Прихваты бурильного инструмента

С. В. Каменских









        ПРИХВАТЫ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА


Монография





















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2023

УДК 622.24
ББК 33.13
    К18


Рецензенты:
главный редактор научно-технического журнала «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» (Москва), доктор технических наук, профессор
Близнюков Владимир Юрьевич;
профессор кафедры бурения ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет» (Ухта), кандидат технических наук, профессор
Уляшева Надежда Михайловна





    Каменских, С. В.
К18 Прихваты бурильного инструмента : монография / С. В. Каменских. -Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 120 с. : ил., табл.
          ISBN 978-5-9729-1453-1

          Проанализированы аварийность и опыт ликвидации прихватов; проведены эксперименты и установлены основные причины их возникновения с обоснованием методов исследований; сформулированы основные требования к буровым растворам; представлены основные методы ликвидации и технологические расчеты.
          Для научных и инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности, преподавателей, аспирантов и студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело» и специальности «Бурение скважин».

УДК 622.24
                                                            ББК 33.13








ISBN 978-5-9729-1453-1

     © Каменских С. В., 2023
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2023
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2023

ОГЛАВЛЕНИЕ


СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ................................... 4
ВВЕДЕНИЕ..................................................... 6
1. АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН...............7
    1.1. Аварийность на буровых предприятиях..................7
    1.2. Прихваты бурильного инструмента.....................17
    1.3. Опытликвидации прихватов............................35
       1.3.1. Усинскоеместорождение......................... 37
       1.3.2. Харьягинское месторождение.....................38
2. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ................42
    2.1. Определение момента страгивания (коэффициента прихвата).42
    2.2. Исследование адгезионных свойств буровых растворов. 43
    2.3. Изучение смазывающей способности буровых растворов и химических реагентов...............................47
    2.4. Оценка коэффициента трения фильтрационной корки.... 49
3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХПРИХВАТОВ................................... 51
4. МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ..................93
    4.1. Определение верхней границы прихвата............... 93
    4.2. Ликвидация прихватов с помощью ударных механизмов...95
    4.3. Установка жидкостных ванн для ликвидации прихватов...... 99
    4.4. Использование пакера для ликвидации прихватов.. 104
    4.5. Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов....... 107
ЗАКЛЮЧЕНИЕ................................................. 114
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК....................................115

3

СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ


АБТ - алюминиевые бурильные трубы;
АВПД - аномально высокое пластовое давление;
АКЦ - акустическая цементометрия;
АНПД - аномально низкое пластовое давление;
АООТ - акционерное общество открытого типа;
БК - буровая компания;
БУ - буровая установка;
ВНИИБТ - Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники;
ВУК - возбудитель упругих колебаний;
ГИВ - гидравлический индикатор веса;
ГИС - гидроимпульсный способ;
ГКЖ - гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость;
ГНВП - газонефтеводопроявление;
ГПАА - гидролизованный полиакриламид;
ГС - горизонтальная скважина;
ГТИ - геолого-технологические исследования;
ГТН - геолого-технический наряд;
ГУМ - гидравлический ударный механизм;
ДЗУ - дроссельно-запорное устройство;
ДКК - дикарбоновые кислоты;
ДНС - динамическое напряжение сдвига;
КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза;
КНБК - компоновка низа бурильной колонны;
КССБ - конденсированная сульфит-спиртовая барда;
КЧНР - контакт черный нейтрализованный рафинированный;
МК - мраморная крошка;
НАО - Ненецкий автономный округ;
НГК - нефтегазовый комплекс;
НИИ - научно-исследовательский институт;
НИПИ - научно-исследовательский проектный институт;
НК - нефтяная компания;
ННС - наклонно-направленная скважина;
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;
НПО - научно-производственное объединение;
ОАО - открытое акционерное общество;

