Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное\
\Справочник специалиста

10. РАЗДЕЛ. АВАРИИ И ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

10.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПРИХВАТА.

 

Определение верхней границы прихвата с применением специальной аппаратуры. Для уточненного определения верхней границы прихвата применяют прихватоопределители (ПО) и ин­дикаторы места прихвата (ИМП). Общий вид прихватоопределителя показан на рис. 10.1. Прихватоопределитель состоит из электромагнита 2, помещенного в герметичный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолирован от внешней среды головкой 1 и днищем 4, которые являются одновременно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке разме­щены свечный ввод и узел закрепления каротажного кабеля.

Серийно выпускаемые типы прихватоопределителей приведены в табл. 10.1.1.

Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферро­магнитных материалов размагничиваться при деформации пред­варительно намагниченных участков труб.

В предполагаемую зону прихвата спускают прибор для полу­чения характеристики намагниченности прихваченных труб (про­водят первый контрольный замер). Затем в предполагаемой зоне прихвата на трубах ставят магнитные метки путем подачи тока

Таблица   10.1.1.

Техническая характеристика прихватоопределителя

Параметры	ПО-90	ПО-70	ПО-50	ПО-25
Предельный внутренний диа­метр труб и их соединений, в которых рекомендуется ра­ботать с прихватоопределителем, мм	115-165	76-115	62-76	30-50
Внутренний диаметр корпуса, мм	61	46	36,	19
Размеры сердечника намагничивающей катушки, мм:
длина	266	258	258	238
диаметр	25	20	20	18
Размеры прибора, мм:
длина	452	422	412	435
наружный диаметр	90	70	50	25
Масса прибора, кг	15-20	9-14	5-10	2-5
Максимально допустимые: температура,   0 С	100	100	100	135
давление, МПа	100	100	100	50

                                                  

через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке на­магничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время вто­рого контрольного замера записывают кривую магнитной индук­ции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке на­магничивается отрезок трубы длиной 15-20 см.(Удалить) Во время вто­рого контрольного замера записывают кривую магнитной индук­ции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки магнитных меток фиксируют четкими анома­лиями, замки и муфты труб - меньшими аномалиями. После расхаживания прихваченной колонны с нагрузками, а также проворачивания ее на определенное безопасное число оборотов магнитные метки в результате деформации металла труб выше зоны прихвата «стираются». После проведения третьего контрольного

 

Рис. 10.1. Прихватоопределитель

 

 

замера определяют участок, где маг­нитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы прихвата колонны.

Более точно и быстро верхнюю границу прихвата определяют с помощью индикатора места прихвата (ИМП) конструкции АзНИИбурнефти, отличающегося повышенной точностью и воз­можностью устанавливать верхнюю границу прихвата не только в бурильных трубах, но также и в УБТ.

Датчик ИМП спускают в трубы на одножильном кабеле. При включении питания он своим многополюсным электромагнитом притягивается к поверхности трубы, соприкасаясь с нею плос­кой гранью, чем обеспечивается его устойчивое положение во время измерения.

При приложении к свободной части труб нагрузок (растя­жения, сжатия или кручения) датчик ИМП показывает изменение деформации металла труб. Естественно, что ниже верхней границы прихвата, где отсутствует деформация труб, сигналы на поверхность не поступают. Пятью-шестью замерами можно опре­делить зону расположения верхней границы прихвата (с точ­ностью до 10-15 м).

Техническая характеристика ИМП

 

Скважинный прибор
Температура среды, °С	120
Давление, МПа	100
Габариты, мм:
диаметр	52
длина	1100
Масса, кг	≤15
Наземная аппаратура
Рабочая температура, °С	0-50
Напряжение питания, В	220+10 %
Частота, Гц	50
Габариты, мм:
блок питания	470x400x315
измерительный блок	470x400x315

 

 

10.2. РАСЧЕТ УСТАНОВКИ НЕФТЯНОЙ ВАННЫ.

 

Нефтяная ванна должна быть установлена сразу же после возникновения прихвата.

Перед установкой ванны необходимо определить верхнюю границу прихвата по упругому удлинению колонны или с помощью специальной аппаратуры, а также проверить состояние противовыбросового устьевого оборудования, насосного хозяйства и циркуляционной системы; замеченные недостатки устранить и подготовить оборудование и вышку к работе в аварийных усло­виях.

