндельной части. Корпус соединяется с колонной буриль­ных труб при спуске в скважину с помощью переводника 1 и
	Таблица 7.15
	Техническая характеристика яссов
	Обозна­чение Наруж­ный диа­метр корпуса, мм Диаметр канала шпин­деля, мм Длина свобод­ного хода ясса, мм Присоедини­тельные резьбы Длина, мм Общая масса, кг верхнего конца нижнего конца ЯУ-235 ЯУ-215 ЯУ-190 ЯУ-170 235 215 190 170 75 75 75 75 2000 2000 2000 2000 3-171 3-171 3-147 3-147 3-147 3-147 3-147 3-147 7200 7200 6600 6550 1220 1185 1040 770
	460

	Рис. 7.11. Ясс ударный
	Рис. 7.12. Ясс ударно-вибрационный
	\
	служит для нанесения ударов ударником 9, а также для созда­ния вибрации при вращении инструмента под натяжением с помощью наклонных кулачков ударника. В переводнике смонтированы кольцо 2, пружина 3, муфта отбойная 4 с ква­дратным сечением направляющей хвостовой части. Продоль­ное перемещение отбойной муфты ограничивается двумя 461

	Таблица 7.16
	Техническая характеристика ударно-вибрационных яссов
	Обозна­чение Наруж­ный диа­метр корпуса, мм Диаметр канала шпин­деля, мм Длина свобод­ного хода ясса, мм Присоедини­тельные резьбы Длина, мм Общая масса, кг верхнего конца нижнего конца ЯУВ-235 ЯУВ-215 ЯУВ-190 ЯУВ-170 ЯУВ-127 235 215 190 170 127 75 75 75 75 40 2000 2000 2000 3000 3000 3-147 3-147 3-147 3-121 3-101 3-147 3-147 3-121 3-121 3-101 3890 3750 3670 4560 4380 795 675 515 470 260
	винтами 5, расположенными в нижней части переводника. Переводник и ударник соединены кожухом 6. Шпиндельная часть служит для захвата свободного конца прихваченной колонны с помощью ниппельного конца или навернутого на него ловильного инструмента (метчика, колокола, седла, ка­либра и т.д.) и состоит из шпинделя 8 и закрепленных на нем головки 7 и наковальни 10. Головка имеет на одном тор­це прямые, а на другом наклонные кулачки. Для исключения возможного самоотвинчивания головки при левом вращении инструмента она соединяется штифтом со шпинделем. Уп­лотнение зазоров между корпусом и шпинделем достигается V-образными резиновыми манжетами. Ясс спускается в скважину на бурильных трубах. При до­стижении яссом прихваченной части колонны его шпиндель упирается в торец колонны, и при дальнейшем опускании ясс выбирает свой свободный ход. Последующее вращение бу­рильной колонны вызывает под действием пружины зацепле­ние кулачков отбойной муфты с кулачками головки, после чего вращение колонны передается шпинделю, что способст­вует захвату конца прихваченной колонны. Убедившись в надежном соединении с прихваченной колонной труб (по по­казаниям манометра и индикатора веса), приступают к осво­бождению инструмента нанесением ударов ударником по на­ковальне. Удары создаются частичным весом инструмента при расхаживании или создании вибрационной нагрузки при вращении колонны под натяжением. Характеристика ударно-вибрационных яссов приведена в табл. 7.16. Устройство УЛП-190-1 конструкции б. ВНИИКРнефти предназначено для ликвидации прихватов нанесением по прихваченной части ударов, направленных сверху вниз или снизу вверх. 462

	Техническая характеристика УЛП-190-1 Наружный диаметр корпуса, мм.................................       178 Длина, мм..............................................................................       1900 Статическая растягивающая нагрузка, тс..................       150 Допустимая рабочая нагрузка, тс.................................       70 Ударная нагрузка, т............................................................       До 300 Диаметр промывочного канала, мм............................       56 Устройство (рис. 7.13) состоит из корпуса 4 и стержня 5, на котором находятся кулачки 3, имеющие на боковой по­верхности зубчатые элементы, входящие в зацепление с от­ветными зубчатыми элементами на корпусе. На стержне ус­тановлен уплотнительный манжет 2, поджатый гайкой 1. Для соединения с трубами или ловильным инструментом устрой­ство снабжено резьбами 3-147 и 3-121 (ГОСТ 5286-58).
	Рис. 7.13. Устройство УЛП-190-1	Б-Б
	463

