Тандем - 2, шлакоблочные станки, бетоносмесители


Производство оборудования и технологии
Рубрики

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ПРОХОДКЕ ИСКРИВЛЕННЫХ И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

Кривизна стволов скважин вызывает ряд технических за­труднений в процессе бурения, в значительно искривленных скважинах возрастает вероятность возникновения аварий и все­возможных осложнений.

Широкое применение на промыслах СССР наклонно-напра­вленного’ бурения, при котором приходится принудительно ис­кривлять скважины, требует всестороннего учета особенностей осложнений, вызываемых кривизной, для своевременного при­нятия необходимых профилактических мер. Следует отметить, что весь комплекс известных мероприятий по предупреждению искривления обычных вертикальных скважин также способ­ствует борьбе с осложнениями при бурении. ‘

Здесь рассмотрены только некоторые характерные для на­клонно-направленных и сильно искривленных скважин ослож­нения.

Как показал опыт, при проходке наклонно-направленных скважин, а также при значительном искривлении обычных вер­тикальных вдоль ствола при некоторых условиях (мягкие по­роды, резкое изменение зенитного и азимутального углов, дли­тельность процесса бурения) вырабатываются желоба. Ширина желоба обычно равна наружному диаметру бурильного замка, а глубина зависит от твердости пород, веса инструмента, кри­визны скважины й продолжительности работы бурильных труб в скважине. При роторном бурении желоба вырабатываются как при вращении колонны бурильных труб, так и при спуско­подъемных операциях; при турбинном — в основном при спуско­подъемных операциях.

Наличие в наклонно-направленной скважине желобов и обу­словливает возникновение некоторых осложнений, как. напри­мер, частых посадок и затяжек инструмента при спуско-подъем­ных операциях, заклинивания бурильных и обсадных труб в же­лобах, более быстрого прилипания бурильных и обсадных труб,

попавших в желоб, повышенной интенсивности налипания на стенки ствола выбуренной породы. Образование желобов наблю­дается в основном в верхней и средней частях ствола сква­жины, где вследствие значительного растягивающего усилия при наличии кривизны горизонтальная составляющая этого уси­лия, обусловливающая прижатие трубы к стенке скважины, имеет наибольшее значение.

Самыми серьезными осложнениями при наличии в скважине желобов следует считать:

1) затяжки с последующим мертвым расклиниванием от­дельных звеньев инструмента, имеющих диаметр больше ши­рины желоба (диаметра замка); ‘

2) быстрое прилипание попавших в желоб бурильных или обсадных труб вследствие наличия в нем толстых липких гли­нистых корок и большой поверхности соприкосновения труб с глинистой коркой.

Как сказано выше, ширина желоба соответствует наружному диаметру замка бурильной трубы, следовательно, все, что меньше замка, будет свободно проходить в желобе без раскли­нивания, а то, что больше, может быть расклинено.

Например, если скважину, имеющую значительную кривизну, бурили 59/ig" бурильными трубами с замками 3LLI, наружный диаметр которых 178 мм, а затем в нижней части колонны б9/^" ;друб установили часть 65/8" бурильных труб, 6" УБТ или пере­водник бХб", то в скважине обычно возникали затяжки и рас­клинивания инструмента. Опытом проходки наклонно напра­вленных скважин установлено, что для предупреждения закли­нивания инструмента в желобах необходимо, чтобы все звенья инструмента (исключая долото) были не больше наружного диаметра замка или превосходили его примерно в 1,4 раза.

Серьезные осложнения возникают при спуске обсадных колонн в скважины, имеюшие желоба. Как показала практика, при проходке наклонно-направленных скважин 59/i6" или б3//’ бурильными трубами, 65/8" обсадные колонны в таких скважи­нах, как правило, при спуске застревают в желобах и не дохо­дят до забоя. Если диаметр обсадной колонны соответствует диа-‘ метру бурильных труб или значительно превосходит их, то такие колонны обычно доходят до забоя без расклинивания в жело­бах.

