книги / Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин
..pdfА. К. САМОТОИ
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ
СКВАЖИН
МОСКВА, «НЕДРА», 1979
УДК 622.248.56
Самотой А. К. Предупреждение и ликвидация при хватов труб при бурении скважин. М., Недра, 1979.
182с.
Вкниге обобщены результаты лабораторных и про мысловых исследований в области прихватов труб при бурении скважин. Проанализировано влияние отдель ных факторов на возникновение прихватов. Рассмот рены современные способы предупреждения и ликви дации прихватов, включающие определения верхней границы прихвата разномерных колонн, допустимого угла закручивания неприхваченной части бурильной колонны, распознавание, предупреждение и прогнози рование прихватов методом последовательной диаг
ностики. Даны рекомендации по выбору способа лик видации прихвата методами теории статистических решений.
Книга предназначена для специалистов буровых предприятий нефтяной и газовой промышленности, а также для специалистов геологоразведочных органи заций.
Табл. 39, ил. 32, список лит.,— 89 назв.
С |
30803—183 |
© Издательство «Недра», 1979 |
-----------------221—79 2504030300 |
043(01)—79
ПРЕДИСЛОВИЕ
Проблема качественной проводки скважин и получение высоких технико-экономических показателей бурения во многом зависят от успешности преодоления осложнений и аварий, среди кото рых наиболее распространенными и трудоемкими являются прихваты труб.
В современных условиях бурения, характеризующихся раз нообразием геологического строения районов, интенсивным ро стом глубин скважин, высокими давлениями и температурами и солевой агрессией, приводящими к деструкции бурового раство ра, наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых по род, сложными конструкциями скважин и компоновок низа бу рильных колонн, разнообразием систем химических обработок Дуровых растворов, сложной пространственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения и ликвидации прихватов отводится первостепенная роль.
В этих условиях на возникновение прихватов влияет множе ство факторов, оценить влияние которых трудно. Тем не менее в настоящей работе предпринята попытка определить степень влияния как отдельных факторов, так и их совокупностей на процесс прихвата. Особое внимание при этом уделяется разра ботке новых и совершенствованию существующих средств и ме тодов предупреждения и ликвидации прихватов.
Внастоящей книге впервые всесторонне рассмотрено со стояние проблемы прихватов колонн труб и пути ее решения, включая вопросы аналитических, экспериментальных и про мысловых исследований, а также прогнозирования, диагностики прихватов и оптимизации способов их ликвидации.
Втечение последних лет решение проблемы прихватов во
всех названных случаях — одно из основных направлений ра бот лаборатории предупреждения и борьбы с осложнениями Всесоюзного научно-исследовательского института по крепле нию скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть).
В настоящей книге обобщены результаты работ автора, а также результаты исследований, проведенных под его руковод ством и при участии. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ВНИИКРнефти и специалистам производственных предприятий за помощь при выполнении работы и ценные со веты.
Глава I
СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ЯВЛЕНИЯ ПРИХВАТА КОЛОННЫ ТРУБ
§1. РАЗНОВИДНОСТИ ПРИХВАТОВ
ИИХ ХАРАКТЕРНЫЕ ПРИЗНАКИ
Под прихватом следует. понимать непредвиденный при соору жении скважин процесс, характеризующийся потерей подвиж ности колонны труб или скважинных приборов при приложении к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса проч ности труб и применяемого оборудования. В процессе проводки скважины могут возникать различные прихваты, наиболее рас пространенные из них:
1)у стенки скважины под действием перепада давления;
2)вследствие заклинивания низа колонн при их движении
вскважине;
3)вследствие желобообразования;
4)вследствие сальникообразования;
5)вследствие нарушения устойчивого состояния пород;
6)вследствие заклинивания колонн посторонними предме
тами;
7)вследствие заклинивания породоразрушающего инстру
мента;
8)вследствие нарушения режима промывки;
9) испытателей пластов при опробовании скважин в процес се бурения.
