СПОСОБЫ БОРЬБЫ С ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫМИ ПРИХВАТАМИ

А.Я. ТРЕТЬЯК, д. т. н., академик РАЕН,

Ю.М. РЫБАЛЬЧЕНКО, к. т. н., доцент,

С.И. ЛУБЯНОВА, ст. преподаватель,

Ю.Ю. ТУРУНТАЕВ, магистр, Южно-российский государственный политехнический университет (Новочеркасский политехнический институт) им. М.И. Платова

Приведена общая характеристика прихватов. Показано, что наибольшее число осложнений происходит по причине дифференциальных прихватов. Подробно рассмотрен дифференциальный прихват и способы его ликвидации. Предложен на уровне изобретения буровой раствор с высокой смазывающей и антиприхватной способностью. Выполненные лабораторные испытания подтвердили высокое качество бурового раствора, что позволяет рекомендовать его для широкого внедрения в практику буровых работ, особенно при бурении наклонных и горизонтальных скважин в сложных условиях.

При сооружении наклонно-направленных скважин с горизонтальным участком ствола приходится

сталкиваться практически со всеми видами осложнений, наиболее частым из которых являются прихваты.

Исторически разделяют прихваты на обусловленные механическим взаимодействием и дифференциальные. Согласно современной терминологии прихваты, обусловленные механическим воздействием, разделяются на две отдельные категории, а именно: прихваты шламом или обвалившейся породой и заклинивание на участках со сложной геометрией ствола. Доля дифференциальных прихватов составляет 80%, а 20% приходится на прихваты, обусловленные механическим взаимодействием и неисправностью  оборудования.

 

Наиболее часто происходят прихваты шламом или обвалившейся породой. Обычно они возникают при подъеме инструмента, однако при продолжительном прекращении циркуляции может быть прихвачена и неподвижная колонна. Иногда такие прихваты возникают при спуске инструмента в скважину. Прихваты шламом или обвалившейся породой создают наибольшую угрозу. Как правило, освободить колонну, прихваченную шламом или обвалившейся породой, труднее, чем колонну, заклинившуюся на участке со сложной геометрией ствола, или колонну, прихваченную под действием дифференциального давления. При ликвидации таких прихватов теряется больше оборудования и чаще приходится забуривать боковой ствол. Большая часть прихватов шламом или обвалившейся породой возникает при подъеме инструмента. Причиной

прихватов шламом или обвалившейся породой является некачественная очистка или слабая устойчивость стенок скважины.

Дифференциальный прихват возникает, когда под действием разности давлений в скважине и в

проницаемом пласте неподвижная бурильная колонна вдавливается в фильтрационную глинистую корку, образовавшуюся на открытой поверхности этого пласта. Трение между бурильной колонной и породой пласта возрастает настолько, что сдвинуть колонну с места становится невозможно. Такие прихваты возникают намного чаще в скважинах, пересекающих истощенные продуктивные пласты. И если бурильная колонна долго остается неподвижной, почти всегда возникает дифференциальный прихват.

Заклинивание на участках со сложной геометрией ствола происходит там, где форма КНБК не соответствует форме ствола. Иногда КНБК не может свободно пройти через такой участок. Если же КНБК продвигают в такой участок под большой нагрузкой, возможен прихват.

Другими словами, прихваты на участках со сложной геометрией ствола возникают при перемещении бурильной колонны вверх или вниз по стволу.

Правильное определение проблемы является первым шагом в процессе ее решения. Поэтому процесс ликвидации прихвата начинается с определения его механизма. После определения механизма можно немедленно приступать к ликвидации прихвата.

Совершенно необходимо как можно быстрее и правильнее выполнить начальные действия. Что бы ни было причиной прихвата – со временем ситуация осложняется. По статистике, в 50% всех случаев прихваченную колонну удается освободить в течение первых четырех часов после возникновения прихвата, в то время как по истечении первых четырех часов этот показатель снижается до

10%. Освобождением колонны решение проблемы не заканчивается. Завершающей стадией процесса решения любой проблемы является анализ и оценка выполненных действий для того, чтобы можно было извлечь урок и усовершенствовать свою работу. После того как установлен механизм прихвата, можно выполнять начальные действия по освобождению прихваченной колонны.

если произошел прихват шламом или обвалившейся породой, то необходимо:

1.            Сбросить давление, возросшее из-за образования пробки, а затем создать небольшое давление (слишком большое давление вдвинет КНБК, как поршень, дальше в пробку). Небольшое давление требуется для того,

чтобы восстановить циркуляцию, если удастся сдвинуть колонну с места).

2.            Приложить крутящий момент и произвести удар

вниз яссом. Если ясс не включен в компоновку или не работает, приложить крутящий момент и максимальную осевую нагрузку, чтобы сдвинуть бурильную

колонну в направлении, противоположном тому, в котором она двигалась до прихвата. Если попытаться приподнять бурильную колонну, она еще дальше зайдет в пробку. Цель заключается в том, чтобы сместить колонну и восстановить циркуляцию, чтобы размыть пробку и вынести материал пробки вверх

по стволу) (следует отметить, что если ко времени возникновения прихвата колонну перемещали вниз в сильно наклонной скважине, то нужно попытаться приподнять ее или произвести удар яссом вверх без вращения).

