Vi. I. 5 Заклинивание бурильной колонны.

 

 Заклинивание бурильной колонны может происходить в результате:

- неосторожного спуска жестких компоновок и отклонителей в скважины, имеющие перегибы ствола, осложненные, или бурившиеся менее жесткими компоновками;

- спуска полномерных долот, центраторов и инструментов в интервал скважины, бурившейся менее полномерными или сработанными по диаметру долотами;

- выпадения крепких кусков породы из стенок скважины;

- попадания посторонних предметов в скважину;

- попадания бурильной колонны в желобные выработки наработанные в более крепких породах (например известняки).

Образование желобов происходит в результате движения бурильной колонны по стенке скважины, главным образом поступательного.

Интенсивность желобообразования будет зависеть от изменения пространственной интенсивности ствола скважины, твердости проходимых пород, количества рейсов и продольных перемещений бурильной колонны во время бурения интервала под очередную обсадную колонну.

 Кроме этого эксцентричность сечения скважинной горной выработки может быть обусловлена вектором напряженности массива разбуриваемых горных пород и, зависеть от геологического строения блока земной коры.

 Заклинки инструмента в желобных выработках происходят главным образом в крепких породах (песчаниках, известняках и т.п.).

В мягких непроницаемых породах, таких как глины - желоба образуются очень быстро и создают опасность гидростатического прихвата бурильной колонны за счет увеличения площади соприкосновения труб со стенкой скважины и возникновения условий «сухого» контакта трубы с горной породой.

 Но и в том и другом случае развитие желобов очень опасно.

Кроме того, желоба усугубляют другие виды осложнений, снижая скорость восходящего потока и создавая застойные зоны, увеличивая тем самым вероятность возникновения гидродинамичесих прихватов, вызванных накоплением и сползанием шлама в том числе и лавинообразным.

Для уменьшения желобообразования необходимо выполнять следующие мероприятия:

5.1 Проектируя конструкцию скважины, следует учитывать возможность желобообразования при определении величины максимального выхода из башмака предыдущей колонны.

5.2 Для бурения в интервалах, где в силу геологических условий может происходить естественное изменение зенитного или азимутального углов скважины, предусматривать компоновки бурильной колонны и режим бурения, ограничивающие темп их изменения и абсолютную величину, а также образование уступов и резких перегибов ствола и позволяющие бурить ствол скважины по возможности близкий к вертикальному. Однако в интервалах, осложненных сужениями, осыпями, обвалами и поглощениями следует проектировать и применять возможно более простые КНБК.

5.3 В целях уменьшения интенсивности образования желобов следует сократить до минимума количество продольных перемещений бурильной колонны в скважине. Поэтому при бурении и расширении ствола скважины, если отрывы долота от забоя происходят нормально, следует сократить их до безопасного более длительного промежутка времени (1,0-2,0 часа) определенного для каждого конкретного региона и интервала технологической службой УБР.

5.4 Необходимо применение новых типов более износостойких долот.

5.5 Забуривание нового ствола должно производиться, как правило, на уменьшение кривизны с ограничением темпа падения без изменения азимута.

5.6 Место забуривания нового ствола скважины следует выбирать выше участка интенсивного изменения кривизны с учетом всех геофизических материалов.

5.7 Важной мерой против образования желобов является сокращение продолжительности бурения скважин. Поэтому при бурении в интервалах возможного образования желобов следует сократить непроизводительное время, исключая непроизводительные рейсы бурильной колонны.

5.8 При выборе диаметров элементов компоновки бурильных колонн, а также диаметров обсадных колонн следует руководствоваться данными о наиболее опасных соотношениях диаметров.

По данным института ВНИИКрнефть опасность заклинивания в желобах наиболее велика при отношении:

 

d_э – наружный диаметр элемента бурильной или обсадной колонны;

                    d_ж – диаметр желоба (диаметр замков бурильной колонны).

