Причини виникнення прихопивши
І. П. Пустовойтенко
Основні
причини прихопивши бурильної колони в свердловині наступні.
1.
Тривале знаходження бурильної колони в нерухомому положенні в свердловині,
заповненої глинистим розчином (що не відповідає умовам буріння), що
буває викликано урвищем редукторні ланцюгів, поганим станом акумуляторів для
запуску дизелів, ремонтом нагнітальному лінії і головним чином - зміною
прокладок у місцях з'єднання її секцій, ремонтом насосів і т. д. Щоб
попередити виникнення таких аварій, необхідно повідомляти бурильної колоні
періодичне рух в осьовому напрямку (вгору і вниз). Обертання бурильної
колони без підйому її на деяку висоту і спуску не виключає виникнення
прихопив.
2.
Низька якість глинистого розчину, що сприяє відкладенню товстої
глинистої корки на стінках свердловини, а також наявність сальників.
3.
Промиву в бурильної колоні.
4.
Заклинювання доліт в нерасшіренних або в звужених зонах стовбура і посадка
колони в шлам.
5.
Обвали порід, викликані наявністю в розрізі порід, схильних до обвалів
(аргілітів, сланцевих глин і т. д.), або технічними причинами, наприклад
тривалим бурінням свердловини з низькою механічною швидкістю проходки,
тривалими простоями, великий Водовіддача промивної рідини, спуском
обсадної колони в інтервалі залягання нестійких порід і т. д.
6.
Заклинювання колони бурильних труб в жолобах стовбура свердловини.
Різні
дослідники пояснюють прихопи по-різному. Так, Н. І. Шацов вважав [45], що
"... основною причиною прихопи інструменту є утворення товстої і
липкою глинистої корки на стінках свердловини, коли навіть при короткочасному
припинення буріння або обертання бурильної колони відбувається сильне
прилипання інструментаЕ ".
Ф.
А. Дадішдаміров і А. А. Шамс [10а] в результаті дослідів дійшли висновку, що
одними з основних причин прихопи бурильної колони є гідростатичний
тиск, і щільне прилягання якоїсь частини бурильної колони до стінки
свердловини.
С.
Ю. Жуховіцкій і А. П. Войцеховський головною причиною прихопи вважають вплив
перепаду, який існує між тиском глинистого розчину, що знаходиться в
стовбурі свердловини, і пластової рідиною. За їхніми даними, величина зусиль,
необхідних для зсуву бурильної колони, притиснутою до стінок свердловини
перепадом тиску (вірніше, складовою цього перепаду), досягає 50% і більше
від величини перепаду і в абсолютних значеннях дорівнює десяткам кг/см2.
В.
С. Федоров та М. М. Александров вважають [41], що крім прихопивши бурильних
колон під впливом перепаду тиску, вони можуть відбуватися і в результаті
безпосереднього впливу повної величини гідростатичного тиску. В їх
роботі викладено аналітичний метод кількісної оцінки притискає сили в
умовах свердловини, коли вирішальну роль відіграє повна величина гідростатичного
тиску і коли діє перепад тиску (рскв> РПЛ) У роботі цих
дослідників наведено також порівняння притискуючу сил від дії перепаду
тиску, від повної величини гідростатичного тиску і від ваги бурильної
колони. У результаті порівняння автори зробили такі висновки:
1)
притискали сили від ваги бурильної колони і від повної величини
гідростатичного тиску залежать не тільки від граничних умов, а й від
форми ділянки;
2)
притискає сила, зумовлена перепадом тисків, від форми ділянки не
залежить;
3)
притискає сила від ваги колони може в десятки разів перевищувати величину
нормальної складової ваги труб в межах даної ділянки і, по всій
ймовірно, в окремих випадках може притиснути колону до стінки свердловини і
сприяти прояву притискає ефекту від гідростатичного тиску;
4)
порядок величин притискуючу сил як при дії повної величини
гідростатичного тиску, так і у випадку, коли діє перепад тисків,
такий, що спроби вирвати прихоплених колону безпосереднім додатком
зусилля до колони приречені на невдачу;
5)
хоча притискає сила від ваги колони мала в порівнянні з двома іншими видами
притискуючу сил, облік її необхідний не тільки для виділення інтервалів, небезпечних
в сенсі прихопи від повного гідростатичного тиску, але і для оцінки зусилля,
який буде потрібно для визволення бурильної колони після зняття перепаду
тисків (тобто після промивання свердловини водою або нафтою).
Як
видно з викладеного, в даний час немає єдиної думки про причини прихопи
бурильної колони. Над отриманням правильного уявлення про причини
прихопивши працюють багато дослідників. Безперечно одне, що неякісний
глинистий розчин в свердловині є головною небезпекою, яка при-водить до
прихопив. Тому ведуться посилені роботи зі створення безгліністих промивальних
рідин, що відповідають вимогам проходки свердловин без прихопивши. Значні
досягнення хімії за останні роки, очевидно, дозволять створити такий розчин.
Роботи
перерахованих дослідників підтверджують нашу думку про те, що при прихопи
нераціонально ходити бурильної колони понад 1 ч. Тим більше
недоцільно ходити прихоплених бурильні колону з навантаженнями,
перевищували її вагу на 15 - 20 т. Особливо це відноситься до свердловин, де в
розрізі зустрічаються каверни і діаметр свердловини перевищує діаметр бурильної
колони на 100 мм
і більше. Каверни й велика різниця між діаметрами свердловини і бурильної
колони створюють умови для збільшення амплітуди вигину колони і освіти
різкого перегину на одній з ділянок її. Наступні різкі стиснення та
розтягування бурильної колони при розсаджування призводять до обриву її в цьому
місці.
Список літератури
Для
підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://masters.donntu.edu.ua