Прихваты у стенки скважины под действием перепада дав ления обычно происходят при наличии в стволе скважины про ницаемых отложений (песчаников, известняков и т. п.), исполь зовании в качестве промывочного агента глинистого раствора, действии перепада давления (между гидростатическим и пла стовым), наличии прижимающей силы, обусловленной нормаль ной составляющей веса труб, расположенных в зоне проницае мых отложений. Как правило, этот вид прихватов возникает в результате оставления колонны труб в неподвижном состоянии на определенное время, в течение которого поверхность труб соприкасается с фильтрационной коркой, постепенно уплотняю щейся и принимающей на себя действие перепада давления. При возникновении этого вида прихватов циркуляция бурового раствора сохраняется.
Прихваты вследствие заклинивания низа колонн труб при урочены к зонам сужения стволов скважин, вызванным сработ
кой долот по диаметру в твердых породах, к интервалам резко го изменения оси ствола скважины, а также к интервалам ин тенсивного нарастания фильтрационных корок, осыпеобразований и др. В большинстве случаев такие прихваты возникают при спуске инструмента и характеризуются его полной разгруз кой. Иногда заклинивание низа колонн труб происходит вслед ствие увеличения их жесткости.
Прихват в результате желобообразования характеризуется появлением мгновенных затяжек большой величины при подъе ме инструмента. Попытки освободить инструмент дополнитель ными натяжками приводят к еще большему затягиванию его в желобную выработку. Обычно циркуляция после возникновения такого вида прихватов вызывается легко, но не способствует освобождению колонны.
Прихваты вследствие сальникообразования возникают, в ос новном, при разбуривании глинистых отложений или хорошо проницаемых пород, на которых формируется толстая фильтра ционная корка. В этих условиях образованию сальников спо собствуют: загрязненность ствола скважины выбуренной поро дой при неудовлетворительной его промывке; плохая очистка промывочной жидкости от выбуренной породы и шлама; слипа ние частиц породы и фильтрационных корок; спуск инструмен та до забоя без промежуточных промывок и проработок ствола или недостаточное и некачественное их проведение; длительное бурение в глинистых отложениях без периодического отрыва долота от забоя; наличие ступенчатого ствола, уширений, ка верн, желобов и т. п.; негерметичность бурильной колонны; за грязнение приемных емкостей насосов. Циркуляция в этом слу чае теряется частично или полностью.
Прихваты в результате нарушения устойчивого состояния по род возникают в интервалах обвалообразования и осыпей, а также пластического течения пород, слагающих стенки скважин. Обвалы пород приурочены к отложениям глинистого комплекса и характеризуются внезапностью, особенно при бурении пере мятых, сильнотрещиноватых и склонных к набуханию пород, а также тектонически нарушенных. В процессе бурения обвалы сопровождаются резким повышением давления при промывке, приводящим иногда к гидроразрывам пластов и поглощениям, интенсивным затяжкам, недохождениям долота до забоя. В не которых случаях процесс обвалообразования является следст вием поглощения промывочной жидкости со снижением уров ня и противодавления в затрубном пространстве.
Основные причины обвалообразований и осыпей связаны е циклическими колебаниями гидродинамического давления в процессе проводки скважины, значительными величинами гори зонтальной составляющей горного давления, несоответствием качества промывочной жидкости годно-геологическим условиям бурения скважин, длительным оставлением пробуренных интер
5
валов без крепления обсадными колоннами. Проявления пласти ческих течений пород (в основном соленосных отложений) обусловлены недостаточными противодавлениями, несоответст вием типа промывочной жидкости составу пород, а также влия нием процессов тепломассопереноса.
При заклинивании колонн посторонними предметами (упав шими с устья скважины или находившимися в стволе и не про являвшими себя ранее) прихваты, как правило, возникают мгно венно, ликвидировать их расхаживанием и установкой ванн обычно не удается.
Породоразрушающий инструмент заклинивается чаще всего при, пуске, а также вращении на забое. Циркуляция при этом не теряется. Очень сложно ликвидировать прихваты, вы званные заклиниванием колонковых долот и снарядов малого диаметра.