	Сквозь стержень проходит отверстие для промывки и пропу­ска торпеды. Принцип работы устройства основан на нанесении ударов по прихваченному инструменту и создании осевых нагрузок на него при выходе зубчатых секторов из зацепления. Удары наносятся сверху или снизу в зависимости от необходимости проведения определенных технологических операций. Операции по ликвидации прихватов с помощью УЛП-190-1 проводятся в соответствии со специальной инструкцией. 7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА К числу гидромеханических устройств ударно­го действия относятся гидравлические яссы открытого типа ЯГ-146, ЯГ-95, выпускаемые серийно с комплектами испыта­телей пластов КИИ2М-146 и КИИ2М-95, и яссы закрытого типа ЯГЗ-146, ЯГЗ-127, разработанные в СевКавНИПИнефти. Принцип работы этих яссов заключается в передаче при­хваченной части колонны осевых ударных нагрузок, направ­ленных вверх. Для удара используется энергия деформации, накопленная при растяжении свободной части колонны бу­рильных труб. Техническая характеристика яссов открытого типа Обозначение...........................       ЯГ-146        ЯП-146         ЯГ-95 Наружный диаметр, мм.....       146              146                 95 Длина в растянутом положении, мм......................       1608            1230                1270 Свободный ход, мм..............       320              220                 330 Гидравлически не уравнове­шенная площадь, см2...........       96               58                   38 Концевые резьбы..................       3-121          3-121              3-76 Масса, кг..................................       147              128                 58 На рис. 7.14 показана схема ясса ЯГ-146, состоящего из корпуса 3, внутри которого размещен грузовой шток 2, на­ходящийся в постоянном шлицевом зацеплении с корпусом нижнего штока 6, проходящего через двухстороннее манжет­ное уплотнение 8. Между выступами штоков 2и 8 установле­ны седло 5 и резиновая уплотнительная втулка 4. Сверху на грузовой шток 2 навинчен переводник 1, а снизу в корпус 3 — переводник 7. При передаче растягивающей нагрузки подвижные детали перемещаются вверх, а резиновая втулка 4 плотно садится на уплотнительный корпус седла 5, благодаря чему образуется замкнутая атмосферная камера между упло-нительными манжетами 8 и конусом. С этого момента детали могут перемещаться вверх при условии приложения растяги- 464

	Рис. 7.14. Схема гидравлического ясса открытого типа ЯГ
	ип
	J
	вающей силы, большей, чем произведение гидравлически не уравновешенной площади на гидростатическое давление стол­ба бурового раствора, заполняющего скважину. Эта сила для яссов ЯГ-146, ЯГ1-146 и ЯГ-95 составляет соответственно 9,6-Ю4, 5,8-104 и 3,8-104 Н на 10 МПа гидростатического давления. При натяжении колонны бурильных труб, превышающем силу, необходимую для растяжения ясса, шток ясса начинает перемещаться вверх относительно корпуса. В момент, когда резиновая втулка окажется выше радиальных отверстий в корпусе, давление под резиновой втулкой станет равным гид- 465