                    Поэтому необходимо применять элементы, диаметр которых не менее        

                    чем в 1,4 раза больше диаметра замков.

5.9 Если отношение диаметра УБТ к диаметру замков бурильных труб находится в опасных пределах, над УБТ необходимо устанавливать противожелобной центратор диаметром на несколько миллиметров (3-5) меньше диаметра долота. При использовании УБТ разных диаметров центратор устанавливается над УБТ, имеющим опасный диаметр.

5.10 В процессе работы УБТ срабатывается по диаметру меньше, чем бурильные замки, поэтому затяжки желобного характера могут возникать со временем и тогда, когда УБТ и замки бурильной колонны имеют одинаковый номинальный диаметр. Поэтому при появлении затяжек над УБТ необходимо поставить центратор, руководствуясь безопасным сочетанием диаметров. Центратор рекомендуется устанавливать также при смене УБТ в процессе бурения, даже при сохранении их номинального диаметра и отсутствии затяжек.

5.11 Перед спуском обсадных колонн, или при подозрении на образование желобов в стволе скважины, необходимо проводить профилеметрию или радиусометрию. После интерпретации профилеграммы геофизическое предприятие выдает официальное заключение о наличии и положении желобных выработок.

5.12 Эти данные должны быть доведены до каждого бурильщика и вывешены на видном месте.

5.13 Характерным признаком затяжек в желобах является приуроченность их при подъеме к определенным глубинам. При спуске бурильная колонна в этих интервалах, как правило проходит без посадок.

5.14 Появление затяжек в желобе бывает часто неожиданным. Каждый новый интервал затяжек желобного характера должен обязательно фиксироваться в вахтовом журнале и передаваться при смене вахт. В интервале желобов подъем бурильной колонны следует производить на I скорости.

5.15 При попадании бурильной колонны в желоб бурильщик не должен создавать натяжку сверх уже полученной. Освобождать бурильную колонну надо разгрузкой. После этого пропустить ее ниже, провернуть на некоторый угол ротором и попытаться поднять выше места желоба, не допуская затяжек более 10 т с.с.в.

5.16 При невозможности освободить бурильную колонну таким способом ее следует пропустить ниже, в безопасную зону. Дальнейшие работы вести в присутствии и под руководством инженера по сложным работам и начальника буровой или начальника смены ЦИТС.

5.17 Освобождать бурильную колонну из желоба следует выкручиванием, при незначительных натяжках с.с.в.(0,5-2т).

5.18 Если бурильная колонна оказалась затянутой в желоб и не сбивается вниз рекомендуется проводить шнуровое торпедирование на встряхивание. Бурильную колонну при этом надо держать в точке прихвата под разгрузкой на 5-10 т н.с.в. При отрицательном результате после встряхивания, бурильную колонну следует освобождать с помощью ударных механизмов (ГУМ, ЯСС), а также методом обуривания и фрезерования отдельных элементов КНБК специальными коронками – кольцевыми фрезерами с использованием обсадных труб.

5.19 Работы по ликвидации прихвата надо начинать как можно раньше во избежание осложнений, связанных с оседанием шлама и прилипанием.

5.20 Торпедирование на встряхивание можно производить после закачки в интервал прихвата нефти или воды.

5.21 В случае заклинивания бурильной колонны в желобе при ее спуске, освобождение производить расхаживанием на «вира» при максимально допустимых натяжках с.с.в. и разгрузками на «майна» н.с.в. на нагрузку, не превышающую полученную при заклинке.

Коэффициент запаса прочности на растяжение во всех точках бурильной колонны при расхаживании не должен быть менее 1,3 при этом нагрузка на крюке не должна превышать допустимых на вышку, талевую систему, элеваторы, лебедку и т.д.

5.22 Во избежание поломок элементов бурильной колонны запрещается освобождать заклиненный при подъеме или спуске инструмент проворотом с помощью ротора.

