Что относится к признакам возникновения прихвата по причине плохой очистки

Статья: Причины возникновения прихватов

Основные причины прихватов бурильной колонны в скважине следующие.

1. Длительное нахождение бурильной колонны в неподвижном положении в скважине, заполненной глинистым раствором (не соответствующим условиям бурения), что бывает вызвано обрывом редукторных цепей, плохим состоянием аккумуляторов для запуска дизелей, ремонтом нагнетательной линии и главным образом — сменой прокладок в местах соединения ее секций, ремонтом насосов и т. д. Чтобы предупредить возникновение таких аварий, необходимо сообщать бурильной колонне периодическое движение в осевом направлении (вверх и вниз). Вращение бурильной колонны без подъема ее на некоторую высоту и спуска не исключает возникновения прихвата.

2. Низкое качество глинистого раствора, которое способствует отложению толстой глинистой корки на стенках скважины, а также наличие сальников.

3. Промывы в бурильной колонне.

4. Заклинивание долот в нерасширенных или в суженных зонах ствола и посадка колонны в шлам.

5. Обвалы пород, вызванные наличием в разрезе пород, склонных к обвалам (аргиллитов, сланцевых глин и т. д.), или техническими причинами, например длительным бурением скважины с низкой механической скоростью проходки, длительными простоями, большой водоотдачей промывочной жидкости, спуском обсадной колонны в интервале залегания неустойчивых пород и т. д.

6. Заклинивание колонны бурильных труб в желобах ствола скважины.

Различные исследователи объясняют прихваты по-разному. Так, Н. И. Шацов считал [45], что «. основной причиной прихвата инструмента является образование толстой и липкой глинистой корки на стенках скважины, когда даже при кратковременном прекращении бурения или вращения бурильной колонны происходит сильное прилипание инструментаЭ».

Ф. А. Дадишдамиров и А. А. Шамсиев [10а] в результате опытов пришли к выводу, что одними из основных причин прихвата бурильной колонны являются гидростатическое давление, и плотное прилегание какой-то части бурильной колонны к стенке скважины.

С. Ю. Жуховицкий и А. П. Войцеховский главной причиной прихвата полагают влияние перепада, существующего между давлением глинистого раствора, находящегося в стволе скважины, и пластовой жидкостью. По их данным, величина усилий, необходимых для смещения бурильной колонны, прижатой к стенкам скважины перепадом давления (вернее, составляющей этого перепада), достигает 50% и более от величины перепада и в абсолютных значениях равна десяткам кГ/см2.

В. С. Федоров и М. М. Александров считают [41], что кроме прихватов бурильных колонн под влиянием перепада давления, они могут происходить и в результате непосредственного воздействия полной величины гидростатического давления. В их работе изложен аналитический метод количественной оценки прижимающей силы в условиях скважины, когда решающую роль играет полная величина гидростатического давления и когда действует перепад давления (рскв>рпл) В работе этих исследователей приведено также сравнение прижимающих сил от действия перепада давления, от полной величины гидростатического давления и от веса бурильной колонны. В результате сравнения авторы сделали следующие выводы:

1) прижимающие силы от веса бурильной колонны и от полной величины гидростатического давления зависят не только от граничных условий, но и от формы участка;

2) прижимающая сила, обусловленная перепадом давлений, от формы участка не зависит;

3) прижимающая сила от веса колонны может в десятки раз превышать величину нормальной составляющей веса труб в пределах данного участка и, по всей вероятности, в отдельных случаях может прижать колонну к стенке скважины и способствовать проявлению прижимающего эффекта от гидростатического давления;

4) порядок величин прижимающих сил как при действии полной величины гидростатического давления, так и в случае, когда действует перепад давлений, таков, что попытки вырвать прихваченную колонну непосредственным приложением усилия к колонне обречены на неудачу;

5) хотя прижимающая сила от веса колонны мала по сравнению с двумя другими видами прижимающих сил, учет ее необходим не только для выделения интервалов, опасных в смысле прихвата от полного гидростатического давления, но и для оценки усилия, которое потребуется для освобождения бурильной колонны после снятия перепада давлений (т. е. после промывки скважины водой или нефтью).