4

ОГИС - обратный гидроимпульсный способ;
ООО - общество с ограниченной ответственностью;
ПАА - полиакриламид;
ПАВ - поверхностно-активные вещества;
ПГИС - прямой гидроимпульсный способ;
РЖС - рыбожировая смазка;
РК - Республика Коми;
РУО - раствор на углеводородной основе;
РФ - Российская Федерация;
СБТ - стальные бурильные трубы;
СГ - смесь гудронов;
СЖК - синтетические жирные кислоты;
СМАД - смазывающая активная добавка (окисленный петролатум);
СНС - статическое напряжение сдвига;
СПО - спуско-подъемные операции;
ССБ - сульфитно-спиртовая барда;
США - Соединенные Штаты Америки;
ТБ - техника безопасности;
ТБВК - трубы бурильные с высаженными внутрь концами с коническим стабилизирующим пояском;
ТДШ - торпеды из детонирующего шнура;
ТК - торпеды кумулятивные;
ТПНГП - Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция;
ТПФН - триполифосфат натрия;
УБТ - утяжеленные бурильные трубы;
УГНТУ - Уфимский государственный нефтяной технический университет;
УГТУ - Ухтинский государственный технический университет;
УИИ - Ухтинский индустриальный институт;
УМ - ударный механизм;
УЩР - углещелочной реагент;
ФГБОУ ВО - федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования;
ФК - фосфатидный концентрат;
ЦА - цементировочный агрегат;
ЦБПО - центральная база производственного обслуживания;
ШМУ - шламометаллоуловитель;
ЭС - электростабильность.

5

ВВЕДЕНИЕ


     При несвоевременной или неправильной ликвидации осложнения переходят в аварии. Изучению аварийности в бурении посвящены работы большого числа отечественных и зарубежных ученых и практических работников, которые позволили классифицировать аварии по видам, выяснить и систематизировать причины их возникновения, основные методы профилактики и ликвидации. Несмотря на многолетние и многочисленные исследования, аварийность на буровых предприятиях продолжает занимать до 10-15 % общего баланса календарного времени строительства скважин, что, естественно, значительно ухудшает технико-экономические показатели их проводки. Одним из наиболее часто встречающихся и трудоемких видов аварий являются прихваты бурильного инструмента, в том числе и дифференциальные. В результате буровые компании ежегодно несут значительные убытки, связанные с дополнительными затратами времени и материальных ресурсов на ликвидацию прихватов бурильного инструмента (потеря части бурильной колонны и ствола скважины, необходимость бурения боковых стволов, установка жидкостных ванн и др.).
     Поэтому исследование процесса прихватообразования и разработка эффективных методов предупреждения и ликвидации прихватов является актуальной задачей.
     В монографии предложена классификация прихватов; обоснованы методы их исследования; изучены и проанализированы основные причины возникновения с целью разработки эффективных решений по их профилактике для безаварийной проводки нефтяных и газовых скважин; сформулированы основные требования к буровым растворам; представлены основные методы ликвидации и технологические расчеты для их реализации в промысловых условиях.
     Настоящая работа выполнена на кафедре бурения ФГБОУ ВО «Ухтинского государственного технического университета» и включает четыре главы. Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам кафедры бурения за оказанную помощь в работе над монографией.

6

1. АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН


1.1. Аварийность на буровых предприятиях


      Одной из основных причин возникновения аварий является несвоевременная или неправильная ликвидация осложнений. Под аварией понимается остановка непрерывного технико-технологического цикла строительства скважины, вызванная потерей поперечной и продольной подвижности бурильного инструмента или его поломкой с оставлением в стволе скважины его элементов, а также различного инструмента и оборудования, для извлечения которых требуется проведение специальных ловильных работ. Понятно, что аварии не регламентируются и не предусмотрены техническими проектами на строитель

ство скважин.
      В начальный период развития буровых работ организованная система профилактики и предупреждения аварий отсутствовала. С развитием опыта и технологий разведочные экспедиции, буровые предприятия и компании стали

создавать специальные структуры, которые стали заниматься предупреждением и ликвидацией аварий и брака в бурении.
     В период бурного развития буровых работ как в РФ, так и за рубежом наметилась тенденция к увеличению глубин бурения и протяженности стволов скважин, в результате чего был отмечен рост числа осложнений, а, следовательно, и количества аварий. Например, по данным И. П. Пустовойтенко [25] на 1000 м проходки при бурении в интервале 0-2500 м приходилось всего

1,5— 3,0 % аварий, а на глубинах более 5000 м - до 56 %, т. е. в среднем более

чем в 20 раз. Поэтому исследование и снижение аварийности при строительстве

скважин, несомненно, является актуальной задачей.
     Аварийность на буровых предприятиях и компаниях в обязательном порядке учитывается и указывается в годовых отчетах и общепризнанно оценива

ется с помощью следующих показателей.

     1) Коэффициент аварийности (число аварий на 1000 м проходки):

Kₐ

1000•A


(1.1)

H г

где А - число аварий за исследуемый период (обычно за год); Нг - проходка за исследуемый период (обычно за год), м.
     2)  Коэффициент тяжести аварий (среднее время ликвидации 1 аварии):
T T
K = T,                            (I.²)
A

7

где Та — потери времени на ликвидацию аварий (обычно за год), ч.