	ростатическому, поэтому сопротивление движению исчезнет и подвижные детали под действием энергии упругого растя­жения колонны бурильных труб резко переместятся вверх, нанося удар по утолщенной верхней части корпуса в направ­лении снизу вверх. Если при этом прихваченная часть инст­румента не освободилась, то ясс сжимают повторно с после­дующим натяжением колонны труб. Таким образом, ясс обеспечивает создание серии ударов, значение которых, при прочих равных условиях, зависит от натяжения и жесткости колонны бурильных труб и может в 3 — 4 раза превышать силы растяжения. Например, при ско­рости подъема 22 см/с сила удара может достигать 20 — 40 тс. В некоторых случаях максимальная растягивающая сила, передаваемая на ясс, может быть ограничена прочностью бу­рильных труб, что сокращает область применения ясса на глубине скважины 3 — 4 тыс. м. Основной недостаток гидравлических яссов открытого ти­па заключается в том, что тормозная камера сообщается с затрубным пространством и заполнена буровым раствором, поступающим из скважины. Вследствие этого эффективность работы таких устройств существенно зависит от значения гидростатического давления в зонах их установки и от каче­ства бурового раствора. Яссы закрытого типа более эффективны, так как тормоз­ная камера у них заполнена вязким маслом и герметично изолирована от внешней среды. Благодаря этому исключается заклинивание штока шламом, а значение нагрузки, создавае­мой в яссе, не зависит от гидростатического давления в скважине. Кроме того, заполнение тормозной камеры мас­лом различной вязкости дает возможность выбирать необхо­димое значение удара. Эти особенности конструкции и принципа действия рас­ширяют пределы работы ясса по давлению в скважине и спо­собствуют увеличению надежности его работы. Техническая характеристика яссов закрытого типа Обозначение..........................................................      ЯГЗ-146     ЯГЗ-127 Наружный диаметр, мм.....................................       146             127 Длина, мм................................................................       1730            1730 Рабочий ход, мм...................................................       220             220 Допустимая растягивающая нагрузка, тс.....       70               50 Допустимая сжимающая нагрузка, тс..........       28               20 Максимальная температура, °С.......................       200             200 Максимальный перепад давления, удержи­ваемый уплотнениями, МПа............................       45               45 Размер концевых резьб.....................................       3-121          3-101 Масса, кг..................................................................       135             119 466

	Рис. 7.15. Схема гидравлического ясса за­крытого типа (ЯГЗ)		Рис. 7.16. Схема гидравличе­ского ясса конструкции ВНИИБТ: 1 - корпус; 2 - шток; 3 -поршень; 10 - длина тор­мозной камеры; 1К - длина свободного хода штока
	На рис. 7.15 приведена схема ясса закрытого типа ЯГЗ-127, корпус которого состоит из переводника 1, кожуха 8 и переводника 10, соединенных на металлических резьбах. В корпусе размещены полые штоки 3, 4, 9, поршень 6, гайка 7 и гидравлическое сопротивление, состоящее из корпуса 5, имеющего стержневую систему лабиринтных зазоров и об­ратный клапан. В качестве уплотнительных элементов ис­пользованы резиновые кольца круглого сечения и специаль­ная резиновая втулка. Между штоками 3, 4 и поршнем 6 об- 467

	разована замкнутая камера, которая через пробки 2 заполня­ется авиамаслом МС-20. В процессе спуска ясс находится в растянутом положении (см. рис. 7.15). Благодаря шестигранному зацеплению между штоками 3 и кожухом 8 через бурильные трубы вращение передается расположенному ниже оборудованию при докреп-лении ясса к прихваченной колонне труб. При передаче механической сжимающей нагрузки ясс сжимается на длину рабочего хода, при этом корпус 5 входит в полость штока 3 и масло перетекает из надпоршневого пространства в подпоршневое без сопротивления благодаря наличию обратного клапана в системе гидравлического со­противления. Ясс срабатывает под действием натяжения колонны бу­рильных труб, при этом шток 3 перемещается вверх, а масло перетекает по лабиринтному зазору корпуса 5. В результате значительного гидравлического сопротивления перетоку тормозной жидкости нижняя часть колонны бу­рильных труб перемещается медленнее верхней, которая рас­тягивается, накапливая упругую энергию деформации растя­жения. Гидравлический ясс закрытого типа разработан во ВНИИБТ (рис. 7.16). Ясс состоит из корпуса 1, внутри кото­рого имеются две ступенчатые камеры, и штока 2 со смон­тированным на нем поршнем 3. Корпус сверху и снизу гер­метизирован уплотнениями, а камеры — заполнены маслом. При заряженном состоянии ясса поршень находится в край­нем нижнем положении. Зазор между поршнем и цилиндром нижней камеры минимален и составляет 90 — 100 мкм. Корпус ясса соединяется с прихваченной частью труб, а шток — со свободной. Для включения ясса в работу на шток через колонну бурильных труб передают нагрузку растяже­ния, направленную вверх. Благодаря малому зазору в паре поршень — цилиндр масло в камере сжимается, и в ней воз­никает давление, пропорциональное растягивающей нагрузке. Нагрузка через шток, сжатое масло и корпус передается на прихваченный участок бурильных труб. Одновременно жид­кость, сжатая под действием высокого давления, начинает перетекать через малые зазоры в паре поршень — цилиндр в подпоршневую зону, вследствие чего поршень получает воз­можность медленно двигаться вверх. Колонна труб растягива­ется (в пределах упругой деформации) и накапливает энергию деформации. При входе поршня в расширенную часть камеры давление 468