Опасность заклинивания инструмента и обсадных колонн в желобах зависит от величины клинового угла, образованного касательными в точках соприкосновения трубы с поверхностью желоба. Положение 103/4" и 75/8" обсадных труб в скважине, имеющей желоб, выработанный 65/8" бурильными замками, представлено на рис. 55. В данном случае для 103/4" колонны клиновый угол, характеризующий ее проходимость в скважине, составляет 92°, а отношение диаметра муфты колонны к ‘диа­метру замка 65/8" бурильных труб 1,35; для 75/8" колонны соот-

ветственно клиновый угол составляет 46°, а отношение диамет­ров 1,06. Практикой проходки наклонно-направленных скважин установлено, что для предупреждения заклинивания труб в же­лобах необходимо, чтобы клиновый угол был не менее 75°, а от­ношение наружного диаметра спускаемых труб к диаметру же­лоба— не менее 1,35—1,40.

В табл. 33, составленной на основании опыта проходки на­клонно-направленных скважин, приводятся соотношения между диаметром бурильных и обсадных труб с указанием величин клиновых углов и отношения диаметра муфты спускаемой обсад­ной трубы к ширине желоба. Пользование этой таблицей помо-

Рис. 55. Схема заклинивания колонн в желобе, выра­ботанном 65/з" бурильными трубами.

/ — 75/8" обсадная труба; 2 — 103/4" обсадная труба; 3 — сква­жина; 4 — желоб.

жет предупредить возможные заклинивания колонн при их спуске в наклонно-направленные скважины, имеющие желоба.

При бурении наклонно-направленных скважин турбинным способом также образуются желоба, хотя несколько в меньшей степени, чем в роторном. Механизм образования желобов в тур­бинном бурении сводится в основном к бороздящему действию замков при спуско-подъемных операциях. Следовательно, чем больше кривизна, медленнее бурится скважина и больше спуско-подъемных операций, тем глубже вырабатываются же­лоба.

Для предупреждения подобных осложнений целесообразно’ наклонно-направленные скважины бурить гладкими трубами, а при подъеме отклоняющих инструментов против неустойчивых пород поднятые свечи отвинчивать при неподвижном инстру­менте. Во время подъема труб с замками нельзя допускать за­тяжек свыше 5—8 т по индикатору; при затяжках инструмент следует сбивать вниз и, проворачивая клиновым захватом или. другйм приспособлением, поднимать очень осторожно до пре­кращения затяжек.

Номинальный диаметр, дюймы

Наружный диа­метр замка, лл

‘ Колонна

Клиновый

Отношение

скважины

бурильных

труб

ЗН

ЗШ

наружный

диаметр,

дюймы

наружный

диаметр

муфты,

лж

угол при работе зам­ками ЗШ, град.

диаметра муфты к ширине желоба

Опасность

заклинивания

тзз/4

67s

197

203

107*

273

92

1,35

Безопасно

117*

678

197

203

87s

243

68

1,2

Опасно

И7*

6‘/.

197

203

77s

216

46

1,06

Очень опасно

П7*

6*/в

197

203

67s

188

0,93

Безопасно

117*

5»/1.

172

178

87s

243

84

1,37

47*

5»/и

172

178

77s

216

. 72

1,21

Опасно

U7*

5»/1в

172

178

67s

188

42

1,06

Очень опасно

97*

1716

172

178′

67s

188

42

1,06

То же

97*

5716

172

178

57*

166

0,93

Безопасно

97*

472

140

146

67s

188

76

1,29

Возможно закли­нивание

97*

41/2

140

146

СЛ

CO

166

58

1,14

Очень опасно

со

4V2

140

146

57*

166

58

1,14

То же

77*

472

140

146

41/2

136

0,93

Безопасно

Кроме того, во избежание заклинивания и затяжек турбобу­ров в желобах следует придерживаться тех же принципов, ко­торые положены в основу предупреждения затяжек инструмента и обсадных колонн в роторном бурении, т. е. отношение диа­метра корпуса турбобура к диаметру замка бурильной трубы должно быть не менее 1,35—1,40.

Соотношения. между максимальным диаметром корпуса тур­бобура и шириной желоба, образованного замками ЗН и ЗШ, даны в табл. 34.

Таблица 34-

Шифр серийных турбобуров

Максимальный наружный диа­метр турбобура, мм

Ширина желоба по замку, мм

Отношение диаметра турбобура к ширине желоба

ЗШ

ЗН

ЗШ

ЗН

Т19-10" (Т12М1-10")

260

203

178

1,28

1,46

Т12М2-10" ……………….

