Файл: Танкибаев, М. А. Желобообразования при бурении скважин.pdf

тов, авторы пишут, что «...нефть при нефтяной ванне, зани­ мая основной ствол скважины, мало заходит в желоб».

В 1952 году в статье «Новые пути предупреждения за­ клиниваний труб при наклонном бурении», опубликованной в журнале «Нефтяное хозяйство» № 3, Г. А. Ковтунов счи­ тает, что при наклонно-направленном бурении создаются благоприятные условия для образования в стволе скважи­ ны желобов, которые являются причиной ряда осложнений [25]. В подтверждение этого он приводит данные работы Л. И. Черемина [68], описанные нами выше. Изучая ос­ ложнения, связанные с образованием желоба в стенке ство­ ла скважины, за 1948—1950 годы в конторах бурения объе­ динения «Грознефть», а также трестов «Малгобекнефть», «Дагнефть», «Даггаз» и «Грузнефть», Г. А. Ковтунов при­ ходит к выводу, что они «...в основном распределяются на две группы:

1. Затяжки с последующим мертвым расклиниванием отдельных звеньев инструмента, имевших диаметр больше ширины желоба (диаметр замка);

2. Прилипание попавших в желоб бурильных труб вследствие наличия в желобе толстых липких глинистых корок и большой поверхности соприкосновения трубы с глинистой коркой ствола скважины».

О геометрии, механизме и причинах образования жело­ ба в статье не дается ничего нового по сравнению с работой Л. И. Черемина.

В целях предупреждения заклинивания бурильного ин­ струмента обсадных колонн в образовавшемся желобе Г. А. Ковтуновым предложена таблица безопасных диамет­ ров. С нашими дополнениями она представлена в табли­ це 10. В ее основу заложены коэффициенты «К» и «а». Зна­ чение безопасного клинового угла а не менее 70—75°.

Говоря о прихватах из-за прилипания бурильных труб, попавших в желоб, автор считает, что они могут иметь ме­ сто и при удовлетворительном качестве промывочной жид­ кости. Этот вывод подтверждается как практикой, так и теоретическими рассуждениями. «Например, если 168 мм бурильная труба находится в скважине диаметром 296 мм, то она соприкасается со стенкой скважины незначительной частью наружной поверхности, в то время как при попада­ нии в желоб та же бурильная труба соприкасается мини­ мум '/г своей поверхности».

В этих условиях «...достаточно было оставления буриль-

10

ных труб в желобе в течение 10—16 минут, чтобы инстру­ мент прихватило».

Дальше автор считает, что прилипание инструмента осо­ бенно возрастает с увеличением толщины глинистой корки (рис. 3) и принимает катастрофический характер при при­ менении баритизированного раствора, так как влажность глинистых корок резко снижается за счет усиленной фильт­ рации из них воды, а предельное напряжение возрастает в несколько раз по сравнению с напряжением сдвига корок для нормальных, химически обработанных, не утяжелен­ ных растворов.

На основе анализа материала проводки скважин в ука­ занных выше районах считается оправданным предположе­ ние о возможности попадания бурильных труб в желоб с последующим прилипанием (прихватом) во время наращи­ вания инструмента.

Рис. 3. Схема прилипания бурильных и обсадных труб.

«Для предупреждения попадания бурильных труб в же­ лоб в процессе наращивания и возможности их прихвата при неизбежном нахождении в покое в течение 10—15 ми­ нут необходимо в скважинах, имеющих желоба, отвинчи­ вание квадрата и труб производить вручную, а не ротором».

Попадание инструмента во время разворачивания в

И

желоб подтверждается тем, что во многих скважинах при ловильных работах не удавалось накрывать голову обрыва.

В целях предупреждения прилипания бурового инстру­ мента, попавшего в желоб, предлагается улучшить качест­ во глинистого раствора, особенно иметь минимальное на­ пряжение сдвига корки, а также расширить желоба путем установки расширителей.

«При бурении наклонно-направленных скважин турбо­ буром желоба, как показала практика, также образуются. Их образование, как и при роторном бурении, происходит, в основном, в верхней и средней части ствола скважины и приурочено к интервалам залегания мягких пород, прой­ денных с наиболее резкими изменениями искривления».

Механизм образования желоба при турбинном бурении объясняется бороздящим действием замков при спуско­ подъемных операциях.

При турбинном бурении из-за значительной разности диаметров бурильных труб и турбобура различают опасные и безопасные их сочетания (компановки).

Так, при «...диаметрах турбобура 93/4" и замков 59/ig" бу­ рильных труб клиновый угол а составляет около 90° и воз­ можность попадания 93/4" турбобура в желоб, образо­ ванный при работе замками указанных размеров, исклю­ чается». Наоборот, «при работе 73/4" турбобуром на 59/16" бурильных трубах опасность заклинивания турбобура значи­ тельно возрастает, так как разность в диаметрах турбобу­ ра и 5" замками ШПО составляет всего лишь 25—27 мм,

аклиновый угол равен 60°».

Вработе [23], анализируя данные по 150 буровым сква­ жинам на промыслах «Грознефти», «Малгобекнефти», «Дагнефти» и «Грузнефти» за 1948—1952 годы Г. А. Ков­

тунов приводит классификацию прихватов, где в особую группу выделяет «затяжки и прихваты в желобах».