3.            Если удастся восстановить циркуляцию в какой-то степени, нужно увеличить расход до максимума, который возможен без поглощения. Продолжать циркуляцию, пока скважина не будет очищена.

4.            Проработать интервал прихвата и вернуть инструмент на забой, промыть скважину перед спуском обсадной колонны или скважинных приборов.

если произошел дифференциальный прихват, то необходимо:

1.            Немедленно приложить максимальный крутящий момент и довести его до места прихвата.

2.            Продолжать циркуляцию с максимально допустимым расходом (выполнять одновременно с приложением крутящего момента). (Если в компоновку включен

ясс, то на время удара вниз снизить подачу насоса до минимума, чтобы не противодействовать удару).

3.            Поддерживая крутящий момент, резко разгрузить колонну, создавая максимальную осевую нагрузку. Ни в коем случае нельзя пытаться приподнять колонну! (Это приведет только к осложнению прихвата, а натяжение колонны уменьшит значение крутящего момента, который можно безопасно приложить к бурильной колонне).

4.            Если в колонне есть ясс, нужно произвести удар вниз (не забывать снизить подачу насоса до минимума, чтобы не ослабить удар).

если произошло заклинивание на участке со сложной геометрией ствола, то необходимо:

1.            Произвести удар яссом в направлении, противоположном тому, в котором двигалась колонна до прихвата. Приложить крутящий момент при ударах вниз, но никогда не прикладывать крутящий момент при ударах вверх.

2.            Не нужно забывать про давление циркулирующего бурового раствора при заряжании ясса или нанесении ударов. При увеличении этого давления удар ясса вверх усиливается, а удар вниз ослабляется. Это же давление мешает заряжанию ясса для удара вверх и помогает заряжанию для удара вниз.

Есть несколько факторов, способствующих возникновению дифференциального прихвата: проницаемые пласты, репрессия, толстая фильтрационная корка, контакт колонны со стенкой скважины, неподвижное состояние колонны, время, поперечная нагрузка, невнимательность бурильщика.

Обычно для возникновения дифференциального прихвата требуется наличие шести первых факторов.

Если присутствуют только пять из них, то прихват маловероятен. Седьмой фактор, поперечная нагрузка, не является обязательным для возникновения прихвата, но он весьма способствует этому. Все эти факторы оказывают влияние на обусловленную дифференциальным давлением силу, прижимающую колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой. Рассмотрим каждый из этих факторов отдельно.

Дифференциальный прихват может произойти только в интервале проницаемого пласта. Прихват внутри обсадной колонны невозможен за исключением тех случаев, когда в ней появились каналы жидкости, например, перфорационные отверстия или негерметичности вследствие износа. Проницаемые пласты могут быть сложены, например, песчаниками

и трещиноватыми породами. Возможен прихват в интервале глинистых пород, если они рассечены трещинами и проницаемы. Иногда прихваты возникают в обсадной колонне, в интервале перфорации или в местах потери герметичности вследствие внутреннего износа.

Если в разрезе нет проницаемого пласта, то не будет фильтрационной корки и дифференциального давления.

Для возникновения дифференциального прихвата пласт не обязательно должен иметь высокую проницаемость. Он должен лишь быть достаточно проницаемым для образования фильтрационной корки. Фильтрационная корка представляет собой «засоренный слив», через который протекает фильтрат бурового раствора. Поэтому проницаемость пласта должна быть лишь такой, чтобы обеспечить отток фильтрата от фильтрационной корки. Таким образом, нужно больше беспокоиться о проницаемости фильтрационной корки, чем о проницаемости пласта. Неконсолидированные пласты обычно имеют более высокую проницаемость,

и на их поверхности образуется более проницаемая фильтрационная корка, чем на консолидированных пластах. Чем выше проницаемость, тем больше опасность возникновения дифференциального прихвата.

Однако проницаемость способствует возникновению дифференциального прихвата в меньшей степени, чем некоторые другие факторы.

Репрессия способствует возникновению дифференциального прихвата в наибольшей степени. Это объясняется тем, что она больше других факторов влияет на силу, прижимающую колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой. Эта сила равна произведению дифференциального давления на площадь поверхности контакта:

Fпр=Pдиф ∙ S,

где Fпр – прижимающая сила Н, Pдиф – дифференциальное

 st           di

давление, Па, S – площадь поверхности контакта, м2.

Очевидно, что более высокое дифференциаль- ное давление создает большую прижимающую силу. Важно отметить, что дифференциальное давление,

прижимающее бурильную колонну к стенке скважины с фильтрационной коркой, не равно репрессии.

Репрессия  означает  превышение  давления  в  скважине  над  пластовым  давлением.  Под  дифференциальным

Дифференциальный прихват происходит в интервалах проницаемых пластов (песчаников, алевролитов, мела) при фильтрации бурового раствора. Графически механиз возникновения прихвата во время бурения представлен на рис. 1. Одно из основных условий возникновения прихвата – превышение забойного (гидростатического) давления над давлением в проницаемом коллекторе, которое существует всегда, поскольку это неизменное условие бурения скважины. Второе непременное

условие возникновения дифференциального прихвата

 – нахождение инструмента в неподвижном состоянии (при наращивании и т.д.) в интервале проницаемого пласта. В зависимости от интенсивности фильтрации дифференциальный прихват может возникнуть в течение считаных минут при указанных условиях.