Как видно из изложенного, в настоящее время нет единого мнения о причинах прихвата бурильной колонны. Над получением правильного представления о причинах прихватов работают многие исследователи. Бесспорно одно, что некачественный глинистый раствор в скважине является главной опасностью, которая при- водит к прихвату. Поэтому ведутся усиленные работы по созданию безглинистых промывочных жидкостей, отвечающих требованиям проходки скважин без прихватов. Значительные достижения химии за последние годы, очевидно, позволят создать такой раствор.

Работы перечисленных исследователей подтверждают наше мнение о том, что при прихвате нерационально расхаживать бурильную колонну более 1 ч. Тем более нецелесообразно расхаживать прихваченную бурильную колонну с нагрузками, превышавшими ее вес на 15 — 20 т. Особенно это относится к скважинам, где в разрезе встречаются каверны и диаметр скважины превышает диаметр бурильной колонны на 100 мм и более. Каверны и большая разница между диаметрами скважины и бурильной колонны создают условия для увеличения амплитуды изгиба колонны и образования резкого перегиба на одном из участков ее. Последующие резкие сжатия и растяжения бурильной колонны при рассаживании приводят к обрыву ее в этом месте.

Источник

Прихваты бурильной колонны, предупреждение и ликвидация

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 31 Марта 2015 в 05:40, курсовая работа

Краткое описание

В процессе бурения и испытания нефтяных и газовых скважин вследствие явлений горно-геологического характера возникают нарушения технологического процесса, называемые осложнениями. Осложнением является нарушение нормального состояния скважины, в результате которого дальнейшее углубление затрудняется или должно быть временно прекращено во избежание аварии. Осложнения как нарушения непрерывности технологического процесса строительства скважины вызываются явлениями горно-геологического характера.

Прикрепленные файлы: 1 файл

Курсовая_аварии и осложнения.docx

Основной причиной возникновения аварий является нарушение параметров технологии бурения буровой бригадой, несоблюдение инструкций и требований проектных документов.

В соответствии с инструкцией по классификации, расследованию и учету аварий при бурении скважин на нефть и газ все аварии подразделяются на следующие виды:

— аварии с элементами бурильной колонны;

— прихваты бурильных и обсадных колони;

— аварии с обсадными колоннами и элементамиих оснастки;

— аварии из-за неудачного цементирования;

— аварии с забойными двигателями;

— падение в скважину посторонних предметов:

1. Прихват бурильных и обсадных колонн.

Прихватом называют непредвиденное при бурении скважины нарушение процесса, которое характеризуется потерей подвижности колонны и не может быть ликвидировано при приложении допустимых нагрузок. Допустимая величина натяжения для освобождения прихваченной бурильной колонны определяется из условия, что материал труб не может быть подвергнут напряжениям, равным пределу его текучести. Расчет допустимого натяжения производится по формуле:

В качестве признаков возможного прихвата колонны при движении в стволе скважины служат ее затяжки и посадки. Затяжка колонны возникает при подъеме в виде значительного увеличения нагрузки на крюке сверх собственного веса труб. Посадка инструмента происходит при его спуске и выражается в существенном снижении нагрузки на крюке, отмеченном гидравлическим индикатором веса (ГИВ). При прохождении сужений, желобных выработок, уступов иногда возникают ситуации, когда колонна при технически допустимой разгрузке на крюке не идет вниз. Обычно прихват труб возникает не мгновенно, поэтому его можно предотвратить. Основной причиной образования прихвата труб следует считать нарушение правил технологии бурения исполнителями работ. Как и любой другой вид аварий, прихват требует изучения обстоятельств его возникновения.

К ним относятся: состояние ствола скважины, в том числе наличие зон осыпей, обвалов, сужений ствола, расположение уступов, горизонтов, поглощающих буровой раствор, или пластов, проявляющих флюиды. Изучается состояние бурильной колонны и продолжительность ее работы, Важную рольпри возникновении прихвата играет состояние технологии промывки скважины и наличие в буровом растворе смазывающих добавок.

