У процесі випробування свердловин випробувачами пластів.

Такі прихвати необхідно віднести до особливих. В більшості випадків прихват проходить в результаті „запливання” фільтра під час інтенсивного припливу пластової рідини разом з частинками слабозцементованих порід. Крім цього, нижче пакера, де створюються високі депресії на пласти, можливе обвалювання порід, яке приведе до прихвачу хвостовика, а також в цій зоні не виключено накопичення осаду з шламу або обважнювача. Також може прихопити гумовий елемент.

Слід враховувати також, що збіг різних обставин та факторів може привести до виникнення не тільки одного виду прихвату. Наприклад, при заклинюванні бурильної колони в звуженій частині стовбура свердловини починається процес прихвату інструменту в результаті дії перепаду тиску, або в результаті осідання шламу чи обважнювача (при зупиненні циркуляції).

3.4.2. Попередження прихватів при бурінні свердловин

Для попередження прихватів треба дотримуватися таких основних вимог:

• конструкції свердловин вибираються виходячи із недопустимості одночасного розкриття горизонтів з взаємовиключаючими значеннями пластових тисків. Конструкції повинні також передбачати перекриття всіх інтервалів, при бурінні яких можуть виникати різні по природі ускладнення (поглинання, флюїдопрояви, порушення стійкості стінок свердловини);

• при бурінні свердловин слід дотримуватись вимог технічного проекту, ГТН, РТК і інших регламентуючих документів, а також планів на проведення окремих робіт;

• промивання свердловини треба проводити відповідно до вимог зазначених в ГТН і РТК, і за умови забезпечення повного очищення вибою і стовбура від вибуреної породи (згідно ЄТП, 1983р);

• слід правильно вибрати тип бурового розчину для певної площі з врахуванням най­новіших досягнень у цій галузі;

• параметри бурового розчину треба підтримувати в суворій відповідності до геолого-технічного наряду.

Густина бурового розчину має виключати перевищення надлишкового тиску на пласт більше, ніж це встановлено нормами, для чого геологічна служба має прогнозувати пластові тиски з високою точністю.

Не можна допускати відхилень від встановленої густини бу­рового розчину більше ніж на ±20 кг/м³ за фактичної густини до 1450 кг/м³ і більше ніж на ±30 кг/м³ — для розчинів з вищою густиною;

• для підвищення протиприхоплюючої здатності потрібно протягом усього циклу буріння свердловини підтримувати в буровому розчині певний вміст мастильних речовин;

• не можна залишати бурильну колону без руху у відкритій частині стовбура (особли­во в нестійких пластах, продуктивних горизонтах, сильнопористих і проникних породах, а також напроти порід, схильних до утворення осипань і обвалювань).

У разі короткочасного призупинення циркуляції бурового розчину треба припідняти колону бурильних труб не менше ніж на 15 м від вибою і через 2—5 хвилини роз­ходжувати її і провертати ротором. З припиненням циркуляції на довготривалий час (наприклад, із-за несправності насосів, вібросит, гідроциклонів і тощо), бурильну колону слід підняти в обсадну колону;

• під час зупинок, викликаних несправністю підйомного механізму (неможливість підйому бурильної колони від вибою), колону труб з елеватором потрібно встановити на ротор і періодично провертати, або розвантажити на вибій з таким розрахунком, щоб стиснена частина знаходилась між вибоєм і башмаком попередньої обсадної колони (на 200 м вище можливих інтервалів прихвату).

При наявності в КНБК протиприхватних опор розвантаження на вибій не проводити.

Після довготривалих простоїв (понад 3 доби) опускати інструмент потрібно на пониженій швидкості з проміжними промивками і проробкою місць посадок згідно з додатковим планом робіт.

• Заборонено поглиблювати свердловину при наявності ускладнень (затягнень, посадок, заклинювань) до їх повного усунення

► Попередження прихватів, спричинених перепадом тиску

Для попередження прихватів від дії диференційного тиску необхідно:

• конструкція свердловини повинна виключати умови виникнення великих перепадів тиску на проникні пласти;

• передбачати перекриття обсадними колонами всіх інтервалів, буріння яких пов’язано з необхідністю подолання різних по природі ускладнень (поглинань, флюїдопроявів, руйнування стійкості стінок свердловини);

• не залишати бурильну колону без руху в проникній частині розрізу свердловини (особливо у продуктивних горизонтах), її потрібно безперервно розходжувати, а під час СПО та нарощувань слід прокрутити ротором;

• при бурінні свердловини роторним способом інструмент відривати від вибою через кожну годину, а з використанням вибійних двигунів — через 20-ЗО хв. механічного буріння. За наявності затягувань час буріння без відриву скоротити до 10-15 хв. У разі відриву інструмент припідпімати на довжину заходу ведучої труби, але не менше 6 м. Під час буріння з відбором керна можна рекомендувати відривати долото через 1 год.

При турбінному бурінні можна періодично (через 10—15 хв.) провертати бурильну колону ротором. В особливо прихватонебезпечних інтервалах буріння вести з постійним обертанням бурильної колони ротором на першій швидкості.

• в умовах різкого збільшення механічної швидкості, що може бути зв'язано з бурінням у високопроникних пісковиках, час між відривами долота від вибою скоротити до 15—30 хв;

• при бурінні свердловинипідтримувати мінімальні кути викривлення та зміни азимута в інтервалах проникних порід;

• зменшити площу контакту бурильного інструменту із стінкою свердловини шляхом конструктивної зміни елементів бурильної колони та її компоновки.

До технічних засобів спеціальної конструкції належать центратори, які використовують у КНБК та ОБТ із профільним поперечним перерізом (квадратні, шестигранні, із спіральними канавками).

Відомі конструкції ОБТ із приварними протиприхватними сталевими втулка­ми (рис. 3.15), а також ОБТ квадратного перерізу зі зміщеними гранями (рисунок 3.16), центратори квадратного перерізу (рисунок 3.17).

Рисунок 3.15 - Схема ОБТ із приварними Рисунок 3.16- Схема ОБТ квадратного протиприхопними сталевими втулками перерізу із зміщеними гранями  

Зовнішній діаметр проміжних опор повинен бути на 8-12 мм менше діаметра долота;

• застосовувати бурові розчини недиспергуючого типу (нафтоемульсійні, полімерні, кольматаційно-закріплюючої дії). При застосуванні бурових розчинів на водній основі підтримувати вміст глинистої фази в них не більше 15% та обробляти хімічними реагентами, які сприяють утворенню тонких малопроникних фільтраційних кірок (КССБ, ПАА, КМЦ, метас та інші).

• для зменшення липкості кіркив буровий розчин необхідно вводити мастильні добавки (нафта, смад, графіт, СКР-1 та інші).

► З позицій профілак­тики прихватів буровий розчин має відповідати такому комплексу технологічних вимог:

− мінімальна густина;

− низький вміст твердої фази (якісне очищення від вибуреної породи);

− застосування високоякісного глинопорошку для приготування розчину з високим кое­фіцієнтом колоїдності;

− вміст колоїдних частинок у межах 6—8%;

− хімічна обробка реагентами з ряду КМЦ, гідролізованого поліакрилонітрилу, метил-акрилатів;

− нормований вміст мастильних добавок;

---

Дата добавления: 2015-07-25