Ликвидация прихватов бурового инструмента

ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РАЗГЛИНИЗИРУЮЩЕГО РЕАГЕНТА РР МАРКИ Д 

В процессе бурения скважин, осложнения связанные с прихватами бурового инструмента, занимают большой процент времени в сравнении с другими авариями и требуют большого количества времени для их ликвидации. 
Прихваты инструмента происходят по многим причинам, основными из которых являются: 
1. Прилипание инструмента к стенкам скважины при оставлении его без движения;
2. Затяжки вследствие образования сальников и сужений ствола скважины в результате налипания толстых корок;
3. Обрушение неустойчивых пород;
4. Расклинивание инструмента при спуске, бурении или проработке полноразмерными долотами;
5. Заклинивание и прилипание инструмента в желобах;
6. Расклинивание инструмента вследствие попадания в скважину посторонних предметов;
7. Прихваты, вызванные газо-нефте-водопроявлениями и поглощениями;
8. Прихваты вследствие осаждения выбуренной породы.

Основной процент при прихватах инструмента (более 50%) занимает прилипание инструмента к стенкам скважины при оставлении его без движения. Для выяснения причин данного явления были проведены многочисленные лабораторные и промысловые эксперименты, в результате которых было определено, что на этот процесс в основном влияют два фактора: липкость глинистой корки и гидростатическое давление в зоне прихвата. 
Прилипание глинистых частиц к поверхности труб можно объяснить образованием на поверхности раздела трубы и частиц глинистого раствора сил электрического притяжения, обуславливаемых наличием на поверхности раздела фаз свободного электрического слоя и зарядом частиц. Если поверхность бурильной трубы будет соприкасаться не с раствором, а с глинистой коркой, то силы сцепления между трубой и коркой окажутся значительно больше, чем между трубой и плёнкой бурового раствора. Это объясняется тем, что частицы глины в корке имеют более тонкие водные оболочки, теснее располагаются друг к другу, и поэтому, силы электрического притяжения между поверхностью трубы и частицами глины с тонкими оболочками, проявляют себя энергичнее. При этом, чем больше в буровом растворе коллоидной фазы, тем выше липкость глинистой корки. Так, например, при содержании в растворе более 10-20% коллоидной фазы, липкость корки увеличивается в несколько раз. При увеличении плотности раствора, липкость корки также увеличивается из-за увеличения содержания твёрдой фазы. Но увеличение плотности бурового раствора приводит к увеличению гидростатического давления в скважине, что увеличивает прижимающую силу, направленную на прижатие бурового инструмента к стенке скважины. Особенно это явление наблюдается при вскрытии проницаемых пластов, когда на стенке скважины образуется толстая глинистая корка и, под воздействием перепада давления в системе скважина-пласт, происходит залипание бурового инструмента – дифференциальный прихват. В этом случае, в состоянии покоя, величина липкости глинистой корки может достигать 0,5-0,8кг/см2 и более. При таких величинах липкости, для освобождения прихваченного инструмента, необходимо приложить на каждый 1м2 прихваченной трубы 5-8т нагрузки, что в большинстве случаев не представляется возможным из-за ограничения грузоподъёмности буровой установки. 

 

Исходя из вышеизложенного, для предотвращения прихвата бурового инструмента необходимо предпринять следующие действия: не оставлять без движения бурильную колонну и использовать буровой раствор с малым содержанием твёрдой и коллоидной фазы, обладающий высокими антифрикционными свойствами. Для ликвидации прихвата необходимо создать прослойку между бурильной колонной и глинистой коркой или разрушить глинистую корку.
Существуют разные способы освобождения от прихватов. В основном, при начале производства таких работ, производится установка нефтяной ванны с расхаживанием инструмента. В ряде случаев эти работы приносят положительный результат, но не всегда. Если нефти не удаётся проникнуть в пространство между глинистой коркой и буровым инструментом или инструмент прихвачен на значительном участке, то извлечь инструмент не удастся. Также в некоторых случаях есть ограничения по плотности ванны, когда в разрезе есть пласты с высоким давлением и существует вероятность получения проявления.


Для решения данной проблемы нами было предложено использование водного раствора разглинизирующего реагента РР марки Д.

Технология разглинизации направлена на разрушение глинистых частиц. В этой технологии используется водный раствор специального разглинизирующего состава, который не воздействует на металл колонны, но эффективно разрушает глинистые частицы. Механизм реакции заключался в воздействии на кристаллическую решётку глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабление структурных связей, что приводит к разрушению глинистых частиц, после чего последние неспособны к пептизации и уплотнению и легко выносятся из-под прихваченной колонны труб. 



Опытные работы по ликвидации прихватов проводились на скважинах, бурение которых производилось бригадами ООО «ЛениногорскРемСервис» на месторождениях ОАО «Татнефть». Нами были проведены работы на трёх скважинах, где традиционными методами (установка нефтяных ванн) прихват ликвидировать не удалось. 

 

  • 14 марта 2011г на скважине № 701 Березинского поднятия при подъёме КНБК в интервале 440-460м возник прихват бурового инструмента, затяжки составляли до 38тн, при разгрузке посадка до - 0тн. Расхаживание прихваченного инструмента с нагрузкой на крюке - 25тн и разгрузкой до - 0тн, с промывкой глинистым раствором, технической водой и установкой нефтяной ванны результата не дали. 15марта 2011г в 17.40, произвели закачку первой порции разглинизирующего реагента РР в кол-ве 360кг (V-3,6м3). Через 2 часа закачали вторую порцию разглинизирующего реагента РР в кол-ве 360кг (V-3,6м3). При расхаживании прихваченного инструмента, с нагрузкой на крюке- 25тн, с разгрузкой до - 0 т., в 22.40 освободили инструмент.

 

  • 11 июля 2011г при бурении скважины № 526Д произошёл прихват бурового инструмента в интервале 700-860м. Установка нефтяной ванны с расхаживанием бурового инструмента результатов не дала. 12 июля закачали 300кг (3,0м3) водного раствора разглинизирующего реагента РР и в течение 3 часов ликвидировали прихват.

 

  • 21 октября 2012г, при ликвидации поглощения на скважине № 4848 Биклянского месторождения, произошёл прихват бурового инструмента. Промывка с расхаживанием КНБК и попытка проворота ротора при общем весе КНБК 27-28тн до 55-60тн результата не дала. Произвели закачку товарной нефти в /=5м3. Стоянка под нефтяной ванной с расхаживанием КНБК при общем весе КНБК 27-28тн до 60-65тн результата не дала. 22 октября в 15.00 в скважину закачали раствор разглинизирующего реагента РР в количестве 400кг (4,0м3). В процессе реагирования производилось расхаживание КНБК при общем весе КНБК 27-28тн до 60-65тн. Освобождение от прихвата в 18.10.

Проведённые работы по применению разглинизирующего реагента РР марки Д показали, что:

  1. С применением разглинизирующего реагента РР марки Д происходит резкое сокращение времени ликвидации такого осложнения, как дифференциальный прихват.
  2. Данная технология позволяет исключить использование нефти для установки нефтяных ванн.

  3. Разглинизирующий реагент РР представляет собой сухой порошок с длительным сроком хранения, что позволяет создавать на буровых аварийный запас и использовать его по мере необходимости, как для ликвидации прихватов, так и для освоения скважин.

Оформить заказ
Отправить заявку


Схема проезда
Онлайн-консультант