1.1. Разновидности прихватов, условия их возникновения и признаки

По факторам, способствующим возникновению прихватов, следует различать несколько их разновидностей.

1.1.1. Прилипание к стенке скважин под действием перепада давлений.

Другими условиями возникновения дифференциального прихвата являются образование липкой фильтрационной корки на стенке скважины, возникновение механической прижимающей силы в виде нормальной составляющей веса труб в наклонно направленных скважинах и в искривленных участках ствола вертикальных скважин, оставление бурильной колонны без движения на какое-то время. Эта разновидность прихватов наиболее часто встречается на промыслах Западной Сибири. Обычно циркуляция бурового раствора при возникновении прихвата не прекращается.

1.1.2. Заклинивание низа колонны.

Эта разновидность также встречается часто. Преобладающими являются прихваты в суженной части ствола, а также в желобных выработках, в интервалах резкого изменения оси скважины, в интервалах интенсивного роста фильтрационных корок, при заклинивании труб посторонними предметами, шламом и утяжелителем, кусками обвалившейся породы,

В случае небольших превышений нагрузки или крутящего момента при натяжении или вращении колонны явление жесткого сопротивления называют подклиниванием.

Наиболее сложной разновидностью прихвата является заклинка инструмента в образующейся на стенке скважины продольной выработке, называемой желобом. Желоб является следствием механического воздействия замков бурильной колонны на наклонные участки наклонно направленных и горизонтальных скважин. При движении колонны происходит разрушение пород типа резания замками, прижатыми к стенке горизонтальной составляющей веса определенной части бурильной колонны.

Признаками образования желобов служат возникновения мгновенных значительных затяжек при подъеме колонны. Как правило, дополнительные затяжки ведут к осложнению аварии. Инструмент при этом еще более затягивается в желоб, а циркуляция, восстанавливающаяся без затруднений, не помогает освобождению колонны.

Заклинивания инструмента посторонними предметами происходят вследствие ошибок членов буровой вахты при работе на устье. В скважину падают рабочие инструмента в виде цепных ключей, кувалд, ломов, клинья ротора, сухари АКБ и т.д. Заклинивание бурильной колонны возможно при ее спуске с большой скоростью в искривленных интервалах ствола при наличии сильно трещиноватых перемятых пород. Замками сбиваются отдельные куски пород, которые при падении по затрубному пространству заклинивают трубы.

Заклинивание колонн обычно происходит мгновенно при сохранении циркуляции.

Прихваты колонны при заклинивании ее шламом или утяжелителем возникают из-за нарушения режима промывки скважины. Накопление осадка из частиц шлама или утяжелителя в кольцевом пространстве при определенных условиях может привести к заклиниванию бурильной колонны. Признаки этой разновидности заклинивания следующие:

— постепенное повышение давления в нагнетательной линии,

— появление затяжек инструмента,

— постепенное прекращение циркуляции.

Это приводит к тому, что ухудшаются условия промывки в нижней части ствола и увеличиваются шансы на прихват колонны.

1.1.3. Прихваты бурильной колонны обвалившимися неустойчивыми породами.

Они характерны для интервалов, состоящих из глинистых пород, склонных к осыпям и обвалам, а также к пластическому течению.Из геологических факторов, способствующих потере устойчивости пород, следует отметить наличие в разрезе перемятых, трещиноватых, тектонически нарушенных пород, склонных к быстрому набуханию под действием фильтрата бурового раствора.

Технологические факторы включают:

— низкое качество бурового раствора, прежде всего, большая величина фильтрации;

— несоответствие типа буровогораствора разбуриваемымгорным породам;

— большие колебания давления промывочнойжидкости в открытом стволе скважины, приводящие к поглощениямраствора игидроразрывам пластов, а следовательно и к снижению уровняраствора и уменьшению противодавления на стенкискважины;

— длительное оставление вскрытых малоустойчивыхотложений без крепления их обсадными трубами;

— механическое воздействие замковыхсоединений бурильнойколонны на стенки скважины.