Дифференциальный прихват является аварийной ситуацией при строительстве скважин, поэтому существует множество инструкций по предупреждению и борьбе с прихватами, включающих следующие мероприятия:

•             использование высококачественных буровых растворов с высокой смазывающей способностью, дающих тонкие плотные корки на стенках скважины;

•             обеспечение максимально возможной скорости восходящего потока бурового раствора;

•             обеспечение полной очистки бурового раствора от обломков выбуренной породы;

•             регулярное прорабатывание в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

•             утяжеление бурового раствора при вращении бурильной колонны;

•             отслеживание температуры раствора, так как ее резкое снижение свидетельствует о появлении размыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

•             использование профилактических добавок в утяжеленные буровые растворы: нефть (10–15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества;

•             установка гидравлических и механических яссов,

•             установка различных жидкостных ванн на основе как водных растворов солей или кислот, так и углеводородов [1].

Принцип ликвидации дифференциального прихвата заключается в снижении градиента (перепада) давления на стенку скважины в направлении проницаемого пласта путем разупрочнения и разрыхления фильтрационной корки, находящейся в зоне дифференциального прихвата. Наиболее эффективный способ заключается

в проникновении антиприхватной жидкости сквозь фильтрационную корку бурового раствора путем растрескивания, что позволяет сделать ее проницаемой для углеводорода за счет образования в ней каналов большого диаметра, и, как следствие,

увеличения фильтрации жидкости в зоне прихвата. По образовавшимся каналам углеводородная жидкость поступает из скважины в поры пласта и снижает перепад давления в системе «скважина – пласт», что приводит к «освобождению» от дифференциального

прихвата. Для ускорения растрескивания и фильтрации антиприхватной жидкости необходимы специальные поверхностно-активные добавки, позволяющие облегчить проникновение углеводородного носителя через фильтрационную корку.

Детальное изучение технологии бурения скважин, геологических осложнений и аварий на Ямбургском газоконденсатном месторождения (ЯГКМ) позволяет сделать вывод о том, что применяемый для промывки скважины буровой раствор не удовлетворяет в полной мере высоким требованиям, необходимым для проходки вязких глин, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. И, как результат, происходит образование на стенках скважины некачественной полимерглинистой корки, обладающей невысокими фильтрующими и ингибирующими свойствами,

что и является основной причиной возникновения дифференциальных прихватов.

Сотрудниками кафедры «Нефтегазовые техника и технологии» ЮРГПУ (НПИ) предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами. Буровой раствор предназначен для бурения нефтегазовых наклонно-направленных и горизонтальных скважин, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе с изменением целостности ствола скважины.

Поставленная задача решается за счет того, что буровой раствор для бурения скважин, включающий полианионную целлюлозу, хлористый калий, барит, бишофит, феррохромлигносульфонат, метилсиликонат калия, ацетат калия, пеногаситель, воду, дополнительно содержит мраморную крошку, отходы растительного масла, ГКЖ-11, сульфанол, при следующем  соотношении компонентов, мас. %: мраморная крошка

–             5–10, полианионная целлюлоза – 2–10, сульфанол

–             2–5, хлористый калий – 2–5, метилсиликонат калия – 1–4, ацетат калия – 1,5–4, бишофит – 2–5,

феррохромлигносульфонат – 1–5, ГКЖ-11 – 2–5, барит

–             0,5–5, пеногаситель – 0,5–1, жидкая фаза – остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45–80/20.

Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на ингибирующей основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как результат, – отсутствие образования желобов и дифференциальных прихватов в стволе скважины, повышение устойчивости ствола наклонно-направленных и вертикальных скважин.

В настоящее время подана заявка на изобретение по составу бурового раствора. Улучшение ингибирующего качества раствора достигается за счет повышения его крепящего  действия.  В  механизме  синергетического эффекта  лабораторно  подтверждена  составляющая   доля действия каждого реагента. Достигается это за счет введения в раствор реагентов – ингибиторов набухания глин: хлористый калий (KCl), бишофит (MgCl ∙ 6Н2O), ацетат калия (СН3СООК), кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), метилсиликонат калия (Ch4SiO2K). Сочетание именно этих шести основных реагентов-ингибиторов представляет найденную наиболее синергетически выгодную их комбинацию для бурения скважин в осложненных условиях.

Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КС1, бишофит, ацетат калия, ГЖК-11, метилсиликонат калия, ФХЛС. В качестве растительных масел могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел.

Сульфанол выполняет функцию эмульгатора, который представляет собой синтетическое ПАВ анионактивного типа в виде порошка, хорошо растворимое в воде, образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) служит регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще всего используется «Пента- 465». Барит как утяжелитель применяется в количестве от 0,5% до 10%.

Реологические показатели раствора способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины [2, 3, 4].

Предложен комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий очень высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами с качественными реологическими параметрами. Результаты лабораторных исследований представлены в табл. 1.