5.23 Для предупреждения заклинки, поломки, отворота бурильной колонны запрещается производить профилактические проработки интервалов осложненных желобами, с использованием сложной компоновки низа бурильной колонны включающей калибраторы, лопастные (в т.ч. спиральные) центраторы, стабилизаторы, расширители.

5.24 Во избежание заклинивания жестких КНБК бурение ими надо, как правило, начинать непосредственно из-под башмака очередной промежуточной колонны.

5.25 При необходимости перехода на более жесткую компоновку, когда уже имеется некоторый участок открытого ствола, жесткость ее должна увеличиваться постепенно. Спуск каждой последующей более жесткой компоновки следует производить, только после нормального прохода предыдущей компоновки с проработкой в местах посадок и если центраторы сработаны не более 3 мм от номинального диаметра.

5.26 Спуск в скважину компоновки с отклонителем («кривой» переводник, турбобур, турбобур с накладкой и т.п.) разрешается только, если ствол скважины пробурен турбинным способом с УБТ или роторным способом с компоновкой, включающей центраторы.

5.27 При необходимости спуска отклонителя в скважину, пробуренную роторным способом без центраторов, ее надо прошаблонировать спуском турбобура без отклонителя с соответствующим количеством УБТ.

5.28 Спуск отклонителя разрешается только после тщательной промывки скважины и обработки раствора, если подъем инструмента происходил без затяжек.

5.29 При спуске отклонителя в скважину не допускаются посадки более 6-8т

5.30 При возникновении посадок долото надо поднять выше места затяжки, промыть скважину с проверкой и, при необходимости, с обработкой раствора.

5.31 Дальнейший спуск с промывкой при работающем забойном двигателе разрешается только с «навеса» при скорости подачи не менее чем в 2,5-3 раза превышающей механическую скорость бурения в данном интервале.

5.32 Во всех случаях спуск отклонителя с проработкой и промывкой разрешается только по согласованию с руководством УБР в присутствии начальника буровой, бурового мастера или ИТР РИТС.

5.33 Заклинивание буровых долот может произойти в результате:

- спуска в скважину долота большего диаметра, чем предыдущие или долота с иной конфигурацией, чем работавшие ранее;

- спуска нового долота в интервал работы предыдущего, потерявшего номинальный диаметр;

    Заклинивание долота может произойти также в желобах, сужениях ствола скважины при спуско-подъемных операциях.

    Для предупреждения заклинки долот необходимо выполнять следующие правила:

5.34 Долота, доставленные на буровую, до спуска в скважину, должны быть проверены наружным осмотром и по диаметру.

5.35 В зависимости от потери диаметра поднятого долота начальник буровой (буровой мастер) устанавливает величину призабойного интервала, который необходимо проработать при спуске нового долота.

5.36 Проработка ведется с нагрузкой не более 3-х тонн.

5.37 Особую осторожность следует соблюдать при спуске долота с измененной конфигурацией, а также после работы колонкового долота, имеющего диаметр меньше номинального.

5.38 Для предотвращения попадания в скважину посторонних предметов, могущих вызвать заклинку бурильной колонны, необходимо выполнять следующие мероприятия:

- подъем и спуск бурильной колонны с ПКР разрешается производить только при наличии обтирочных колец (обтюраторов), устанавливаемых ниже ротора или других приспособлений, а при работе двумя элеваторами при наличии специальных вкладышей в ротор;

- вкладыши в ротор, а также квадратные и другие клинья должны иметь исправные запорные устройства и находиться в замкнутом состоянии. Работать при неисправных запорных устройствах запрещается;

- устье скважины при поднятом инструменте должно быть закрыто приспособлением для навинчивания долот. Категорически запрещается производить какие-либо работы в буровой при открытом устье скважины;

- сухари, вкладыши, и другие детали машинных и механизированных ключей должны быть закреплены и зашплинтованы в соответствии с существующими правилами.

5.39 Обо всех случаях попадания посторонних предметов в скважину должно быть немедленно сообщено руководству, и все дальнейшие действия производятся только по специальному плану.