Признаки осыпей следующие:

— вынос во время циркуляции оскольчатогошлама, необработанного вооружением буровых долот;

— посадки и затяжки инструмента, недохождение долота дозабоя из-за накоплении осадка после проведенияспуска колонныи наращиваний;

— некоторое повышение давления нанасосах при углублениискважины и проработках ствола;

— интенсивный рост вязкости и содержаниякусков породы вбуровом растворе.

Обвалы, в отличие от осыпей, имеют более объемный характер. Признаки обвалов таковы:

— резкое повышение давления в нагнетательной линии, сопровождающееся иногда поглощением раствора или потерей циркуляции;

— больной интервал недохождения инструмента дозабоя;

— малая скорость проработки ствола.

1.1.4. Прихват бурильной колонны сальником.

Образование в буровом растворе крупных пластичных кусков бурового глинистого шлама, названных сальниками, происходит при проходке глинистых отложений. Сальники возникают, главным образом, при сдирании со стенок замками колонны толстых рыхлых глинистых корок, отложившихся на высокопроницаемых породах. Образованию сальников способствует загрязненность ствола скважины частицами выбуренной породы при недостаточной скорости восходящего потока жидкости. При этом в зоне работы долота возникает концентрация частиц шлама и слипание их при условии низкой смазывающей способности раствора и значительного содержания в нем твердой фазы. В процессе подъема по стволу масса сальника увеличивается, а скорость подъема падает. Сальники накапливаются в местах увеличения поперечного сечения кольцевого пространства, прилипая к элементам низа бурильной колонны над долотом, выше турбобура, выше УБТ. Прихват колонны сальником возникает чаще всего при подъеме инструмента, когда формируются условия перекрытия затрубного пространства крупными сальниками в местах сужений ствола. Прихват труб может сопровождаться потерей циркуляции.

Признаками появления сальников являются:

— возникновение посадок, инструмента при спуске и затяжек при подъеме;

— уменьшение механической скорости проходки долотом, сохранившим работоспособность всех узлов;

— увеличение крутящего момента при роторном способе бурения:

— повышение давления в нагнетательной линии в процессе проходки и во время промывок;

— уменьшение веса колонны на крюке при спуске и восстановлении циркуляции;

— обнаружение плотных кусков глины на замках и других элементах бурильной колонны во время ее подъема;

Источник

Дифференциальные прихваты

Заклинивание долота во время бурения часто происходит по причинам, не связанным с качеством промывочной жидкости, но в результате заклинивания бурильные трубы остаются без движения на длительный срок и тогда проявляются другие виды прихватов, в том числе прихват бурильных труб под действием перепада давлений.

Прихват под действием перепада давлений может произойти только в случае, когда колонна находится без движения, между колонной и проницаемыми стенками скважины находится плотная корка и гидростатическое давление превышает пластовое. В случае, если перечисленные условия имеют место, бурильные трубы прижимаются к стенке скважины силой, величину которой согласно схеме (рис. 87) можно определить по формуле

b — длина хорды, соединяющей периметр касания бурильных труб и глинистой корки; h — длина части бурильных труб, касающихся стенок скважины, сложенных проницаемыми породами; Арк — перепад давлений на границах фильтрационной корки.

Величина Apк зависит от толщины и проницаемости фильтрационной корки. Для абсолютно непроницаемой корки Арк = ргс—рпл. С увеличением проницаемости фильтрационной корки Арк снижается и в пределе (при проницаемости корки, равной со) становится равным нулю. Точное значение величины б можно определить из треугольников ОAB и О1АВ (см. рис. 87).

где u — коэффициент трения металла о глинистую корку.

Следовательно, коэффициент трения металла о глинистую корку оказывает решающее влияние на возможность освобождения прихвата под действием перепада давлений между скважиной и пластом. Предполагают, что на стенках скважины, сложенных практически непроницаемыми породами, образуется корка студнеобразной консистенции, па которую оседают твердые частицы. Эта корка (пленка), уплотнившаяся под действием давления жидкости, может иметь состояние геля, аморфного или твердого вещества. Если такая корка существует, то она может служить причиной прихвата под действием полного гидростатического давления жидкости.