Признаками прихватов, происшедших вследствие нарушения режима промывки, являются: постепенное повышение давления при промывке, появление затяжек и постепенное прекращение циркуляции. Все это приводит к накоплению осадка из частиц шлама или утяжелителя в затрубном пространстве и трубах, а иногда и к поглощениям промывочной жидкости. Одна из при чин подобных аварий — промоины в колонне бурильных труб, Наличие которых хорошо прослеживается по снижению давле ния и температуры в процессе циркуляции раствора. В ряде случаев (например, при использовании в качестве утяжелителя барита) наблюдается флокуляция и выпадение барита в оса док, легко определяемые по повышению давления при восста новлении циркуляции и промывке, а также по накоплению ба ритового осадка в циркуляционной системе (желобах, емко стях) .
Особую категорию составляют прихваты испытателей пла стов при опробовании скважин в процессе бурения. Причины — прихват бурильных труб выше пакера в результате действия пе репада давления, выпадение частиц породы, образовавшееся при разрушении подпакерной зоны и приводящее к «заклини ванию» фильтра в случае интенсивного притока жидкости, вы падение утяжелителя в зонах контакта глинистого раствора с пластовым флюидом, релаксация резиновых элементов пакеров.
Приведенное распределение прихватов по видам основано на наиболее вероятных признаках или их совокупности при воз никновении прихватов. В природе одни и те же факторы и про цессы могут вызывать различные виды прихватов. Так, при остановке колонн труб (например, при заклинивании в сужен ных частях ствола или желобных выработках) начинается про цесс прихвата вследствие действия перепада давления, а при прекращении циркуляции — осаждение частиц шлама, утяжели теля и т. п.
6
Процессы, происходящие в скважине при прихвате инстру мента, взаимосвязаны и осложняют явление, дополняя друг друга.
§ 2. ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ПРИХВАТОВ
Современное состояние бурения нефтяных и газовых скважин характеризуется неуклонным ростом их глубины. Особенно ин тенсивно растет глубина разведочных скважин. Так, в настоя щее время объем проходки по разведочным скважинам глуби ной более 3000 м составляет по Миннефтепрому более поло вины всего объема проходки в разведочном бурении [87]. Ско рости бурения (особенно разведочного) при этом невысоки и для скважин глубиной более 3500 м составляют 220— 290 м/ст.-мес. Графики показателей аварийности по Министер ству нефтяной промышленности за 1971—1975 гг. приведены на рис. 1.
Прихваты — одно из наиболее серьезных препятствий улуч шения показателей бурения. Ежегодно по Министерству нефтя-
Рис. 1. Графики показателей аварийности в бурении по Миннефтепрому за 1971—1975 гг.:
1 — проходка, млн. м; |
2 — коммерческая скорость, м/ст.-мес: |
3 — число |
аварий; |
|
4— аварийное время, тыс. ч; 5 — отношение аварийного времени Кг |
к 1000 м проходки; |
|||
6 ----- |
число прихватов; 7 — время, затраченное на ликвидацию прихватов, тыс. ч. |
|
7
ной промышленности регистрируются около 500 прихватов с аварийным временем около 500 тыс. ч, что составляет полови ну всех затрат времени на аварийные работы. Сложность ава рий, связанных с прихватами, зачастую вынуждает ликвиди ровать скважины по техническим причинам. Так, из общего чис ла скважин, ликвидированных по техническим причинам в 1971—-1973 гг., 36% ликвидировано в результате прихватов ко лонн бурильных труб [87]. Убытки, понесенные в связи с при хватами в 1973 г., составили около 45 млн. руб., а затраты вре мени, приходящиеся на один прихват, равнялись:
Г о д .............................................. ... |
1970 |
1971 |
1972 |
1975 |
Затраты времени, ч ................................... |
1023 |
1044 |
1026 |
991 |
В табл. 1 приведены некоторые |
показатели |
аварийности, |
связанные с прихватом, по некоторым предприятиям Министер ства нефтяной промышленности за 1971—1975 гг.