Предлагаемый буровой раствор готовится непосредственно в полевых условиях, на имеющемся оборудовании. Все необходимые химреагенты предварительно завозятся на буровую. Сначала приготавливается раствор из мраморной крошки

и воды, который обрабатывается полианионной целлюлозой. Все остальные химреагенты вводятся в растворомешалку с постоянным перемешиванием. Порядок загрузки химреагентов следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, Ch4COOK,

Ch4SiO2K, MgCl ∙ 6h3O, сульфанол, ГКЖ-11, пеногаситель,

барит. Определение реологических характеристик бурового раствора осуществляется по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химреагентами после 4-ступенчатой очистки. Для приготовления раствора применяется диспергатор высокого давления.

Механизм ингибирования заключается в следующем: при введении в буровой раствор ингибирующих добавок происходит физико-химическое воздействие глины и катиона, который замещает свободные, отрицательно заряженные участки в кристаллической

решетке глинистых частиц. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катион

ингибирующего реагента повышает их устойчивость к увлажнению, снижает набухание и разупрочнение глин.

Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации до 0 см3/30 мин.

Это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы (ПАЦ 85/700).

Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе «скважина – пласт», сколько в результате физико-химического воздействия, развивающегося в самой глинистой породе. Наиболее оптимальными с точки зрения устойчивости стенок скважины являются случаи, когда в системе

«скважина – пласт» устанавливается осмотическое равновесие либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то что в случае действия осмоса из пласта в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче управлять ими и поддерживать их в заданных пределах, чем бороться с осложнениями уже после дестабилизации ствола скважины.

Следовательно, устойчивость глин будет зависеть от правильно выбранных химреагентов и в первую очередь от ингибирующего раствора. Это и есть первоочередная задача, требующая решения.

Применение предлагаемого раствора позволяет бурить интервалы пород, представленные неустойчивыми, высокопластичными, разупрочняющимися глинами, и сооружать вертикальные скважины, а также наклонно- направленные и горизонтальные.

Предлагаемые для ингибирования указанные реагенты позволяют осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель pH-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности. Технический результат – улучшение крепящих, смазочных и противоприхватных свойств бурового раствора на углеводородной основе при одновременном улучшении коэффициента восстановления  первоначальной  проницаемости продуктивного пласта путем повышения ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора и, как следствие, – отсутствие образования желобов в стволе скважины.

Выполненные лабораторные исследования помогли установить, что применение шести именно таких ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиления ингибирующей составляющей промывочной жидкости, при этом каждый реагент дополняет друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора. Кроме того, за счет подбора

химреагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая

глина переходит в кальциевую, а это способствует снижению гидратации и набухания, уменьшает выпучивание и текучесть, обвалы и осыпи пород.

Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+

возрастает от 800 до 1200 мг/л ионов. Это свидетельствует о том, то осмотический процесс направлен из пласта

в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: Kicp = 1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует

значительному росту изотонического коэффициента до 4,7. Таким образом, происходит увеличение количества осмотически активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита. Применение этого раствора позволит успешно сооружать скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями.

Оптимальным является буровой раствор № 8, имеющий параметры: плотность – 1,22 г/см3,

вязкость – 40 с, водоотдача 0 см3 за 30 мин, коэффициент трения – 0,06 (табл. 1). Предлагаемый раствор обладает очень высокими ингибирующими свойствами, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено

в лабораторных условиях (табл. 1) явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами- ингибиторами.

В предлагаемом растворе при оптимальном соотношении компонентов происходит синергетическое усиление эффективности ингибирующего, фильтрационного, смазочного, противоприхватного и противоизносного действия отдельных компонентов, при этом раствор сохраняет свои свойства при температуре до 80 °С.

Предложенный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет параметры: фильтрация раствора – 0 см3/ за 30 минут, липкость корки равна 0, коэффициент трения меньше 0,1, толщина корки меньше 0,5 мм, отношение масло/вода в % составляет

от 55/45 до 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 – 35–40 секунд, пластическая вязкость –20–40 м Па ∙ С, СНС 1/10 минут – 15–20/

20–30 дПа, содержание песка меньше 0,5%, содержание Са++ больше 16 000 мг/л, содержание Cl – больше 30 000 мг/л.

Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:

•             применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 метров с горизонтальным окончанием на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися  сланцами;

•             экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов раствора – комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;

•             предлагаемый состав нового раствора обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;

•             предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность;

предлагаемый раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок, при этом уменьшается риск дифференциальных прихватов, улучшается реологический профиль скоростей промывочной жидкости в кольцевом пространстве и повышается стабильность эмульсии. Все это способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины.

Постоянное дозирование реагента осуществлялось с помощью УДР-1,6 со средней расходной нормой 80 г/м3. Содержание СВБ до закачки бактерицида в промысловых средах системы нефтесбора, отобранных с кустов: 3, 4, 6, 9,

30, 32, составляло 1000–1 000 000 кл/см3.

При осуществлении контроля за биозараженностью промысловых сред в течение всего срока ОПИ установлена 100%-я эффективность действия бактерицида ФЛЭК-ИКБ-703 по  подавлению жизнедеятельности СВБ (в отобранных пробах промысловых сред СВБ отсутствовали), что согласно РД 39-3-973-83 и РД 03-00147275-067-2001

явилось положительным результатом.