Необходимое количество нефти для ванны опреде­ляют по формуле:

где:

 Q₁ — количество нефти в м³; D₁ — диаметр сква­жины в м; h₁ — высота подъема нефти в затрубном пространстве в м; D₂ — внутренний диаметр труб в м; Н₂ — высота столба нефт в трубах в м; D₃ — наружный диаметр труб в м.

Объем нефти для ванны определяют из расчета максимально допустимого снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ею верхней границы на 50-100 м.

После определения объема нефти проводят проверочный под­счет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, чтобы не допустить нефте-, газоводопроявления. Гидростатическое давление не должно превышать пластовое в скважинах глубиной до 1200 м на 10-15%, глубиной более 1200 м - на 5-10%.

Для предупреждения самопроизвольного вертикального пере­мещения нефти по стволу скважины и увеличения времени дей­ствия агента ванны в зоне прихвата необходимо перед нагне­танием нефти и продавочной жидкости закачать порцию буферной жидкости для заполнения 150-200 м затрубного и трубного пространств. Буферную жидкость готовят из применяемого бурового раст­вора путем ее обработки, реагентами - структурообразователями до получения максимально возможных значений вязкости и ста­тического напряжения сдвига (вязкость - «не течет» по СПВ-5, СНС за 10 мин - более 27 МПа). Показатель фильтрации жидко­сти буферной пачки не должен превышать показателя фильтрации бурового раствора в скважине.

В местах смешивания с буровым раствором буферная жидкость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реагентов - структурообразователей рекомендуется применять: при темпе­ратуре до 100 °С - крахмал, 100-120 °С – КМЦ. В каждом конкретном случае рецептуру для получения буферной жидкости подбирают в лабораторных условиях.

Агенты нагнетают в скважину цементировочными агрегатами в следующем порядке: буферная жидкость - нефть - буферная жидкость - продавочная жидкость при максимально возможной подаче агентов, при этом скорость восходящего потока в кольцевом , пространстве не должна превышать подачу насосов в про­цессе бурения данного интервала.

После закачивания продавочной жидкости краны на зали­вочной головке закрывают и (в зависимости от причины при­хвата) колонну разгружают на определенную часть веса или оставляют под натяжением на талевой системе.

После установки ванны колонну труб расхаживают во избе­жание распространения зоны прихвата. Периодичность профи­лактических расхаживаний выбирают в зависимости от конкрет­ных условий, но не менее двух раз в час. К расхаживанию для освобождения инструмента приступают через 4(заменить цыфру 4 на 1)-6 ч действия ванны (с учетом конкретной ситуации).

Осевые нагрузки при расхаживаний колонны не должны пре­вышать допускаемых для труб данной группы прочности мате­риалов, а также для талевой системы и оборудования. Через каждый час после начала расхаживания проверяют наличие сифона в трубах и часть нефти из труб (порциями по 0,5-0,7 м³) продавливают в затрубное пространство.

После ликвидации прихвата промывают ствол, вымывая нефть на устье, поднимают колонну труб из скважины, тщательно проверив их качество дефектоскопией, и прорабатывают ствол в осложненном интервале.

Вымытую из скважины нефть собирают; она может быть ис­пользована при установках последующих ванн.

Если в течение 12-16 ч после установки ванны прихват ликвидировать не удалось, циркуляцию восстанавливают, сква­жину промывают, выравнивают показатели бурового раствора и повторно устанавливают нефтяную ванну. Число повторных нефтяных ванн определяется конкретными условиями района, однако устанавливать более трех-четырех ванн не рекомен­дуется.

Чтобы успешно провести операцию по установке ванны, необходимо правильно установить расстояние от места прихвата до устья скважины, т.е. глубину прихвата. В промысловой практике глубина прихвата обычно определяется по величине удлинения свободной неприхваченной части бу­рильных труб при расхаживании бурильной колонны. Для определения длины свободной части колонны бурильных труб по их удлинению посту­пают следующим образом.

1.  Натягивают колонну с усилием Р₁ которое на 5 делений превышает показание индикатора, соответствующее полному весу колонны до прихва­та, и делают на ведущей или бурильной трубе отметку.