Из табл. 1 видно, что показатель Коп, характеризующий от ношение аварийного времени, потерянного вследствие прихва тов, к 1000 м проходки по объединениям Азнефть, Каспморнефть, Грознефть, Нижневолжскнефть, Укрнефть, Грузнефть и Узбекнефть значительно больше средней величины Коа в це лом по Министерству нефтяной промышленности.
В табл. 2 приведены сравнительные показатели аварийно сти по некоторым предприятиям Министерства нефтяной про мышленности за 1971 и 1975 гг.
Анализ |
данных табл. 1 и 2 показывает, что, несмотря на |
увеличение объема бурения в отрасли с 9832,6 до 11659,7 тыс. м |
|
за период |
1971—1975 гг., общее число аварий сократилось с |
1967 до 1411, а время, |
потерянное вследствие аварий, — с |
1209,9 до 939,9 тыс. ч. |
Наиболее распространенные в 1975 г. |
(по числу и потерянному аварийному времени) аварии — при хваты колонн труб.
Из данных табл. 2 видно, что, несмотря на значительное уменьшение затрат времени на ликвидацию прихватов в 1975 г., процентное отношение этих затрат к общим затратам времени на ликвидацию аварий в целом по отрасли осталось на уровне 1971 г.
Существенные факторы, ухудшающие технико-экономические показатели бурения на большинстве указанных в табл. 2 пред приятий, — очень сложные условия проходки и большая глуби на скважин, особенно в разведочном бурении.
В табл. 3 приведены данные о распределении прихватов (по причинам их возникновения) в районах Советского Союза с наиболее сложными условиями бурения за 1970—1974 гг.
Анализ приведенных в табл. 3 данных показывает, что бо лее половины прихватов произошло вследствие нарушения ре жима промывки.
8
Т а б л и ц а |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отношение, % |
|
Время, затра |
||
|
|
|
|
ченное на лик |
|||
Предприятие |
Год |
Проходка, |
|
|
^оп’ |
видацию, ч |
|
тыс. м |
|
|
|
1 при |
|||
|
|
|
ra2/rti |
t,/ti |
ч/IOOOM 1 ава |
||
|
|
|
|
рии |
хвата |
||
Туркменнефть |
1971 |
384,1 |
36,8 |
56,8 |
110,4 |
1097 |
1696 |
|
1972 |
328,8 |
31,8 |
37,6 |
43,8 |
934 |
1108 |
|
1973 |
334,6 |
44,0 |
44,3 |
46,3 |
700 |
705 |
|
1974 |
355,0 |
33,3 |
30,7 |
41,7 |
1004 |
925 |
|
1975 |
380,0 |
32,6 |
28,8 |
56,8 |
1742 |
1543 |
Укрнефть |
1971 |
512,1 |
31,2 |
39,4 |
99,8 |
1038 |
1310 |
|
1972 |
356,4 |
35,1 |
48,0 |
143,9 |
1443 |
1973 |
|
1973 |
320,9 |
33,3 |
49,2 |
149,6 |
1627 |
2400 |
|
1974 |
274,3 |
31,5 |