Источник

Основные причины прихвата

Большинство случаев прихвата происходит при контакте КНБК с открытой скважиной. Мы не можем управлять формацией, но мы можем контролировать ее состояние так, что можно двигать КНБК сквозь нее.

Основные факторы прихвата.

Поровое давление

В настоящее время одним из важнейших способов предотвращения дифференциального прихвата является точное определение порового давления. Для предотвращения дифференциального прихвата необходимо проводить анализ порового давления двух типов.

Система раствора.

а) Вес бурового раствора должен быть достаточным для достаточной балансировки порового давления в открытой скважине. Возникновение условий дисбаланса приводит к обвалу стенок скважины в глинистых сланцах

b) Цилиндрический кусок породы, удаленный при бурении, сдерживал горизонтальные и другие нагрузки. Теперь же порода вокруг образовавшейся пустоты может не обладать достаточной прочностью, чтобы противостоять возникающим нагрузкам и вес бурового раствора должен компенсировать образовавшуюся слабину. Выпячивание, осыпание стенок и даже коллапс скважины может произойти если вес раствора окажется недостаточным для противостояния внешним нагрузкам.

с) Вес раствора должен быть достаточно низок, чтобы повышенное давление не приводило к проникновению раствора в формацию.

2. Потеря воды / фильтрационная корка бурового раствора / концентрации твердой фазы.

Потери воды и концентрация твердой фазы должны оставаться низкими для обеспечения тонкой, твердой фильтрационной корки раствора. Это уменьшит площадь контакта между бурильными трубами и фильтрационной коркой и, следовательно, уменьшит риск дифференциального прихвата.

3. Вязкость / предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора.

Вязкость и предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора должны поддерживаться на высоких уровнях для скважин с наклоном от 0 до 20 град. для обеспечения лучшего захвата частиц пробуренной породы. В сильнозакривленных скважинах с большим наклонением от 45 до 90 град. это обстоятельство приведет к оседанию частиц на нижней стенке ствола и в дальнейшем приведет к невозможности избежать образования отложений. В этих случаях лучше пользоваться более низкими вязкостями и увеличивать скорость в затрубном пространстве повышая турбулентность потока бурового раствора. Это улучшит условия очистки ствола.

Добавление ингибиторов в буровой раствор уменьшает величину водоотдачи в формацию и предотвращает осыпание в глинистых формациях. При использовании ингибированного бурового раствора очень важно постоянно контролировать состав и поддерживать достаточную концентрацию ингибитора. Для различных формаций используются разные ингибиторы. Например, для KLC – содержащих растворов ингибитором является поташ (К+), для гипсоносных и известковых растворов ингибитором является кальций (Са), для магнезиевых растворов в качестве ингибитора используется магнезия.

Ниже приводятся параметры раствора для скважины с наклоном в 20 град.

Тип бурового раствора был К – MAG. Причина прихвата была диагностицирована как следствие вспучивания стенок скважины и зажим колонны после прекращения прокачки бурового раствора. Вес бурового раствора был увеличен с 9,8 ppg до 12,1ppg для того, чтобы противодействовать вспучиванию стенок. Содержание поташа, который контролирует водоотдачу раствора формации увеличили с 1000 до 2000 мг/л. Рекомендуемая концентрация К+ составляет 30,000 мг/л для наименее гидратированных глинистых сланцев до 140,000 мг/л до наиболее сильно гидратированных.

После того как произошел прихват на глубине d810 фт., были выполнены ловильные работы. Обсадная колонна была установлена без проблем за один день по прошествии 15,7 суток после прихвата. Установка обсадной колонны с наружным диаметром большим, чем КНБК – является самым надежным способом предотвращения прихвата в такой формации, склонной к вспучиванию как глинистый сланец. Требуемый вес раствора при установке обсадной колонны был 13,1 ppg и содержание поташа было 3500ppm. Если бы буровой раствор с такими параметрами использовали с самого начала при бурении этого участка, то, может быть, удалось бы избежать прихвата.

В этой ситуации лучшим решением было бы увеличение сначала содержания поташа до более разумного уровня, скажем до 60,000 мг/л, и это не заставило бы резко увеличивать вес бурового раствора (с 9,8 до 13,1 ppg) и, тем самым, повышать шансы дифференциального прихвата.