2.  Производят дополнительную натяжку на 5 делений по индикатору веса и сейчас же снижают ее до первоначальной, сделав вторую отметку на ведущей трубе. Разница в первых двух отметках объясняется трением в роликах талевой системы.

3.  Делят расстояние между первыми двумя отметками пополам и счи­тают среднюю черту началом отсчета.

4.  Прикладывают к колонне силу Р₂, которая на 10 - 20 делений пре­вышает p₁, и делают на ведущей трубе новую отметку.

5.  Производят дополнительную натяжку на 5 делений выше и сейчас же снижают нагрузку до Р₂, сделав на ведущей трубе вторую отметку.

Разделив расстояние между двумя отметками пополам, получают нижнюю от­метку для отсчета величины удлинения труб.

6. Измеряют расстояние между верхней и нижней отметками, которое и дает искомое удлинение свободной неприхваченной части бурильных труб.

Свободную длину колонны, расположенную выше места прихвата, оп­ределяют по формуле

L = kDl,

Где: Dl — удлинение при нагрузке Р₂ — Р₁ в см; k — коэффициент, постоянный для данного типоразмера труб в зависимости от размера труб.

Недостатком описанного выше способа определения длины свободной от прихвата части бурильной колонны, является значительная погрешность.

Для более точного определения места прихвата необходимо использовать прихватоопределитель, порядок работы с которым описаны выше.

.

10.3. РАСЧЕТ И ПРАВИЛА УСТАНОВКИ

КИСЛОТНОЙ ВАННЫ

 

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобуров в карбонатных, глинистых и других породах, поддающихся действию кислоты, применяют кислотные ванны.

Для установки кислотных ванн ис­пользуют техническую соляную кислоту 8-14%-ной концентрации, смеси соляной кислоты и воды или нефти, а также 15-20% -ной соляной и 40%-ной - плавиковой кислот, причем соотношение компонентов смеси подбирают опытным путем, исходя из условия активного действия смеси кислот на образцы пород.

  Необходимое количество кислоты для установки кислотной ванны определяют по указанной выше формуле для расчета количества нефти для установки нефтяной ванны.

Объем воды, необходимой для получения 1 м³ соляной кисло­ты требуемой концентрации, которая оценивается по плотности полученной смеси, определяют по формуле

 

 

где ρ₁ - плотность исходной соляной кислоты, г/см³; ρ₂ - плотность кислоты требуемой концентрации, г/см³; ρ₃ - плот­ность воды, г/см³.

В табл. 10.1.2. приведены плотности и соответствующие ей концентрации разбавленной кислоты при температуре 15 °С.

Для уменьшения вредного влияния кислоты на бурильные трубы и оборудование следует в качестве ингибитора коррозии применять формалин (6 кг формалина на 1 т 10%-ной соляной кислоты), униколы, масла, поверхностно-активные вещества.

Смешивание кислот, разбавление их водой, добавку инги­биторов проводят в условиях буровой с соблюдением соответ­ствующих правил техники безопасности. В качестве буферной жидкости используют воду, закачиваемую из расчета заполнения не менее чем(удалить) 50 м высоты затрубного пространства и бурильных труб. В остальном методика установки кислотной ванны не от­личается от нефтяной.

В случае устойчивого разреза в зоне прихвата или когда колонна прихвачена в отложениях магниевых или натриевых со­лей следует в качестве агента ванны использовать воду с до­бавкой до 0,5% дисольвана или, если позволяют условия, пе­рейти на круговую промывку ствола скважины водой.

Таблица   10.1.2.

Плотность, г/см3	Концентра­ция,  %	Плотность, г/см3	Концентра­ция, %	Плотность, г/см3	Концентра­ция,  %
1,030	5,15	1,070	14,17	1,110	21,91
1,035	7,15	1,075	15,16	1,115	22,85
1,040	8,16	1,080	16,15	1,20	23,82
1,045	9,16	1,085	17,13	1,25	24,78
1,050	10,17	1,090	18,11	1,30	25,75
1,055	11,18	1,095	19,06	1,35	26,70
1,060	12,19	1,10	20,01	1,40	27,66
1,065	13,19	1,105	20,97

 

10.4. УСТРОЙСТВА ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

 

 Ясс ударный предназначен для освобождения прихваченной бурильной колонны приложением к ней ударных нагрузок при расхаживании. В табл. 10.1.3. при­ведены технические характеристики яссов.