В   настоящее время бактерицид ФЛЭК-ИКБ-703 промышленно закачивается в системе нефтесбора Каюмовского месторождения ООО «Юкатекс-Югра».

ЛИТЕРАТУРА / REFERENCES

1. Булатов А.И., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Бурение горизонтальных скважин: Справочное пособие. – Краснодар: Советская Кубань, 2008.

– 424 с.

2. Третьяк А.Я., Савенок О.В., Рыбальченко Ю.М. Буровые промывочные жидкости: учебное пособие ЮРГПУ (НПИ) им. М.И. Платова. – Новочеркасск, ЛИК, 2014. – 374 с.

3. Третьяк А.Я., Рыбальченко Ю.М., Бурда М.Л., Онофриенко С.А. Биополимерный высокоингиби- рующий буровой раствор для бурения наклонно- направленных и горизонтальных скважин//Время колтюбинга. – 2011. – № 2–3 (36). – С. 13–20.

4. Пеньков А.И. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам. ИКФ-Сервис. – Волгоград, 2000. – 139 с.

 

Источник —  «Время колтюбинга. Время ГРП» №57,  http://www.cttimes.org/

РАЗНОВИДНОСТИ ПРИХВАТОВ И ИХ ХАРАКТЕРНЫЕ ПРИЗНАКИ

Под прихватом следует понимать непредвиденный при соору­жении скважин процесс, характеризующийся потерей подвиж­ности колонны труб или скважинных приборов при приложении к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса проч­ности 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 в скважине;

3) вследствие желобообразования;

4) вследствие сальникообразования;

5) вследствие нарушения устойчивого состояния пород;

6) вследствие заклинивания колонн посторонними предме* тами;

7) вследствие заклинивания породоразрушающего инстру­мента;

8) вследствие нарушения режима промывки;

9) испытателей пластов при опробовании скважин в процес­се бурения.

Прихваты у стенки скважины под действием перепада дав­ления обычно происходят при наличии в стволе скважины про­ницаемых отложений (песчаников, известняков и т. п.), исполь­зовании в качестве промывочного агента глинистого раствора, действии перепада давления (между гидростатическим и пла­стовым), наличии прижимающей силы, обусловленной нормаль­ной составляющей веса труб, расположенных в зоне проницае­мых 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 уплотняю­щейся и принимающей на себя действие перепада давления. При возникновении этого вида прихватов циркуляция бурового раствора сохраняется.

Прихваты вследствие заклинивания низа колонн труб при­урочены к зонам сужения стволов скважин, вызванным сработ-

кой долот по диаметру в твердых породах, к интервалам резко­го изменения оси ствола скважины, а также к интервалам ин­тенсивного нарастания фильтрационных корок, осыпеобразова — ний и др. В большинстве случаев такие прихваты возникают при спуске инструмента и характеризуются его полной разгруз­кой. Иногда заклинивание низа колонн труб происходит вслед­ствие увеличения их жесткости.

Прихват в результате желобообразования характеризуется появлением мгновенных затяжек большой величины при подъе­ме инструмента. Попытки освободить инструмент дополнитель­ными 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 ос­новном, при разбуривании глинистых отложений или хорошо проницаемых пород, на которых формируется толстая фильтра­ционная корка. В этих условиях образованию сальников спо­собствуют: загрязненность ствола скважины выбуренной поро­дой при неудовлетворительной его промывке; плохая очистка промывочной жидкости от выбуренной породы и шлама; слипа­ние частиц породы и фильтрационных корок; спуск инструмен­та 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, ка­верн, желобов и т. п.; негерметичность бурильной колонны; за­грязнение приемных емкостей насосов. Циркуляция в этом слу­чае теряется частично или полностью.

Прихваты в результате нарушения устойчивого состояния по­род 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 пере­мятых, 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 не­которых случаях процесс обвалообразования является следст­вием поглощения промывочной жидкости со снижением уров­ня и противодавления в затрубном пространстве.

Основные причины обвалообразований и осыпей связаны е циклическими колебаниями гидродинамического давления в процессе проводки скважины, значительными величинами гори­зонтальной составляющей горного давления, несоответствием качества промывочной жидкости годно-геологическим условиям бурения скважин, длительным оставлением пробуренных интер-

валов без крепления обсадными колоннами. Проявления пласти­ческих течений пород (в основном соленосных отложений) обусловлены недостаточными противодавлениями, несоответст­вием типа промывочной жидкости составу пород, а также влия­нием процессов тепломассопереноса.

При заклинивании колонн посторонними предметами (упав­шими с устья скважины или находившимися в стволе и не про­являвшими себя ранее) прихваты, как правило, возникают мгно­венно, 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, вы­званные 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 при­чин подобных аварий — промоины в колонне бурильных труб, наличие которых хорошо прослеживается по снижению давле­ния и температуры в процессе циркуляции раствора. В ряде случаев (например, при использовании в качестве утяжелителя барита) наблюдается флокуляция и выпадение барита в оса­док, легко определяемые по повышению давления при восста­новлении циркуляции и промывке, а также по накоплению ба­ритового осадка в циркуляционной системе (желобах, емко­стях) .