     3)  Потери времени на 1000 м проходки (ч):

T ₌ 1000 ■ та п H г

      4)  Потери условной проходки из-за аварий (м):
                                        Т
На - Нг ■ -- , Т
где Тк — календарное время бурения скважин (обычно за год), ч.
      5)  Процент аварийного времени (%):
„ Т
П - -■- 400 %. а т

      6)  Убытки от аварий (руб.):
С - С ■ Та,

(1.3)


(1.4)



(1.5)


(1.6)

где Сч — стоимость 1 часа аварийных работ, руб.
      Изучению аварийности в бурении посвящены работы большого числа исследователей: С. С. Айвазова, А. П. Войцеховского, М. А. Галимова, С. С. Григоряна, М. А. Мыслюка, И. П. Пустовойтенко, А. К. Самотоя, А. П. Сельващу-ка, В. Г. Ясова и др. Проведенные исследования позволили классифицировать аварии по видам (группам), выяснить и систематизировать причины их возникновения, основные методы предупреждения и ликвидации. Одним из первых в 70-80-х годах прошлого столетия на основании практического опыта бурения и проведенных исследований И. П. Пустовойтенко [25] и ряд других ученых классифицировали аварии на буровых предприятиях следующим образом (в порядке убывания по частоте встречаемости):
      1) аварии с элементами колонны бурильных труб;
      2) прихваты бурильного инструмента;
      3) аварии с долотами;
      4) аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки;
      5) аварии из-за неудачного цементирования;
      6) аварии с забойными двигателями;
      7) падение в скважину посторонних предметов;
      8) прочие аварии.
      В качестве основных причин возникновения аварий И. П. Пустовойтенко [25] и ряд его современников выделяют следующие:
      -       нарушение исполнителями работ требований технологии бурения и эксплуатации бурового оборудования и бурильных инструментов (95 %);
      -      брак бурового инструмента, механизмов и оборудования (3-5 %);

8

     -       непредвиденные обстоятельства (ГНВП, АВПД, АНПД, вскрытие сильно трещиноватых пластов, текучих пород и пр.);
     -       несовершенство технических проектов, а также конструкции инструментов и оборудования, несмотря на их качественное изготовление.
     Первые две причины автор [25] считает основными, третью и четвертую -не значительными, занимающими небольшой процент (менее 2 %). В целом, И. П. Пустовойтенко считает, что причину аварий необходимо искать, прежде всего, внутри предприятия, в организации работы по строительству скважины и обеспечения буровой всем необходимым для бурения, в беспечности и пассивности исполнителей к порученной работе и соблюдению требований проектов и инструкций.
     О. А. Щепетов [31] выделяет следующие основные причины аварий: технические, технологические, организационные и геологические.
     По данным В. Г. Абатурова изучение аварий, методов их предупреждения и ликвидации является актуальной проблемой для Западной Сибири. Например, анализ отчетов буровых предприятий Тюменской области за 1976-1990 гг. (по данным В. Г. Абатурова) показал, что при бурении эксплуатационных скважин коэффициент аварийности составлял около 0,022, а коэффициент тяжести -210 часов. В экспедициях концерна «Тюменьгеология» в этот же период при бурении разведочных скважин коэффициент аварийности составлял 0,077, т. е. в 3,5 раза больше, чем при эксплуатационном бурении. Коэффициент тяжести в среднем равен 630 часам и в 3 раза превышает соответствующий показатель эксплуатационного бурения. В целом, по концерну «Тюменьгеология» на ликвидацию аварий в течение года затрачивалось 88 тысяч часов. Общие потери проходки от аварий за год составили 67,3 тысячи метров, т. е. примерно 22 разведочные скважины глубиной 3000 м не были построены.
     Распределение аварий по видам при строительстве эксплуатационных скважин в Тюменской области за период с 1976 по 1985 гг. представлено в таблице 1.1, из которой видно, что прихваты (35,1-45,0 %) являлись наиболее распространенным видом аварий. По мнению В. Г. Абатурова, главной причиной роста этого вида аварий является недостаточная профессиональная подготовленность значительной части буровых мастеров, технологов и бурильщиков. Кроме этого, из-за увеличения объемов эксплуатационного бурения в Тюмени в 5 раз за период с 1976 до 1985 гг. произошло значительное увеличение числа буровых бригад, привлеченных из других регионов страны, не имеющих опыта работы на месторождениях Западной Сибири. Также из таблицы 1.1 видно, что значительное число аварий в Тюменской области за указанный период допуще


9

но с обсадными колоннами (26,3-30,5 %), с элементами бурильных колонн (9,0-14,9 %) и прочих аварий (7,6-10,3 %).