Ясс ударный (рис. 10.2.) состоит из корпуса и шпинделя. Корпус скомпонован из переводника 1, двух кожухов 3, муфты соединительной 5 и нижней муфты 8, в которой помещены само­уплотняющиеся манжеты 9. Шпиндель состоит из ведущей трубы 4, головки 6 и направ­ляющей трубы 7. На верхний конец ведущей трубы навинчена воронка 2 для направления груза ДТШ. Двухметровый свободный ход ясса предотвращает появление прихвата над ним.

При расхаживании колонны бурильных труб в яссах ЯУ-235 и ЯУ-215 удары сверху вниз наносятся соединительной муфтой корпуса по верхнему торцу головки, а удары снизу вверх - по нижнему торцу головки нижней муфтой корпуса ясса. В яссах , ЯУ-190 и ЯУ-170 удары сверху вниз осуществляются по коль­цевому выступу направляющей трубы, а снизу вверх - по ниж­нему торцу головки нижней муфтой. При вращении инструмента крутящий момент передается при­хваченной колонне через соединительную муфту и ведущую трубу.

Ясс ударно-вибрационный предназначен для освобождения прихваченной колонны бурильных труб осевыми ударами, на­правленными сверху вниз, или же путем создания вибрации в колонне вращением бурильных труб под натяжением.

Таблица   10.1.3.

Техническая характеристика ясов

 

Тип ясса	Наружный диа­метр корпуса, мм	Присоединитель­ная резьба верхнего конца	Длина, мм	Общая масса, кг
ЯУ-235	235	З-171	7200	1220
ЯУ-215	215	З-171	7200	1185
ЯУ-190	190	З-147	6600	1040
ЯУ-170	170	З-147	6550	770

 

Примечания: 1. Диаметр канала шпинделя 75 мм, длина свобод­ного хода ясса 2000 мм. 2. Присоединительная резьба нижнего конца ясса 3-147.

 

Ясс ударно-вибрационный (рис; 10.3.) состоит из корпуса и шпиндельной части. Корпус соединяется с колонной бурильных труб при спуске в скважину с помощью переводника 1 и служит для нанесения ударов ударником 9, а также для создания вибрации при вращении инструмента под натяжением с помощью наклонных кулачков ударника.

В переводнике смонтированы кольцо 2, пружина 3, муфта отбойная 4 с квадратным сечением направляющей хвостовой части. Продольное перемещение отбойной муфты ограничивается двумя упорами 5, расположенными в нижней части переводника. Переводник и ударник соединены кожухом 6.

Шпиндельная часть служит для захвата свободного конца прихваченной колонны с помощью ниппельного конца или навин­ченного на него инструмента (метчика, колокола, седла, ка­либра и т.д.) и состоит из шпинделя 8 и закрепленных на нем головки 7 и наковальни 10. Головка имеет на одном торце прямые, а на другом - наклонные кулачки.

Для исключения возможного самоотвинчивания при левом вращении инструмента головка соединяется штифтом со шпин­делем. Уплотнение зазоров между корпусом и шпинделем дости­гается резиновыми манжетами.

Ясс спускают в скважину на бурильных трубах. При дости­жении яссом прихваченной части колонны его шпиндель упи­рается в торец колонны и при дальнейшем опускании ясс «вы­бирает» свой свободный ход.

Последующее вращение бурильной колонны вызывает под действием пружины зацепление кулачков отбойной муфты с ку­лачками головки, после чего· вращение колонны передается шпинделю, что способствует захвату конца прихваченной колонны. Убедившись в надежном соединении с прихваченной ко­лонной труб (по показаниям манометра и индикатора веса), приступают к освобождению инструмента нанесением ударов ударником по наковальне. Удары создают частичным весом инструмента при расхаживании или вибрационной нагрузкой при вращении колонны под натяжением.

Характеристика ударно-вибрационных яссов приведена в табл. 10.1.4.

Таблица   10.1.4.