	в системе резко падает, шток и растянутая часть колонны получают возможность свободно перемещаться вверх за счет энергии упругой деформации, нанося удар по верхней части корпуса ясса, сила которого пропорциональна накопленной энергии и скорости движения. Энергия удара через корпус ясса передается прихваченной части. Порядок работы рассмотренных устройств можно условно разделить на два этапа. Первый: зарядка ясса — создание необходимой тяговой силы на штоке устройства; второй: разрядка — нанесение удара по прихваченной части буриль­ной колонны. На первом этапе устройство работает как гидравлическая система, на втором — как механическая. Работа этих уст­ройств на втором этапе ничем не отличается от работы ме­ханических устройств ударного действия без сальниковых уплотнений, работающих при больших давлениях. С этой точки зрения преимущества механических ударных устройств неоспоримы. В б. ВНИИКРнефти разработан гидроударник, включаемый в компоновку бурильного инструмента (рис. 7.17). Гидроударник состоит из трубчатого корпуса 3 с отвер­стиями 5, 16 для выпуска отработанной жидкости из рабочей камеры 9, образованной полостью между стенками корпуса и полым штоком 2 с нагнетательными отверстиями 7 и. 13. На штоке концентрично расположена золотниковая втулка 10 с нагнетательными отверстиями 8, 14 и рабочими отверстиями 6, 15 для сброса отработанной жидкости. Проходные сечения отверстий 6, 15 в крайних положениях втулки сжимаются стержнями 4 с переменным по длине сечением. На золотни­ковой втулке свободно установлен поршень-ударник 12. В рабочем состоянии устройства циркуляционный канал 11 пе­рекрыт пробкой 20. К корпусу устройства на резьбе присое­динены переводник 1 и удлиненный переводник 17, на кото­ром размещен механизм включения устройства и поворота штока, содержащий зубчатые венцы 19 и 22, пружину 18 и зубчатое кольцо 21, установленное на штоке. В нерабочем состоянии гидроударник монтируют в наиболее прихвато-опасном месте, т.е. в нижней части бурильной колонны, над УБТ. Устройство работает следующим образом. В случае воз­никновения прихвата в бурильную колонну с поверхности сбрасывают пробку 20, которая, увлекаемая потоком рабочей жидкости, попадает на седло штока 2, закрывая проход жид­кости. Под действием давления шток 2 опускается, сжимая 469

	Рис. 7.17. Схема гидроударника конструкции б. ВНИИКРнефти
	пружину 18 до тех пор, пока зубья кольца 21 не попадут в зубчатый венец 22. Тогда отверстие 13 штока совпадает с от­верстием 14 золотника, и рабочая жидкость устремляется в рабочую камеру устройства под поршень-ударник 12, кото­рый под действием давления поднимается. Временная пробка из отверстия 5 выдавливается давлением. Поршень, разгоня­ясь, достигает фланца золотниковой втулки 10 и продолжает двигаться вместе с ней. Золотниковая втулка при своем пере­мещении закрывает отверстия 5, 13 и открывает — 7. Далее, продолжая движение, она сжимает впереди себя жидкость, 470