Особую категорию составляют прихваты испытателей пла­стов при опробовании скважин в процессе бурения. Причины — прихват бурильных труб выше пакера в результате действия пе­репада давления, выпадение частиц породы, образовавшееся при разрушении подпакерной зоны и приводящее к «заклини­ванию» фильтра в случае интенсивного притока жидкости, вы­падение 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 воз­никновении прихватов. В природе одни и те же факторы и про­цессы могут вызывать различные виды прихватов. Так, при остановке колонн труб (например, при заклинивании в сужен­ных частях ствола или желобных выработках) начинается про­цесс прихвата вследствие действия перепада давления, а при прекращении циркуляции — осаждение частиц шлама, утяжели­теля и т. п.

Процессы, происходящие в скважине при прихвате инстру­мента, взаимосвязаны и осложняют явление, дополняя друг друга.

Ограничители шлангов высокого давления Whipsocks

Лучшее предохранительное устройство для шланга высокого давления.

Предотвратите несчастные случаи, травмы и смерть!   Это лучшие из доступных ограничителей для шлангов высокого давления, потому что стальные тканые чулки более надежно захватывают шланг на большей площади. Истирание и износ обычно происходят вблизи фитингов, что может привести к разрыву. Если это происходит в закрытой зоне, возникает дополнительная безопасность, которая никогда не была бы обеспечена при стандартной проверке хлыстом. Плетеная сталь также может помочь предотвратить истирание шланга под ним.

Эти Whipsocks не ограничиваются только воздушными шлангами, но могут использоваться в любых условиях, где используются шланги высокого давления, воздуха, воды, гидравлики, шлама и т. д. Ключевым моментом являются две точки крепления и длинная область захвата. Очевидно, что две точки крепления и скобы должны быть рассчитаны на применение.

Стандартные хлыстовые чеки допускают сильное хлыстовое хлыст, а двухплечевой хлыст удерживает шланг под полным контролем. Это может означать разницу между жизнью и смертью.

Безопасность превыше всего! Всегда используйте свое личное защитное снаряжение и убедитесь, что все оборудование проверено перед использованием.

Whipsock и Whipcheck

Краткие характеристики

9000 3

900 04 38,19″

90 004 93,31″

Номинальный размер Размер шланга	Наружный диаметр шланга	Общая длина	Прибл. Вес	Разрушение Прочность
3/8″	0,315 — 0,5512″ / 8-14 мм	15,75″	1#	2866 #
1/2 дюйма	0,5515–0,7874 дюйма  / 14–20 мм	21,65″	2#	2866 #
7/8″	0,7874 — 1,181″  /  20-30 мм	25,20″	2#	6173 #
1 дюйм	1,181–1,575 дюйма / 30–40 мм	34,25 дюйма	2#	6173#
1 1/4″	1,575 — 1,969″ / 40-50 мм	3#	6173 #
1 1/ 2″	1,969 — 2,362″ /  50-60 мм	49,21″	4#	6173 #
2 дюйма	2,362–2,756 дюйма / 60–70 мм	51,18 дюйма	5#	20 500 #
2 1/2″	2,756–3,346 дюйма 70–85 мм	53,15 дюйма	6#	20 500 #
9 0017 3 дюйма	3,346–3,937 дюйма / 85–100 мм	72,44 дюйма	7 #	27 120 #
3 1/2 дюйма	3,937–4,724 дюйма / 100–120 мм	72,05 дюйма	9#	27,560 #
4 дюйма	4,724 — 5,512 дюйма / 120–140 мм	86,61 дюйма	11#	35,270 #
6″	5,512 — 7,087″ / 140-180 мм	17#	35,270 #

перед установкой фитингов.

Ниже приведены некоторые методы монтажа. Наиболее важным аспектом является то, что точка крепления должна быть достаточно прочной, чтобы выдержать усилие в случае отказа фитинга.

Безопасность воздушного шланга

Министерство труда США Управление по безопасности и гигиене труда в горнодобывающей промышленности 30CFR 56/57.13021 Соединение высокого давления (100 фунтов на квадратный дюйм и выше) гласит: использоваться в местах соединения с машинами шлангопроводов высокого давления с внутренним диаметром 3/4 дюйма и более, а также между шлангопроводами высокого давления с внутренним диаметром 3/4 дюйма или более, где нарушение соединения может создать опасность.

Все шланги высокого давления в сборе следует рассматривать как потенциально опасные. Пользователь несет ответственность за определение области применения и особых условий, которым должен соответствовать рукав в сборе.

Перед использованием любого шланга высокого давления соблюдайте следующие меры предосторожности:

• 1. Убедитесь, что все шланги, фитинги и предохранительные устройства рассчитаны на соответствие конкретным требованиям, и осмотрите все элементы, чтобы убедиться, что они в надлежащем состоянии. порядок работы.
• 2. Убедитесь, что все соединения правильно подобраны. (Не используйте несоответствующие муфты.) Дважды проверьте крутящий момент на зажимах. Убедитесь, что фитинги и хомуты не изношены. Никогда не предполагайте, что фитинги были установлены правильно; проверьте сами.
• 3. Используйте качественные предохранительные устройства для предотвращения биения в случае сбоя соединения.
• 4. На шланге не должно быть масла и смазки, чтобы предотвратить износ. Держите шланг подальше от предметов, которые могут вызвать истирание.
• 5. Перед подачей давления убедитесь, что все муфты надежно закреплены, а предохранительные устройства установлены.
• 6. Прежде всего, НИКОГДА, НИКОГДА, НИКОГДА не разъединяйте муфту, находящуюся под давлением. Перед отсоединением обязательно убедитесь, что давление снято. Держите защитное устройство на месте!
• 7. Убедитесь, что весь персонал осведомлен об опасностях и надлежащим образом обучен использованию оборудования.