В основном повторяя известные материалы [33, 6?, 65, 68], автор приводит несколько примеров (скв. 94, 134 тре­ ста «Ташкаланефть» объединения «Грознефть»), в которых «при попадании инструмента в желоб не допускалось боль­ шого натяжения и инструмент сбивали вниз или выкручи­ вали, затяжки ликвидировали довольно успешно, без зна­ чительных затрат времени и средств. Затянутый инстру­ мент легко сбивался вниз с помощью лафетного кольца».

«Для сбивания инструмента, затянутого в желоб вниз, наряду с применением колотушки в виде лафетного кольца, с успехом может быть использован гидравлический ясс, при

12

наличии которого удары будут производиться в непосредст­ венной близости к месту затяжки инструмента, вследствие чего эффективность этих ударов окажется довольно высо­ кой...». «...Правильное решение этого вопроса возможно в тех случаях, когда точно известно место расположения же­ лобов в скважине. Ясс должен устанавливаться выше же­ лоба».

С1953 по 1959 год, до появления работы Н. А. Сидорова

иГ. А. Ковтунова [45], в нашей литературе не было сколь­ ко-нибудь заслуживающих внимания работ по вопросам

образования желоба.

Н. А. Сидоров и Г. А. Ковтунов, описывая осложнения и аварии в вертикальных скважинах, считают, что одной из основных причих прихватов инструмента является «...закли­ нивание и прилипание инструмента в желобах...», отмечают, «...что на практике наблюдаются факты применения ванн, когда инструмент заклинен в желобе... во всех подобных случаях ванны обычно оказываются бесполезными». Они указывают на возможное возникновение осложнений в про­ цессе крепления скважины обсадными трубами, таких как «заклинивание колонн в желобах», или как «...прежде­ временные остановки... при образовании в скважине же­ лобов».

В этой работе значительный интерес представляют дан­ ные о получении положительных результатов при освобож­ дении прихваченных бурильных труб при помощи малога­ баритных кумулятивных торпед в Албанской Народной Республике на скв. 244-Потос и 5-Пекишт. Торпеды изго­ товляют из насосно-компрессорных труб двух типов — про­ извольного и направленного действия (рис. 4).

Торпеда направленного действия предназначается, в ос­ новном, для освобождения инструмента, прихваченного в желобе (рис. 5) или в сильно искривленной скважине.

Такая торпеда всегда будет ложиться своей тяжелой частью на нижнюю или лежащую стенку бурильной трубы. Торпеды заряжают тротилом, а силу их взрыва рассчиты­ вают с учетом сохранения целостности бурильных труб.

О геометрии желоба авторы придерживаются общепри­ нятых мнений [68], а для предупреждения заклинивания и прилипания бурового инструмента в желобах повторяют описанные нами выше ранее предложенные мероприятия в работах [25, 33, 68].

Объясняя механизм образования желоба в турбинном наклонно-направленном бурении, авторы весь смысл сво-

13

9

Рис. 4. Кумулятивные торпеды направленного и произвольного действия:

а—произвольного действия; в—направленного действия. 1—нижняя головка; 2—кумулятивная выемка; 3—медная оболочка; 4—тротил; 5—электродетанатор; 6—корпус торпеды; 7—прокладка; 8—верхняя го­ ловка; 9—резиновая пробка.

14

Рис. 5. Схема освобождения бурового инструмен­ та, прихваченного в желобе торпедой направлен­ ного действия:'

1—'бурильная колонна; 2—желобообразная выработка; 3—кумулятивная торпеда; 4—кумулятивная выемка.

дят, как и в [24], к одному фактору — «бороздящему дей­ ствию замков при спуско-подъемных операциях».

Дальше «...для предупреждения подобных осложне­ ний...», т. е. образования желобов, считается, что «целесо­ образно наклонно-направленные бурить гладкими труба­ ми...».

В случае обрыва бурильной трубы, находящейся в же­ лобе, авторы отмечают, как и Мурадов и др. [33], что

15

накрытие ее ловильным инструментом невозможно, поэтому в подобных случаях предлагают перебурить скважину.

Об особенностях выноса породы пишется: «В искривлен­ ных скважинах вследствие наличия желобов характер дви­ жения потока промывочной жидкости значительно услож­ няется, обуславливая повышенную интенсивность налипа­ ния частиц породы на стенки скважины... если бурильная труба частично входит в желоб, то в пределах желоба и части ствола, примыкающего к бурильной трубе, образу­ ется застойная зона (рис. 6) с незначительной скоростью движения, а временами даже полного покоя. В зонах созда­ ются условия для более интенсивного налипания частиц по­ роды, а следовательно, местных сужений ствола».

Для улучшения условий выноса частиц породы и преду­ преждения сужений ствола в искривленных скважинах ре­ комендуется увеличить скорость потока в кольцевом прост­ ранстве на 30% против обычной, а также промывку при вращающемся инструменте.

Рис. 6. Схема образования застойных зон промывочной жидкости в скважине:

1—скважина: 2—бурильная труба; 3—застойная зона; 4—поток раствора; 5—желоб.

18