г) Комбіновані способи. Наприклад, сполучення фізико-хімічного впливу з механічним і т.п.

У цілому способи подолання (ліквідації) прихвату розподілені на чотири групи: установка рідинних ванн, механічні і гідравлічні способи, обуріння труб кільцевими фрезами, буріння бічного стовбура.

Розходження колони труб і відбиття її ротором є природним, простим і оперативним способом, що в окремих найбільш легких ситуаціях навіть дозволяє ліквідувати прихват. Максимальне зусилля натягу бурильної колони визначають по найбільш слабкому перетині. До початку розходження необхідно перевірити індикатор ваги, талеву систему, лебідку, вишку, фундамент і вузли кріплення.

Відбиття ротором, тобто закручування бурильної колони ротором, є більш небезпечною операцією, тому що необхідно попередити нерегульоване зворотне обертання бурильної колони, небезпечне коливанням і самовідворотом і інше.

Розходження інструменту можна проводити в різних режимах, а саме, у пульсуючому і знакозмінному. До першого випадку при натягу і посадці (розвантаженню) инструменту змінюється тільки величина зусилля, що діє на колону в зоні прихвату, а напрямок дії сили і відповідна їй напруга в трубах (розтягнення чи стиску) не змінюється. При реалізації другого режиму змінюється обидва показники.

Розходження і відбиття ротором застосовують перш за все при диференціальному прихваті, внаслідок утворення сальника і заклинювання в попереченій частині стовбура. Якщо прихват відбувся через обвали, осідання шламу, твердої фази в жолобній виробітці, розходження не дає позитивних результатів. У цих випадках розходження з профілактичною метою ведуть з навантаженнями на гаку, що не перевищують ваги її вільної частини (пульсуючий режим).

При диференціальному прихваті рекомендується розходження і відбиття ротором вести з максимально можливими навантаженнями протягом 30 хвилин. При відсутності результату необхідно перейти на пульсуючий режим з нагрузками не перевищуючими 15% від ваги вільної частини инструменту щоб не допускати поширення прихвату нагору від початкової зони. Розходження повинно бути безупинне.

При звільненні інструменту, прихваченого через утворення сальника, треба остерігатися ущільнення сальника при надмірній посадці й особливо натягу колони або за рахунок інтенсивного підвищення тиску при спробах відновлення циркуляції. Якщо колона труб переміщається чи почала переміщатися на деякій довжині, необходи почати обертання ее на першій швидкості ротора і відразу ж спробувати відновити циркуляцію і промити свердловину.

Докладний перелік робіт при ліквідації прихватів приведений у галузевих керівних документах.

Рідинні вани

Рідинні ванни (далі ЖВ) використовують для ликвідації багатьох прихватів за умови збереження циркуляції бурового розчину. В даний час застосовують РВ на основі вуглеводневої рідини (нафта і продукти її переробки) і води. Для додання РВ необхідних властивостей в неї можна вводити реагенти як одноцільового, так і багатоцільового призначення. Частіше застосовують нафтові ванни. Вани типу: вода + кислота і вода + ПАВ застосовують набагато рідше

За допомогою РВ у загальному випадку можна змінити в потрібному напрямку властивості глинистої кірки і сальника забезпечити хімічне розчинення деяких гірських порід зменшити силу тертя, змінити гідравлічне тиск в зоні прихвату.

Характеристика породи, рецептура і властивості бурових розчинів можуть варіювати в широких межах при одному і тому ж різновиді прихвату, тому розроблено більше число рецептур РВ. Найбільш ефективний рецепт ванни можна вибрати лише на підставі результатів промислової апробації їх у конкретних гірничо-геологічних умовах.

Нафтові ванни варто встановлювати, використовують принцип рівноваги навіть деякого надлишку різниці статичних тисків стовпів рідин у бурильної колони і кільцевому просторі наприкінці операції. У цьому випадку попереджується мимовільна перепродавка нафти зони прихвату і на всіх етапах подачі нафти в зону прихвату має місце надлишковий тиск на устя, по якому можна стежити за правильністю виконання технології.

Обсяг нафти (далі НВ) знаходять по формулі:

V = V1 + V2 +V3 (5.3)

де V1 ,V2 ,V3 - відповідно, початковий об’єм НВ для підкачувань і обсяг, що залишився, НВ у бурильної колоні, що забезпечує рівновагу статичних тисків у кінці операції.

Довжину стовпа НВ для розрахунку V1 находять по формулі:

h1 = ln + (5.4)

де ln - довжина зони прихвату, що приймають рівної від долота до верхній границі прихвату; - перекриття інтерес і прихвату зверху ( =50100 м).

Підкачування роблять 3-5 разів, щораз продавлюючи в зону прихвату 0,20,7 м3 НВ у залежності від площі перетину кільцевого простору і досвіду робіт.

Знаючи (V1+V2), знаходять довжину стовпа НВ і по ньому визначають обсяг V3.

Щільність НВ завжди менше щільності бурового розчину. Тому для попередження вспливання НВ і формування небажаної зони змішування на границі: ванна-буровий розчин доцільно закачати буферну рідину перед і після НВ на довжині 150200 м затрубного і внутрітрубного простору.

Найпростішу буферну рідину можна приготовити з бурового розчину шляхом його загущения реагентами полімерами, доводячи в'язкість по ПВ-5 до "не тече", а СНС10 => 27 Па. Фільтрація буферної рідини не повинна перевищувати фільтрацію бурового розчину. У якості реагентів рекомендують: при температурі до 100°С - крохмаль; при 100150°С - КМЦ і при більш високій температурі - метас каустичною содою.

Сумарний обсяг продавочной рідини для доставки вани в зону прихвату визначають по формулі:

Vпр = 0.785d2 (L – h3- – hб) (5.5)

де d - розрахункове значення внутрішнього діаметра бурильної колони; L - довжина бурильної колони; h3- , hб – відповідно довжина стовпа ванни в бурильній колоні і буферній рідині (hб= 150200 м).

При накачуванні НВ тиск на устя зростає і,