Таблица 1.1 - Распределение аварий по видам в Тюменской области при эксплуатационном бурении

 №                                            Количество аварий /    
п/п               Виды аварий                    процент аварий      
                                             1976-80 гг. 1981-85 гг.
1   Прихват бурильных и обсадных колонн       184/35,1    286/45,0  
2   Аварии с обсадными колоннами              160/30,5    167/26,3  
3   Аварии с элементами бурильной колонны      78/14,9     57/9,0   
4   Прочие аварии                              54/10,3     48/7,6   
5   Аварии с забойными двигателями             33/6,3      35/5,5   
6   Аварии с долотами                          13/2,5      17/2,7   
7   Аварии из-за неудачного цементирования       ---       13/2,0   
8   Падение в скважину посторонних предметов    2/0,4      12/1,9   
    Всего аварий                               524/100     635/100  

     По данным Ф. А. Абубакирова при работе на объектах ООО «Башнефть-Добыча» в2011 г. произошли следующие виды аварий:
     -  прихваты бурильного инструмента - 47 %;
     -  оставление шарошек долота на забое - 30 %;
     -  слом (отворот) бурильного инструмента и элементов КНБК - 23 %.
     Основными причинами аварий на месторождениях Башкортостана по данным Ф. А. Абубакирова, являются:
     -  низкий уровень технологической дисциплины;
     -        изношенность парка бурового оборудования, бурильного инструмента, циркуляционных систем и блоков очистки бурового раствора;
     -  использование долот низкого качества;
     -  низкая квалификация бурового персонала компании-подрядчика.
     Для профилактики подобных аварий в ООО «Башнефть-Добыча» усилили контроль за технологией бурения, провели модернизацию систем очистки бурового раствора и обновили парк бурового оборудования и бурильного инструмента. Дополнительно провели работу по обучению и повышению квалификации специалистов. К другим методам профилактики аварий на месторождениях Башкортостана следует отнести:
     -        паспортизацию всех элементов КНБК с указанием износа, времени наработки и сроков дефектоскопии;

10

     -       исключение оставления бурильного инструмента без движения (более трех минут) при прохождении проницаемых интервалов, склонных к прихвато-образованию;
     -       проведение мероприятий по своевременному выявлению и замене изношенного бурового оборудования;
     -       учет осложнений при строительстве скважин (осыпи, обвалы пород, поглощения и проявления, влияющие на реологические параметры растворов);
     -       прокачка вязкоупругих смесей при снижении или прекращении выноса шлама на поверхность;
     -       обеспечение резервными емкостями буровых с целью создания запаса технологических жидкостей.
     Успешность (эффективность) методов ликвидации прихватов, аварий с долотами и элементами бурильной колонны на месторождениях Башкортостана составила 84, 100 и 94 % соответственно. Более низкая эффективность методов ликвидации прихватов и аварий с бурильной колонной связана с неоперативными (замедленными) действиями бурового подрядчика по организации завоза кислоты или нефти на скважину и отсутствием на буровых необходимых типоразмеров аварийного инструмента. В настоящее время проблема прихватообразования бурильного инструмента по данным Ф. А. Абубакирова решается своевременной установкой нефтяных или кислотных ванн. При отсутствии результата проводятся работы по отвороту или торпедированию бурильных труб с последующей установкой цементного моста и зарезкой бокового ствола. Аварии с оставлением элементов КНБК в скважинах ликвидируются в основном с использованием ловильного инструмента отечественного производства.
     Анализ аварий, которые произошли при строительстве скважин на площадях и месторождениях севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП) в нефтегазоразведочных экспедициях, буровых предприятиях и компаниях, позволил с использованием зависимостей (1.1)-(1.5) оценить показатели аварийности за период с 1971 по 2013 гг. (таблица 1.2) [14]. В анализе за период с 1971 по 1995 гг. использованы фактические показатели аварийности при строительстве поисковых и разведочных скважин, а за период с 1995 по 2013 гг. проанализирована аварийность при эксплуатационном бурении [14].
     Коэффициент аварийности (таблица 1.2) с 1971 по 1990 год значительно снизился с 0,542 до 0,078, что связано со стабильным развитием техники и технологии бурения в этот период (появление новых, усовершенствованных и более надежных типов и конструкций забойных двигателей, долот, буровых установок, бурильных и обсадных труб, новейших рецептур буровых растворов и


11