34,9 |
99,2 |
1443 |
1600 |
|
1975 |
265,6 |
52,6 |
45,2 |
120,0 |
1850 |
1590 |
Грознефть |
1971 |
192,7 |
47,3 |
64,1 |
309,8 |
1002 |
1357 |
|
1972 |
154,7 |
33,8 |
43,0 |
250,2 |
1325 |
1683 |
|
1973 |
149,0 |
57,3 |
46,6 |
282,6 |
1531 |
1914 |
|
1974 |
153,0 |
34,1 |
47,1 |
241,8 |
1784 |
2467 |
|
1975 |
125,2 |
25,6 |
72,6 |
334,7 |
1479 |
4190 |
Каспморнефть |
1971 |
313,7 |
53,2 |
52,7 |
275,4 |
2645 |
2618 |
|
1972 |
293,4 |
60,5 |
68,8 |
394,8 |
3926 |
4469 |
|
1973 |
339,8 |
77,5 |
68,8 |
249,0 |
3073 |
2729 |
|
1974 |
356,6 |
72,1 |
67,2 |
229,1 |
1993 |
1857 |
|
1975 |
360,7 |
65,9 |
69,8 |
258,1 |
3251 |
3448 |
Белоруснефть |
1971 |
156,1 |
42,8 |
50,8 |
59,6 |
523 |
620 |
|
1972 |
170,7 |
32,0 |
35,0 |
20,5 |
400 |
438 |
|
1973 |
195,3 |
36,6 |
59,3 |
81,4 |
654 |
1060 |
|
1974 |
230,5 |
17,9 |
27,0 |
14,3 |
436 |
660 |
Нижневолжскнефть |
1975 |
238,4 |
38,7 |
34,1 |
18,9 |
426 |
375 |
1971 |
295,0 |
30,8 |
55,3 |
115,3 |
310 |
557- |
|
|
1972 |
325,2 |
23,8 |
60,1 |
150,4 |
431 |
1087 |
|
1973 |
303,4 |
28,2 |
56,4 |
167,4 |
678 |
1155 |
|
1974 |
296,4 |
24,0 |
36,2 |
69,2 |
469 |
707 |
Азнефть |
1975 |
255,6 |
33,1 |
49,4 |
155,3 |
618 |
923 |
1971 |
375,6 |
64,2 |
79,3 |
327,0 |
2315 |
2860 |
|
|
1972 |
409,9 |
52,8 |
62,0 |
249,3 |
2290 |
2689 |
|
1973 |
402,7 |
52,9 |
64,8 |
208,8 |
2543 |
3115 |
|
1974 |
351,3 |
51,0 |
49,7 |
207,8 |
2996 |
2920 |
Краснодарнефтегаз |
1975 |
345,6 |
71,4 |
54,5 |
204,3 |
4629 |
3530 |
1971 |
376,2 |
17,0 |
39,6 |
74,7 |
526 |
1222 |
|
|
1972 |
223,0 |
29,8 |
53,6 |
52,9 |
468 |
843 |
|
1973 |
238,8 |
31,0 |
34,5 |
33,1 |
545 |
608 |
|
1974 |
194,4 |
36,1 |
24,0 |
21,6 |
486 |
323 |
Эмбанефть |
1975 |
217,6 |
11,4 |
18,1 |
16,1 |
551 |
875 |
1971 |
30,5 |
83,3 |
89,6 |
282,0 |
1600 |
1720 |
|
|
1972 |
27,8 |
20,0 |
15,4 |
1,4 |
520 |
400 |
|
1973 |
50,0 |
42,3 |
58,7 |
148,0 |
1800 |
2467 |
|
1974 |
57,8 |
25,0 |
22,9 |
32,9 |
1038 |
950 |
|
1975 |
87,4 |
58,3 |
95,1 |
246,0 |
1883 |
3071 |
Дагнефть |
1971 |
191,9 |
42,8 |
43,9 |
120,4 |
1503 |
1540 |
|
1972 |
176,0 |
23,1 |
43,9 |
105,1 |
1619 |
3083 |
9
Продолжение табл. 1
Предприятие
Дагнефть
Саратовнефтегаз
Таджикнефть
Грузнефть
Ставропольнефтегаз
Узбекнефть
У дмурнефть
Киргизнефть
В целом по Министерству нефтяной промышлен ности
|
|
Отношение, % |
|
Время, затра |
||
|
|
|
ченное на лик |
|||
Год |
Проходка, |