Параметры раствора

Зависимость глубины от времени.

Пробуренным футам и проходке уделяется столько внимания, что мы часто забываем об остановке открытой скважины. На сегодняшний день прихват во время бурения забоя является чрезвычайно необычным явлением. Проходят часы, дни и недели прежде чем возникнут условия прихвата буровой колонны. Очень важным является прослеживание и запись “ истории прихвата “ ствола скважины.

Вычерчивание графика зависимости глубины от времени сможет проиллюстрировать последовательность событий, приводящих к прихвату колонны. Необходимо регистрировать временной интервал между спускоподъемными операциями резинового диска наряду с числом прохождений колонны через узкий участок ствола. Эта информация вместе с данными затяжки при спускоподъемных операциях позволяет судить о развитии процессов в стволе. Временная зависимость глубины от времени сможет помочь предсказать сколько потребуется времени для развития вспучивания участка ствола, пробуренного в глинистом сланце для зажатия колонны или как долго будет образовываться фильтрационная корка в песчанике угрожающей толщины.

График зависимости глубины от времени для нашей скважины с 20 град. наклонением представлен ниже.

Некоторые замечания к вышеприведенному графику :

2. Прихват колонны происходил три раза, и один раз случилось легкое зажатие. В первых двух случаях прихвата удалось освободить колонну расхаживанием. В третьем случае потребовались ловильные работы.

3. Прихват колонны всегда происходил в ранее пробуренном участке ствола. Прихвата не было в стволе, который ранее был очищен вайпером. Механизмом образования прихвата в вышеприведенном примере является вспучивание глинистого сланца. Наряду с мерами по поддержанию параметров раствора, следовало бы уделить больше внимания очистке ствола вайпером. Первый прихват произошел на глубине b900фт. при выполнении спускоподъемной операции вайпера. Это произошло спустя 7 часов после бурения этого участка ствола скважины как видно из графика зависимости глубина – время. Следующая прихватная ситуация возникла на глубине с606 фт. во время выполнения спускоподъемной операции вайпера. Из – за манипуляций с системой раствора, время между очисткой забоя вайпером было уменьшено на 4 часа. Третий случай прихвата случился на глубине с900 фт. спустя 18 часов после окончания работы по бурению этой секции. Снова, основное внимание было сосредоточено на параметрах раствора и 18 часов скважине позволили находиться без очистки ствола. Последний случай прихвата произошел на глубине d810 фт. спустя 9 часов после окончания бурения этого участка. Если приходится иметь дело с дифференциальными прихватами, то можно использовать мониторинг времени и для предотвращения образования фильтрационной корки бурового раствора регулярно проводить спускоподъемные операции вайпера. ниже приводится пример, показывающий как можно пользоваться графиком зависимости глубины от времени при прохождении проницаемого песчанника.

Фильтрационная корка бурового раствора нарастает в промежутках между очисткой ствола вайпером до тех пор,пока не произойдет дифференциальный прихват

Первую проходку вайпером сделали спустя 6 часов после бурения этого участка. При этом величина затяжки составила 40 Кфнт фт. Вторую проходку вайпером сделали через 12 часов после этого, дав возможность нарастанию фильтрационной корке в течение вдвое большего времени и при этом затяжка стала равна уже 60Кфнт. фт. В течение 12 часов между второй и третьей проходками вайпера потеря воды увеличилась с 5 до 10 мл. Это дало возможность более быстрому образованию фильтрационной корки и привело к увеличению затяжки до 100 Кфнт фт. На протяжении последующих 12 часов между третьей и четвертой проходкой вайпером вес бурового раствора увеличили с 10ppg до 13 ppg, что не только увеличило скорость образования фильтрационной корки, но и увеличило боковую силу давления на колонну. Колонна оказалась прихваченной.

Таким образом, мы увидели как из правильного истолкования графика зависимости глубины от времени можно увидеть, когда возникает высокий риск дифференциального прихвата

Источник

• визитки установка дверей шаблоны →