Ниже приведены некоторые инциденты, которые можно было бы предотвратить, используя соответствующий Whipsock.

• 1. Помощник бурильщика-разведчика получил удар по голове шлангом сжатого воздуха большого диаметра, который сорвал фитинг на циклоне/пробоотборнике. Он получил серьезные травмы головы, которые оказались смертельными. Воздушный шланг удерживался хомутом на фитинге без ограничительной цепи или ремня, чтобы шланг не болтался.
• 2. Бурильщик, работавший на разведочной установке, был поражен верхней правой частью тела и руки воздушным шлангом циклона/пробоотборника диаметром 3 дюйма, который сорвал его фитинг над рабочей платформой бурильщика. Он получил серьезные травмы ребер и правого легкого, а также сильно раздробил правую руку, которую пришлось ампутировать. Воздушный шланг удерживался на фитинге кулачковым хомутом с 4 болтами. Шланг в сборе был оснащен коммерчески изготовленным хлыстовым замком с использованием проволочного троса диаметром 6 мм, который вышел из строя.
  Испытания показали, что 6-мм хлыстовая проверка не удалась при 2320#, тогда как 8-мм хлыстовая проверка не удалась при 15800#. Наш 3-дюймовый Whipsock имеет прочность на разрыв 27 000#.
• 3. Вращающийся шланг высокого давления с верхним приводом разорвался под давлением 3000 psi. Шланг упал на пол буровой и сбил рабочего с ног. Он серьезно не пострадал, хотя инцидент мог быть потенциально серьезным.
  ПРИЧИНЫ ЭТОГО: Шланг был рассчитан на рабочее давление 5000 фунтов на квадратный дюйм. Расследование после инцидента показало, что удерживающие зажимы безопасности были неправильно размещены вокруг желтых маркерных полос с надписью «Защитный зажим здесь». Вместо этого хомуты были размещены ближе к резьбовому штуцеру, где диаметр шланга больше.
  В данном случае шланг разорвался, когда он вылетел из наконечника. Поскольку предохранительный хомут находился в неправильном положении, он не удерживал должным образом шланг, полностью проходящий через него. Кроме того, было обнаружено, что предохранительные хомуты слишком велики, чтобы зажать шланг меньшего диаметра под наконечником.
  Использование нашего Whipsock обеспечило бы более длинную и гибкую область захвата для шлангов разного диаметра.

• 4. Двое рабочих заметили, что соединение бычьего шланга (гибкий шланг между двумя жесткими трубами) было неправильно подсоединено. Они не знали, что система находится под давлением, когда пытались ее починить. В результате один был убит, а другой тяжело ранен.
  Если бы наш носок с 4 отверстиями был на месте, биение можно было бы устранить, но, прежде всего, абсолютно необходимо убедиться в отсутствии давления в линиях и использовать надлежащие процедуры блокировки.

Четырехглазый отводной отвод
Доступен по индивидуальному заказу в соответствии с вашими потребностями

• Буровая бригада прикрепила шланг к буровому насосу, у которого не было идентичного фитинга (резьба немного отличалась, как и номинальное давление). При 2000 фунтов на квадратный дюйм муфта вышла из строя. К счастью, в это время возле бурового насоса никого не было.
  Из-за высокого давления у нашего Whipsock больше шансов на успех, чем у стандартной проверки, это также указывает на важность правильного соединения.

В штатах отсутствуют правила утилизации радиоактивных отходов бурения — High Country News — Know the West

Загрязнение

В процессе добычи нефти и природного газа образуются побочные продукты, которые иногда приводят к неприятным последствиям: соленые сточные воды, которые могут убить растения и сделать сельскохозяйственные угодья бесплодными; буровой раствор и шлам на масляной основе, которые могут быть токсичными для рыб; и радиоактивный шлам, который отфильтровывается из сточных вод и накапливается внутри резервуаров и другого оборудования.

Как сообщил в прошлом году HCN , только в Северной Дакоте нефтегазовые операции штата производят около 70 тонн радиоактивных отходов в день. Поскольку отходы часто слишком радиоактивны, чтобы их можно было захоранивать на свалках, их иногда сбрасывают нелегально, создавая опасность для здоровья и окружающей среды. Федеральный надзор за такими отходами отсутствует; эта работа оставлена ​​на усмотрение штатов, многие из которых не имеют никаких правил обращения с ней и ее утилизации.