	замкнутую в камере, образованной выше отверстия 5, пере­давая энергию движения прихваченной колонне. Жидкость из этой камеры вытесняется через дросселирующее отверстие 6. Далее, обратным потоком жидкости поршень разгоняется в противоположную сторону, производя удар вниз. Соотношение сил ударов вверх и вниз регулируют изме­нением проходных сечений нагнетательных отверстий сверху и снизу поршня. Сечение нагнетательных отверстий изменя­ют поворотом штока 2. Отверстия 7 и 13 на штоке имеют переменные по длине окружности сечения. При совмещении отверстий штока и золотника обеспечивается мощный удар вверх и слабый вниз. Поворотом штока можно получить необходимое соот­ношение сил ударов, вплоть до мощного удара вниз и слабо­го вверх. Шток поворачивается следующим образом. При прекра­щении нагнетания давление прокачиваемой жидкости умень­шается. Пружина 18 поджимает шток 2. Нижние зубья зубча­той втулки 21 выходят из зацепления с зубьями венца 19 и под действием силы пружины, скользя по их поверхности, поворачивают шток. Затем нагнетание жидкости в скважину возобновляют. Под давлением жидкости шток перемещается вниз. Нижние зубья втулки входят в зацепление с зубчатым кольцом 22, и шток снова поворачивается. Таким образом, многократным уменьшением и восстанов­лением давления при повороте штока получают нужное соот­ношение сечений нагнетательных отверстий, что обеспечива­ет необходимое соотношение сил удара. После ликвидации прихвата производят обратную про­мывку скважины. Пробка 20, подхваченная потоком жидкос­ти, возвращается на поверхность. Шток 2 под действием пружины возвращается в верхнее положение, закрывая рабо­чую камеру устройства, после чего можно продолжать буре­ние. Одно из основных преимуществ этого гидроударника заключается в возможности включения его в компоновку бу­рильного инструмента, а также в возможности регулирования частоты вынужденных колебаний и силы удара в одном из выбранных направлений. Устройства для создания сложных колебаний колонн. Конструкторским бюро объединения Саратовнефтегаз сов­местно с Саратовским политехническим институтом разра­ботан и испытан глубинный эксцентриковый вибратор ВМЭ-2 с приводом от турбобура, создающий колебания в радиаль­ном направлении (рис. 7.18). 471

	3	■ vj ■ ' N ' ' Ч. ' ? ; H и ХЪ :. ; Ц jlj ' 4 s H ' ч ч f 4 ^ у ч ^ ■ j 1 I V \ \ \ ----------	Рис. 7.18. Схема глубинного экс­центрикового вибратора ВМЭ-2
	■!3
	I
	Вибратор ВМЭ-2 состоит из корпуса 1, через который пе­редаются вибрации на прихваченный инструмент, вала 2 с насаженными на него на шпонках дебалансами 3, создающи­ми вибрации, и шлицевой полумуфты 4, через которую вал турбобура соединяется с валом вибратора. В объединении Саратовнефтегаз с помощью этого устрой- 472

	Технические данные ВМЭ-2 Момент дебалансов, кгс-м............................................... 7,07 Частота вращения вала турбобура, об/мин............. 1000 Возмущающая сила, т....................................................... 4,8 Наружный диаметр корпуса, мм................................. 170 Длина, мм.............................................................................. 9000 Масса, кг................................................................................ 960 ства ликвидировали прихваты в ряде скважин объединения Куйбышевнефть. Результаты исследований показали, что при некоторой длине прихваченной части колонны труб влияние вибратора может практически прекратиться. Это объясняется тем, что при поперечных колебаниях амплитуды неодинаковы вдоль длины освобождаемой колонны и эффективность вибраций на разных участках колонны также различна, но с увеличе­нием расстояния от вибратора до места прихвата — ампли­туды значительно уменьшаются. Так как продольные колебания действуют равномерно по всей длине колонны, а интенсивность затухания продольных колебаний в колонне труб в результате действия различных диссипативных сил значительно меньше интенсивности зату­хания поперечных колебаний, то устройства, создающие продольные колебания, более рациональны. Примером может служить возбудитель упругих колебаний (ВУК), разработанный Институтом механики МГУ. ВУК — телескопическое устройство, состоящее из двух основных узлов: штока и корпуса. Конструкция предусмат­ривает расцепление телескопических узлов при приложении определенной растягивающей нагрузки, которую регулируют перед спуском в скважину. С помощью ВУК можно наносить удары по прихваченной колонне труб снизу вверх и воздействовать на область при­хвата импульсно-динамическими силами сверху вниз, вовлекая бурильную колонну в интенсивный колебательный процесс. Техническая характеристика устройств Обозначения..................................................................   ВУК-170         ВУК-210 Наружный диаметр, мм............................................       170                 210 Длина в исходном состоянии, м............................       3                     3,3 Телескопический ход штока, м..............................       0,8                   1 Присоединительные резьбы....................................       3-167              3-171 Диапазон регулировки сил расцепления теле­скопического узла, тс.................................................       0 — 100            0—100 Минимальный внутренний диаметр проход­ного отверстия, мм.....................................................       55                   75 Время импульсного воздействия, с........................       0,1                   0,1 Энергия силового импульса, направленного сверху вниз, кг/м.........................................................       1500                1500 Сила жесткого удара яссом снизу вверх, тс......       150                 250 Частота импульсных воздействий за 1 мин.......       1                     1 473

