Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Сила, которую необходимо приложить к колонне бурильных труб для ее освобождения, определяется зависимостью [66]

Q = L (6|хАрср + ^Оадг) + (18>

где L — длина прихваченной части; b — длина хорды, соответ­ствующей дуге прихвата; ц — коэффициент трения; ДрСр — сред­ний перепад давления в зоне прихвата; Ъ — длина дуги по

поверхности трубы, находящейся в контакте с фильтрационной коркой; аадг — значение силы адгезии на границе фильтрацион­ной корки с металлом; F—сила нормального давления трубы на стенку скважины (составляющая веса инструмента).

Как видно из приведенной формулы, сила прихвата про­порциональна площадям контакта:

= Lb и S2 — Lbx.

Длина прихваченной части труб зависит от протяженности участка ствола, покрытого фильтрационной коркой, искривле­ния скважины, кавернозности, компоновки низа бурильной ко­лонны, величины разгрузки бурильного инструмента после при­хвата. Длину хорды и дуги Ъ и &! определяют наружным диа­метром трубы и глубиной внедрения ее в фильтрационную корку. Максимальных значений Ъ и Ьх достигают в случае при­хвата инструмента в желобообразной выработке на стенках скважины.

Для предупреждения прихватов рекомендуется применять специальные устройства и инструмент, уменьшающие фактиче­скую площадь поверхности контакта труб со стенками сква­жины. Например: УБТ с фасонным поперечным сечением (квад­ратные, круглые со спиральными канавками на поверхности, квадратные со смещенными гранями), центраторы, стабилиза­торы, переводники-центраторы [78]. Считается, что правильное использование этих устройств и инструментов позволяет решить следующий комплекс задач:

1) уменьшить или устранить искривление ствола скважины;

2) уменьшить или предотвратить непосредственный контакт УБТ со стенками скважины;

3) уменьшить износ труб;

4) увеличить жесткость низа бурильных колонн;

5) обеспечить маятниковую подвеску нижней части труб.

Опыт показывает, что в случае применения противоприхват-

ных технологических оснасток бурильной колонны резко сокра­щается число прихватов. Например, в объединении Азнефть в 90 глубоких скважинах использовали центрирующие приспо­собления, в результате чего число прихватов уменьшалось в 8 раз {74]. ‘

В 1964 г. при бурении скв. 32 в Колхидской конторе бурения б. треста Грузнефть в интервале 3976—4150 м применяли сек­ционный турбобур со спиральными противоприхватными канав­ками на поверхности [27]. В течение 30 рейсов долота не было зависания турбобура, несмотря на малые зазоры и утяжелен­ный буровой раствор:

Диаметр, мм:

долота…………………….

корпуса турбобура. . Плотность раствора, г/см3

Разработанные в АзНИИбурнефти [50] конструкции УБТ с канавками на втулках и УБТ квадратного сечения со смещен­ными гранями использовали при бурении глубоких скважин, что способствовало резкому уменьшению числа прихватов, а иногда и полному их отсутствию.

Для предотвращения попадания колонны труб в желоба в зоне соединения УБТ и бурильных труб устанавливают спи­ральные стабилизаторы, диаметр которых больше ширины желоба. Широкое распространение в СССР получили метал­лические стабилизаторы со спиральными ребрами на поверх­ности. В США для этих целей применяют резиновые стабили­заторы.

Применение центрирующих устройств позволяет повысить эффективность установки жидкостных ванн в результате воз­можности лучшего проникновения используемого при этом ра­бочего агента в зону контакта.

Для роторного способа бурения во ВНИИКРнефти разра­ботано руководство, позволяющее определять компоновку низа бурильной колонны как при бурении в нормальных условиях, так и при разбуривании пород, склонных к осыпям и обвалам. Использование этого руководства в промысловых условиях по­зволяет значительно сократить объем работ по определению рационального типа компоновок низа бурильной колонны.

Комментарии запрещены.