Тип ясса	Наруж­ный диаметр корпуса, мм	Диаметр канала шпинде­ля, мм	Длина свободно­го хода ясса, мм	Присоединительная резьба		Длина, мм	Общая масса, кг
				верхнего конца	нижнего конца
ЯУВ-235	235	75	2000	3-147	3-147	3890	795
ЯУВ-215	215	75	2000	3-147	3-147	3750	675
ЯУВ-190	190	75	2000	3-147	3-121	3670	515
ЯУВ-170	170	75	3000	3-121	3-121	4560	470
ЯУВ-127	127	40	3000	3-101	3-101	4380	260

 

Устройство УЛП-190-1 конструкции ВНИИКРнефти предназначено для ликвидации прихватов нане­сением по прихваченной части ударов, направленных сверху вниз или снизу вверх.

Устройство (рис. 10.4.) состоит из корпуса 4 и стержня 3, на котором находятся кулачки 3, имеющие на боковой поверх­ности зубчатые элементы, входящие в зацепление с ответными зубчатыми элементами на корпусе. На стержне установлен уплотнительный манжет 2, поджатый гайкой 1.

Рис. 10.3.   Ясс   ударновибрационный

Рис. 10.2. Ясс ударный

                           

 

 

Для соединения с трубами или ловильным инструментом устройство снабжено резьбами 3-147 и 3-121. Сквозь стержень проходит отверстие для промывки и пропуска торпеды.

 

Техническая характеристика УЛП-190-1
Наружный диаметр корпуса, мм	178
Длина, м	1900
Статическая растягивающая нагрузка, МН	1,5
Допустимая рабочая нагрузка, МН	0,7
Ударная нагрузка, МН	3
Диаметр промывочного канала, мм	56

 

Рис.  10.4. Устройство  УЛП-190-1

 

Принцип работы устройства основан на нанесении ударов по прихваченному инструменту и создании осевых нагрузок на него при выходе зубчатых секторов из зацепления. Удары наносятся сверху или снизу в зависимости от необходимости проведения определенных технологических операций.

Операции по ликвидации прихватов с помощью УЛП-190-1 осуществляются в соответствии со специальной инструкцией.

 

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЯССЫ

 

Гидравлические яссы служат для обеспечения снятия пакера с места или при ликвидации прихвата хвостовика и фильтра. В зависимости от конструктивного исполнения яссы можно разделить на две основные груп­пы: открытого и закрытого типов. Тормозная камера яссов открытого типа соединяется с затрубным пространством и заполнена промывочной жидко­стью. Растягивающее усилие, необходимое для их включения в работу, за­висит от гидростатического давления столба бурового раствора в затрубном пространстве В яссах закрытого типа тормозная камера заполняется

жид­костью (специальной, например, маслом МС-20) и герметично изолируется от контакта с буровым раствором

В отличие от яссов открытого типа растягивающее усилие, необходимое для включения в работу ясса закрыто­го типа, не зависит от величины гидростатического давле­ния столба промывочной жидкости в затрубном простран­стве, что является одним из основных его преимуществ. Принципиальная схема ясса закрытого типа изображена на рис. 10.5. При передаче сжимающего усилия подвижной шток 2 с поршнем 3 занимает граничное нижнее состояние относительно корпуса 1. Для включения ясса в работу на шток 2 через колонну бурильных труб передается растяги­вающее усилие. При этом шток своим выступом прижима­ется к седлу поршня 3 и тормозная жидкость может пере­текать в подпоршневое пространство лишь по кольцевой щели малого сечения. Благодаря этому создается значи­тельное гидравлическое сопротивление перетока жидкости, в результате чего нижняя часть бурильных труб со штоком 2 передвигается медленнее ее верхней части и колонна растягивается в пределах упругой деформации. По истече­нии некоторого времени поршень 3 выходит в расширен­ную часть корпуса 1. При этом гидравлическое сопротив­ление перетока жидкости мгновенно исчезает, шток 2 под воздействием усилия упругой деформации колонны бу­рильных труб резко перемещается в граничное

верхнее состояние и ударяется выступом в торец камеры. Этот удар через корпусные детали ясса передается оборудованию, расположенному ниже. Для создания повторного удара достаточно опять передать на шток 2 сжимающую нагрузку, под воздейст­вием которой он вместе с поршнем свободно вернется в граничное нижнее состояние, а затем повторить подъем колонны бурильных труб.

Рис. 10.5.

Ясс закрытого типа