	В зависимости от вида и характера прихвата ВУК может работать в режимах механического ясса — возбудителя упру­гих колебаний. Для ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием бу­рильной компоновки в деформированных участках ствола скважины или посторонними предметами при ее спуске, не­обходимо использовать ВУК в режиме ударного ясса. В этом случае устройство устанавливают непосредственно над при­хваченной частью бурильной компоновки под УБТ весом 10 — 15 т. Перед спуском ВУК регулируют по силе расцепления телескопического узла при помощи специального регулиро­вочного винта. Силу расцепления определяют по номограмме, приведенной в руководстве по применению устройства. При прихватах вследствие перепада давления или осыпей и обвалов, а также при заклинивании бурильной колонны при подъеме из скважины ВУК используют в режиме возбудителя упругих колебаний, для чего его включают в аварийную ком­поновку так, чтобы длина участка между ним и местом при­хвата была не менее 500 м и не более величины, определяе­мой по формуле 1 = Q/q,                                                                                (7.5) где Q — осевая сила расцепления ВУК; q — вес 1 м буриль­ных труб. С помощью этого устройства ликвидировали прихваты на нескольких скважинах объединений Оренбургнефть и Узбек-нефть. Одно из основных преимуществ этого устройства — ши­рокий диапазон применения, т.е. наряду с ликвидацией за­клиниваний бурильного инструмента, оно используется и при прихватах, вызванных действием перепада давления или вследствие осыпей и обвалов, а также для создания колеба­ний всей бурильной колонны. Однако ВУК имеет недостат­ки: невозможность создания жесткого удара; при сломе штока часть устройства остается в скважине, усложняя аварийную ситуацию; сложность изготовления узла сцепления и регулировки; невозможность регулирования режима работы непосредст­венно в скважине в момент ликвидации прихвата; сложность обслуживания.

	7.5.8. ДИНАМИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ, СООБЩАЕМЫЕ КОЛОННЕ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ ПРИ РАБОТЕ УСТРОЙСТВ УДАРНОГО ДЕЙСТВИЯ Результативность устройств, применяемых для ликвидации прихватов, зависит от развиваемых ими сил и места их приложения. Важной расчетной характеристикой при этом является динамическая нагрузка, сообщаемая при­хваченной части колонны. Расчет динамических нагрузок це­лесообразно выполнять на примере устройства ударного дей­ствия, в котором назовем ударный элемент молотом, а эле­мент, которому передается удар и который соединен с при­хваченной колонной труб, наковальней (рис. 7.19). Обычно перед нанесением удара молот 3 вводят в зацепление (заря­жают), затем при создании осевой нагрузки или проворачи­вании его обеспечивают срыв и удар по наковальне 2, при этом свободная часть прихваченных труб 4 растягивается. При расчете растягивающих сил во время удара возникает известная задача о динамическом нагружении стержня. В принятой расчетной схеме: Л — свободный ход молота, 12 — длина свободной части труб от места прихвата до элемента зацепления молота; Д — расстояние от устья скважины до наковальни. В связи с небольшим значением свободного хода и пола­гая, что скважина вертикальна, а элементы верхней части ко­лонны и свободной части прихваченных труб упругие, сила­ми сопротивления при движении колонны труб при срыве молота с зацепления можно пренебречь. Обычно Д >> 12, так как свободную часть труб отвинчивают и извлекают вблизи места прихвата. В первом приближении диаграмму сила — удлинение при заряжании устройства можно представить в следующем виде диаграммы (рис. 7.20), где N — сила натяже­ния при заряжании устройства. Согласно этой диаграмме, упругая энергия деформации свободной части прихваченной колонны труб длиной 12
		м Л_Д7)(Л + Д7).                                        (7.6)
	2 12 2 2 ^ Считая, что Е1 = Е2 = Е, получают
	Д72( 1 + —) - 2{м1 - h)M2 - h[2Ml - h) = 0.                            (7.7)
	475

