Прихваты бурильных и - это потеря подвижности колонны из-за различных причин.
Это одно из самых распространенных осложнений при .
Почти 30% прихватов в глубоких скважинах ликвидируется бурением нового ствола.
Причины появления прихватов колонн и труб:
-
длительное пребывание бурильной колонны в скважине в покое (без вращения);
-
сужение ствола, обусловленное набуханием или сползанием пород;
-
поглощение ;
-
низкое качество бурового раствора, вследствие чего на стенках скважины образуется толстая липкая корка;
-
неудовлетворительная в желобах от частиц выбуренной породы;
-
недостаточная скорость восходящего потока в ;
-
выпадение утяжелителей из раствора;
-
искривление ствола скважины;
-
перепад давления;
-
заклинивание в желобах.
Наиболее распространенные виды прихватов:
- прилипание бурильной колонны к глинистым коркам, отложившимся на стенках скважины:
- причина - перепад давлений между пластовым и гидростатическим;
- проявление - бурильная колонна прижимается к стенке скважины и вдавливается в глинистую корку;
- влияющие факторы:
- время нахождения колонны труб в скважине без движения;
- величина перепада между гидростатическим и ;
- площадь соприкосновения бурильной колонны со стенкой скважины;
- сила трения между колонной труб и стенками скважины;
- толщина, прочность, липкость глинистой корки.
- затяжки вследствие образования сальников от сорвавшихся толстых корок со стенок скважины во время подъема бурильных труб:
- образуется в глинистых породах и при возникновении толстой глинистой корки в интервалах проницаемых пород;
- влияющие факторы:
- загрязненность ствола скважины;
- недостаточная скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве;
- высокая вязкость, липкость, плотность, СНС бурового раствора;
- плохая очистка выходящего из скважины бурового раствора;
- резкое увеличение площади сечения ствола из-за изменения диаметра (Ø) или образования каверн.
- заклинивание колонны труб:
- происходит в суженных интервалах ствола и желобных выработках, осевшим шламом;
- чаще всего - в местах больших перегибов ствола;
- желоба вырабатываются при движении колонны по стенке скважины;
- влияющие на размер желоба факторы:
- кривизна скважины,
- твердость пород,
- количество СПО,
- масса бурильной колонны,
- способ бурения.
- ширина желоба обычно равна Ø бурильного замка;
- при роторном бурении желоб вырабатывается глубже, чем при турбинном способе;
- в мягких породах желоб вырабатывается быстрее, чем в твердых.
- Прихват обвалившимися неустойчивыми породами:
- чаще всего происходит в глинистых породах, способных к набуханию;
- причины:
- недостаточное гидростатическое давление,
- не соответствие качества глинистого раствора,
- длительное время воздействия раствора на породы, склонные к обвалам.
Образование сальников:
- частицы шлама, поднятые буровым раствором в наддолотное пространство, теряют скорость и зависают из-за увеличения площади поперечного сечения ствола скважины;
- со временем количество частиц породы увеличивается, т.к. снизу их подпирает восходящий поток бурового раствора;
- частицы слипаются , уплотняются и образуют сальник;
- сальник прилипает к бурильной колонне, причем это возможно как со стороны стенки скважины при наличии толстой глинистой корки, так и в интервалах перехода ствола с меньшего Ø на больший.
- скопление плотных корок над калибратором, на долотных переводниках, над забойным двигателем, УБТ и бурильными замками нижних свечей;
- плотные комки породы и куски глинистой корки на виброситах и в желобной системе;
- перелив бурового раствора через устье скважины при подъеме бурильной колонны, вызванный поршневанием;
- повышение давления на насосах с одновременным уменьшением нагрузки на крюке;
- затяжки при отрыве бурильной колонны от забоя во время бурения;
- уменьшение скорости бурения;
- посадки при спуске бурильной колонны и затяжки при подъеме;
- нарастающее затруднение в проворачивании бурильной колонны при проработке ствола или при роторном бурении.
Для предупреждения прихватов бурильной колонны необходимо:
- применять высококачественные буровые растворы, создающие небольшие по толщине корки на стенках скважины;
- обеспечивать полную очистку бурового раствора от частиц выбуренной породы.
Снижение липкости корки можно обеспечить добавлением к буровому раствору нефти в количестве 5-8% от объема бурового раствора.
Но при этом следует учитывать, что нефть несколько повышает вязкость раствора.
Для снижения липкости корки и борьбы с затяжками бурильных труб в буровой раствор обычно вводят серебристый графит от 0,8 - до 1,5% (по массе к объему).