|
|
*оп- |
видацию, ч |
|
тыс. м |
|
|
1 ава |
1 при |
||
|
|
njnt |
|
ч/ЮОО м |
||
|
|
|
|
рии |
хвата |
|
1973 |
152,7 |
32,4 |
37,9 |
74,0 |
805 |
942 |
1974 |
97,3 |
44,7 |
49,6 |
174,7 |
903 |
1000 |
1975 |
95,3 |
34,2 |
57,9 |
260,2 |
1126 |
1908 |
1971 |
97,6 |
23,0 |
51,9 |
269,5 |
831 |
1879 |
1972 |
116,1 |
33,3 |
532 |
157,6 |
604 |
963 |
1973 |
129,3 |
37,2 |
56,4 |
109,0 |
581 |
881 |
1974 |
117,5 |
36,2 |
62,7 |
184,7 |
736 |
1276 |
1975 |
105,6 |
27,3 |
22,6 |
81,4 |
1155 |
956 |
1971 |
74,1 |
43,8 |
76,7 |
155,2 |
938 |
1643 |
1972 |
72,8 |
61,1 |
81,2 |
153,8 |
767 |
1018 |
1973 |
49,3 |
27,3 |
51,9 |
304,3 |
1314 |
2500 |
1974 |
49,4 |
17,4 |
2,2 |
8,1 |
809 |
100 |
1975 |
52,5 |
66,7 |
72,2 |
350,5 |
1063 |
1150 |
1971 |
22,5 |
22,2 |
45,2 |
662,2 |
1222 |
2483 |
1972 |
21,6 |
35,7 |
44,4 |
550,9 |
1914 |
2380 |
1973 |
17,0 |
29,2 |
63,2 |
1011,8 |
1133 |
2457 |
1974 |
22,1 |
30,8 |
89,9 |
561,1 |
1062 |
3100 |
1975 |
25,2 |
42,1 |
63,3 |
349,2 |
732 |
1100 |
1971 |
441.2 |
10,9 |
22,3 |
14,5 |
312 |
640 |
1972 |
377.3 |
11,1 |
30,1 |
26,2 |
457 |
1238 |
1973 |
366,1 |
14,1 |
29,9 |
16,1 |
308 |
656 |
1974 |
339,5 |
16,7 |
26,5 |
12,7 |
338 |
538 |
1975 |
324,1 |
15,8 |
3,5 |
2,5 |
605 |
133 |
1971 |
152,7 |
33,3 |
29,5 |
89,7 |
1031 |
913 |
1972 |
111,3 |
36,4 |
30,9 |
119,5 |
980 |
831 |
1973 |
95,4 |
42,1 |
44,5 |
214,9 |
1213 |
1281 |
1974 |
91,1 |
51,1 |
42,8 |
262,3 |
1242 |
1039 |
1975 |
89,5 |
42,9 |
63,7 |
233,5 |
1171 |
1742 |
1971 |
60,8 |
33,3 |
42,9 |
4,9 |
233 |
300 |
1972 |
83,5 |
20,0 |
10,0 |
0,4 |
60 |
30 |
1973 |
106,3 |
50,0 |
7,5 |
2,8 |
500 |
75 |
1974 |
114,9 |
36,4 |
20,0 |
3,5 |
182 |
100 |
1975 |
144,6 |
25,0 |
21,1 |
2,8 |
413 |
200 |
1971 |
60,5 |
38,5 |
50,7 |
57,9 |
531 |
700 |
1972 |
57,8 |
25,0 |
32,2 |
81,3 |
730 |
940 |
1973 |
48,7 |
29,4 |
24,7 |
37,0 |
429 |
360 |
1974 |
40,3 |
55,6 |
15,5 |
42,2 |
1222 |
340 |
1975 |
38,9 |
22,2 |
33,8 |
69,4 |
889 |
1350 |
1971 |
9832.6 |
30.2 |
51.3 |
63,2 |
615 |
1044 |
1972 |
9854.6 |
32,0 |
51.4 |
56,1 |
640 |
1026 |
1973 |
10545,5 |
32.3 |
50,6 |
48,6 |
618 |
969 |
1974 |
10980,4 |
32,8 |
45,0 |
37,7 |
631 |
865 |
1975 |
11659,7 |
34,6 |
51,5 |
41,5 |
666 |
991 |
П р и м е ч а н и е , rii и пг—соответственно число аварий и прихватов; <, и' U— вре мя, потерянное, соответственно, от общего числа аварий и прихватов.
10