						Рис. 7.19. Схема расположения колонны с при­хваченными трубами: 1 - бурильные трубы; 2 - наковальня; 3 - мо­лот; 4 - прихваченные трубы
						Рис. 7.20. Диаграмма сила - удлинение Q
	Исходя из этого уравнения определяют удлинение свобод­ной части прихваченной колонны
	1 + -					Л!_(1 + М.]. (7.8) ,.-ъ\2У FM
	Принимая во внимание, что динамическая сила
	а статическая сила, действующая на прихваченную колонну после удара и успокоения, Ост = ^-(A/i-Л), получают после преобразований
	Од =	Or.	1 +	1 +	^_л11+^		(7.9)
	1 + -
	F2h
	476

	Даже при нулевом ходе Л = О
	(7.10)
	1 + -
	F-,1,
	Т.е. возможны устройства ударного типа с очень малыми ходами, но тем не менее с высокими динамическими нагруз­ками в момент удара. После преобразования выражение (7.8) можно представить в виде уравнения
	V
	Fih FJ-,	A/, -h			(7.11)
		1 +	F-,1,	1 + -
					1 + -
		FJ-,			FJ-,
	из которого видно, что если натяжение такое, что АД = Л, то
					(7.12)
	Принимая во внимание, что
	где N — сила натяжения, легко получить соотношение
	(7.13)
	Обычно в практике Fl » F2, тогда
	(7.14)
	Если учесть, что 1Y » 12, то получим простое выражение для определения динамической нагрузки в случае Л = A7t (при Ост = 0):
	(7.15) 477

	Пример определения динамической нагрузки: h = А1. = 20 см; F. = = f2 = F = 40 см2; Е = 2-106 кгс/см2; 1{ = 1000 м; 12 = 10 м. Решение:
	N=
	100 000 Тогда
	В общем случае в качестве расчетной формулы можно ис­пользовать выражение (7.9), а для частных задач, когда Л = = 0 или Л = Alv — соответственно выражения (7.10), (7.13), (7.14). Согласно полученным выражениям, можно оценивать на­грузки, действующие на прихваченную колонну труб в мо­мент удара, что позволит правильно выбирать нагрузки, пре­дотвратить возможные порывы труб при ликвидации аварий и рассчитывать элементы конструкции ударных устройств. Следует отметить, что при расчете динамической нагрузки не были учтены упругие связи для колонны прихваченных труб и силы сопротивления при движении верхней части труб. Поэтому полученные зависимости следует рассматри­вать в качестве верхней оценки, что является вполне удовле­творительным при расчетах на прочность.
	7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ Для придания колебательных движений ко­лонне бурильных труб используется энергия гидравлического удара путем отключения на этот период компенсаторов буро­вых насосов или части клапанов насосов, а также комбина­ции указанных способов. Гидровибрирование может дать положительный результат в сочетании с расхаживанием и установкой жидкостных ванн, поскольку при вибрировании нарушается контакт со стенками скважины, снижается ко­эффициент трения в контактной зоне и образуются каналы, заполняемые агентом ванны. Гидровибрирование колонны труб может быть достигнуто при использовании специальных гидровибраторов, спускаемых на бурильных трубах и уста­навливаемых в непосредственной близости от зоны прихвата. 478

	7.5.10. ОСВОБОЖДЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, ПРИХВАЧЕННОЙ ОСЕВШИМ ШЛАМОМ В случае прихвата колонн осевшим шламом, утяжелителем, разбуренным цементом или посадки колонны в шлам, осевший в призабойной зоне, когда расхаживание и попытки возобновления циркуляции результата не дают, в колонне над УБТ или турбобуром простреливают 12—18 от­верстий и восстанавливают интенсивную циркуляцию с рас-хаживанием. Если возобновить циркуляцию не удается ни буровым насосом, ни насосами цементировочных агрегатов, то на расстоянии 10—12 м выше предыдущего интервала прострела снова перфорируют колонну, после чего повторя­ют попытку восстановить циркуляцию. При отрицательном результате дальнейшие работы производят в той же последо­вательности до восстановления циркуляции. После восстанов­ления циркуляции шлам из затрубного пространства вымыва­ется интенсивной промывкой и производятся расхаживание и гидровибрирование колонны или освобождение с помощью ударных устройств.