Теперь Западная организация советов по ресурсам подготовила отчет под названием «Нет времени терять», в котором подробно описывается нормативно-правовая ситуация в шести западных штатах: Колорадо, Айдахо, Монтана, Северная Дакота, Южная Дакота и Вайоминг. В отчете содержится призыв к федеральному регулированию радиоактивных отходов нефти и газа и более строгим и всеобъемлющим государственным стандартам. «Без тщательного, строгого и эффективного регулирования этого потока отходов западные сообщества остаются уязвимыми для серьезного воздействия на здоровье и окружающую среду», — заявил Боб Лереш, председатель WORC из Клирмонта, штат Вайоминг, в пресс-релизе, сопровождающем отчет.

Мешки, полные носков радиоактивного масляного фильтра, сеток, которые пропускают жидкости в процессе добычи нефти, сложены в заброшенном здании в Нунане, Северная Дакота, март 2014 г.

Департамент здравоохранения Северной Дакоты

Радиоактивные отходы нефти и газа образуются в основном в результате гидроразрыва пласта, что может привести к возврату нагнетаемой воды на поверхность вместе с природными радиоактивными материалами из-под земли. Эта вода фильтруется через «фильтрующие носки», которые также становятся радиоактивными. По данным Агентства по охране окружающей среды, радиоактивность, выделяемая при бурении, является низкой и состоит из радия-226, радия-228 и газообразного радона. «Радон выбрасывается в атмосферу, а пластовая вода и грязь, содержащие радий, помещаются в пруды или ямы для испарения, повторного использования или восстановления».

Радий может загрязнять питьевую воду и накапливаться в окружающей среде, в конечном итоге попадая в домашний скот, рыбу и продовольственные культуры. При попадании в организм радий может вызвать проблемы со здоровьем, в том числе рак. Между тем, сама пластовая вода иногда доставляется на очистные сооружения, которые не оборудованы для обработки радиоактивности, и полученная вода, часто далекая от соответствия федеральным стандартам питьевой воды, сбрасывается в реки.

Грузовик проезжает перед газовой скважиной в округе Маккензи к западу от Уотфорд-Сити, Северная Дакота.

Пользователь Flickr Тим Эвансон

Вот краткая информация о том, как обращаются с твердыми радиоактивными отходами в каждом из этих штатов, согласно WORC. «TENORM» означает «технологически усовершенствованные природные радиоактивные материалы», определяемые как любые радиоактивные материалы, подвергшиеся воздействию или сконцентрированные в результате нефтегазовых операций.

Колорадо :

• Нет официальных правил для TENORM.
• Предпринята попытка пересмотреть временную политику TENORM от 2007 г. для всех отраслей, но в 2014 г. процесс застопорился.
• Имеет один объект, который может обрабатывать отходы TENORM с самым высоким уровнем радиоактивности (2000 пикокюри на грамм), который принимает отходы из Баккена, Южной Дакоты, Вайоминга, Небраски, Канзаса и Нью-Мексико.

Айдахо :

• Есть правила TENORM, но в них не указан предел радиоактивности.
• Имеет одно из крупнейших коммерческих предприятий по переработке радиоактивных отходов на Западе (которое принимает отходы до 1500 пикокюри на грамм) — принимает отходы со всей страны, даже из Пенсильвании.

Монтана :

• Штат работает над формальными правилами утилизации TENORM, которые должны появиться в 2016 году.
• Имеет специальную установку для отходов нефтепромыслов, которая принимает отходы до 30 пикокюри на грамм, что является ближайшим и наиболее удобным вариантом для утилизации отходов Bakken. Операторы в восточной Монтане пытаются открыть аналогичные объекты.

Северная Дакота :

• Новые правила, которые еще предстоит утвердить, повышают предел радиоактивности для отходов TENORM с 5 до 50 пикокюри на грамм. В некоторых отношениях правила более агрессивны, например, создание системы отслеживания для всех нагрузок TENORM, но они не могут усилить слабые протоколы проверки и обеспечения соблюдения.
• Свалки по всему штату в прошлом году отказались от 63 партий отходов TENORM, радиоактивность которых превысила предельные значения. Многие из этих грузов затем были вывезены грузовиками из штата на другие объекты или незаконно сброшены в другом месте.

Южная Дакота :

• Имеет низкий предел радиоактивности для захоронения твердых отходов (5 пикокюри на грамм), но не имеет других правил, касающихся отходов нефти и газа.

Вайоминг :

• Не регулирует утилизацию отходов TENORM и не устанавливает предельные значения радиоактивности.

Отчет завершается несколькими страницами рекомендаций по федеральному законодательству и законодательству штата, выдаче разрешений, предельным значениям радиоактивности, проектированию объектов обращения с отходами, размещению и эксплуатации, отслеживанию и отчетности, инспекциям и безопасности работников.

Изменения правил Северной Дакоты, говорят сторонники, помогут нефтегазовой промышленности в этом штате, где падающие цены на нефть подталкивают компании к тому, чтобы выяснить, как сократить расходы. Государственные регулирующие органы говорят, что увеличение пределов радиоактивности сэкономит производителям не менее 120 миллионов долларов в год, поскольку им больше не придется вывозить столько грузов за пределы штата для утилизации.

Этот аргумент не пользуется большой популярностью среди экологических групп. «Когда начался нефтяной бум в Баккене, нефтяная промышленность знала, что будет производить радиоактивные отходы, и знала, что от них требуется делать.