255

203

178

1,26

1,43

Т14М1-93/4"………………

255

203

178

1,26

1,43

Т12Л13-9"…………………

235

203

178

1,16

1,33

Т12МЗ-8"………………….

212

178

146

1,19

1,45

TI2M1-8"………………….

208

178

146

1,17

1,43

Т12М1-6УУ’……………..

168

146

140

1,15

1,20

Из приведенных в табл. 34 данных следует, что наиболее безопасно бурение турбобурами Т12М1-10" на 59/i6" бурильных трубах с замками ЗШ и турбобуром Т12М1-8" на 41/2" трубах с замками ЗШ.

Скважину, имеющую желоб, образованный 65/s" замками ЗШ, не следует бурить турбобуром Т12МЗ-9"; при наличии в сква­жине желобов, образованных 59/,б" замками ЗШ, не рекомен­дуется применять турбобуры Т12М1-8"; и желобов, образован­ных ЗУг" замками ЗШ, — турбобуры Т12М1-6 5/&".

Опасность прихвата труб при попадании их в желоб значи­тельно возрастает даже при наличии в скважине глинистого — раствора удовлетворительного качества. Это объясняется тем, что глинистый раствор циркулирует в пределах основного ствола, а в желобе, как правило, образуется застойная зона с повышенным коркообразованием. Кроме того, при попадании трубы в желоб поверхность соприкосновения ее с глинистой кор­кой значительно возрастает. Например, если 65/8" бурильная труба находится в скважине диаметром П3//’, имеющей сред­нюю толщину глинистой корки 10 мм, то она соприкасается с глинистой коркой по дуге с центральным углом 95°. В том- случае, когда та же бурильная труба попадает в желоб, она

будет соприкасаться с глинистой коркой по дуге с центральным углом 24СР (рис. 56).

Таким образом, для принятых условий поверхность сопри­косновения инструмента или обсадной колонны с глинистой кор­кой в случае их попадания в желоб будет в 2,5 раза больше, чем для случая нахождения бурильной трубы в пределах основ­ного ствола скважины. Соответственно увеличению поверхности соприкосновения труб с коркой при попадании их в желоб воз­растает и усилие, необходимое для отрыва трубы от корки.

При работе утяжеленными растворами опасность прихвата труб при попадании их в желоб возрастает, так как влажность глинистых корок утяжеленных растворов значительно меньше обычных, а напряжение сдвига в несколько раз больше, чем для неутяжеленных растворов.

Рис. 56. Схема положения 65/в" бурильной трубы в стволе и желобе.

В вопросе предупреждения прихвата инструмента при попа­дании его в желоб главное внимание необходимо обращать на повышение качества глинистого раствора, снижение его СНС и липкости путем профилактической обработки раствора нефтью, известкования и другими методами. Кроме того, в слу­чаях частого попадания инструмента в желоба необходимо их расширить, для чего в средней части инструмента устанавли­вают расширители, чтобы весом нижней части инструмента соз­дать усилие для прижатия расширителя к желобу, а также обеспечить необходимую осевую нагрузку. Для сбивания инстру­мента, попавшего в желоб, можно рекомендовать применение ясса, при наличии которого удары будут осуществляться в не­посредственной близости к месту прихвата инструмента, вслед­ствие чего эффективность этих ударов окажется довольно высо­кой по сравнению с ударами на поверхности. ■

Следует отметить, что в случае обрыва бурильной трубы, на­ходящейся в желобе, накрыть ее ловильным инструментом почти невозможно, и в подобных случаях скважину перебуривают.

Кроме осложнений, обусловливаемых наличием желобов, при спуске обсадных колонн в наклонно-направленные скважины возникают значительные силы трения при прохождении колонны

в искривленном стволе. В данных условиях расчет труб на стра­гивающую нагрузку следует производить с коэффициентом безопасности не менее 1,3 против 1,15—1,20 для обычных верти­кальных скважин. Для уменьшения сил трения в раствор перед спуском колонны следует вводить до 10% нефти или серебри­стого графита 0,5—0,8% по весу от объема раствора.

Оставить комментарий