книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfний Биби-Эйбат, Сурахаиы, Локбатан и Кара-Чухур с содержани ем органических кислот от 0,3 до 1% и высокоактивные нефти свиты ПК месторождений Балаханы, Сабунчи, Романы, Бинагады, Нефтяные Камни; горизонтов КС, НКП и ряда горизонтов верхне го отдела ПК месторождений Балаханы и Сабунчи, а также неф ти апшепонских отложений Нефтечалинского месторождения с со держанием органических кислот от 1 до 2,5%.
При прихвате труб или породоразрушающего инструмента в карбонатных породах или глинистых отложениях в качестве аген тов ванн используют соляную кислоту 8—14%-ной концентрации, смесь соляной кислоты, воды и нефти, а также смесь 15—20%-ной соляной и 40%-ной плавиковой кислот, причем соотношение ком понентов смеси подбирается опытным путем исходя из условий ак тивного действия смеси кислот на образцы пород. Для уменьшения вредного влияния кислот на трубы и буровое оборудование в кис лоты вводят ингибиторы коррозии (формалин, уникол и др.).
Время, в течение которого происходит освобождение труб при установке жидкостной ванны, зависит от ряда факторов, форми рующих условия возникновения прихвата, среди которых необхо димо отметить свойства буровых растворов и фильтрационных ко рой, характеристику среды (пористость и проницаемость породы, ее состав, температура), количество прокачиваемой жидкости, пе репад давления, компоновку бурильной колонны, искривление скважины, зазоры и др. Один из существенных факторов — дей ствие перепада давления.
Корреляционная связь между временем действия ванны t и пе репадом давления Ар, установленная с применением теории пар ной корреляции, для условий Кубани выражается прямой
/ = 0,51 Др — 0,21. |
(99) |
Коэффициент корреляции, равный 0,915, свидетельствует о тес ной взаимосвязи t и Ар.
На эффективность ванн существенно влияет время от возник новения прихвата до начала установки ванны, так как именно в этот период наиболее интенсивно формируется прихват. Согласно данным работы [37], при увеличении Т от 25 до 125 ч и более отно шение числа ликвидированных прихватов к их общему числу уменьшается с 52,4 до 25,0% (для площадей Азербайджана). Про филактические добавки нефти в буровой раствор повышают эффек тивность ликвидации прихватов установкой нефтяных ванн.
Важное техническое требование — обеспечение наиболее полно го вытеснения бурового раствора нефтью в зоне прихвата. С этой точки зрения буровые растворы должны быть маловязкими. Кроме того, вытеснение будет более полным при турбулентном режиме движения жидкости в затрубном пространстве, что обеспечивается высокими скоростями закачивания.
Выше показано, что в зоне прихвата нефть фильтруется в пласт, особенно в случае хорошей его проницаемости, большом перепаде давления и высокой температуре, при которой вязкость нефти
152
работ с помощью домкратов следующая. Освобождаемую колонну труб натягивают при помощи талевой системы с максимально возможным усилием. В этот момент верхний лафет с клиньями находится в крайнем нижнем положении при полностью опущен ных плунжерах домкрата. При включении насоса гидравлических
Технические средства для ликвидации |
прихватов |
|
|||
Поверхностные |
|
Погружные (забойные) |
|
||
средства |
|
1 |
средства |
|
|
Гидравлические домкраты |
\ |
Домкраты |
| |
||
| |
|||||
Вибраторы |
1 |
|
Вибраторы |
] |
|
|
|
Ударно-вибрационные |
|
||
|
|
|
устройства. |
|
|
Устройства, включаемые в |
|
Механические ударные |
|
||
конструкцию низа колонн |
|
|
устройства |
|
|
Устройства для снижения |
|
Гидромеханические удар- |
|
||
перепада давления |
|
ные устройства |
|
||
Раз ъединительнь/е |
|
Устройства для создания |
|
||
переводники |
|
сложных кол ’баний колонн |
|
Взрывные средства
Рис. 30. Классификация технических средств для ликвидации прихватов
цилиндров поднимают лафет, а установленные в нем клинья за хватывают прихваченную колонну и передают на нее дополнитель ное растягивающее усилие.
После того как лафет займет крайнее верхнее положение, дав ление в гидравлических цилиндрах снижают, клинья, установлен ные в нижнем лафете (или в роторе), захватывают колонну труб, усилие ее натяжения сохраняется. Верхний лафет под действием собственного веса и веса плунжеров опускается и занимает край нее нижнее положение. Затем цикл натяжения труб повторяют.
Гидравлический домкрат ДГ-40 применяют для извлечения из скважины труб диаметром до 219 мм. В его комплект входят два
гидравлических |
цилиндра, два лафетных |
кольца с клиньями и на |
|
сос с двигателем внутреннего сгорания |
С помощью |
гидравличе |
|
ского домкрата |
ДГ-100 извлекают трубы диаметром |
до 325 мм. |
Домкратная установка состоит из собственного домкрата и при вода. Привод может быть 'механическим (от масляного насоса Н-400 с двигателем) или ручным. Гидравлические домкраты ГД-300 могут иметь как ручной привод (ГД-1-300), так и электри ческий (ГД-2-300).
Более распространенными, особенно в геологоразведочном бу рении, являются вибраторы направленного и ненаправленного действия с приводом от электродвигателей переменного тока, а также вибромолоты. Вибраторы возбуждают колебания за счет вращения неуравновешенных масс —эксцентриков. Широкого при-
I5t
где т| = 0,5-:-0.6 — общий к.п.д. домкрата; п — число цилиндров в домкрате; F — рабочая площадь поршней домкрата, см2; ра — давление, развиваемое плунжерным насосом, МПа.
За счет высокого давления, создаваемого в плунжерной груп пе домкрата, развивается значительное подъемное усилие.
Погружные домкраты, как правило, располагаются в обсажен ном участке ствола скважины для возможности жесткой и качест венной фиксации гидравлических якорей, применяемых вместе с
домкратами. Следует заметить, |
что по мере удаления |
от якоря |
|
эффективность применения домкрата |
снижается в связи с тем, |
||
что его тяговое усилие в этом |
случае |
затрачивается в |
основном |
на удлинение труб, расположенных между якорем и домкратом.
В геологоразведочном бурении широко распространены забой ные вибраторы. Их обычно располагают непосредственно над при хваченной частью труб или на незначительном расстоянии от нее, что позволяет передавать возмущающие нагрузки, создаваемые ви братором, без значительных потерь. Для ликвидации прихватов на площадях Северо-Казахстанского геологического управления при меняется вибратор ЭВ-2. Эффект вибрации в нем создается при вра щении зубчатых элементов одной муфты по другой. Сила удара за висит от величины колонны и геометрии зубчатых элементов. По результатам использования вибратора ЭВ-2 был определен следу ющий режим его работы (при расположении вибратора на расстоя нии 10—300 м от верхней границы прихвата и применении 50-мм труб):
Частота вращения |
ротора, об/мин . . |
350 |
300 |
Натяжение штока |
вибратора, кН . . , |
10 |
15 |
Применение вибратора облегченного типа позволяет в процессе ликвидации прихвата промыть скважину. Усовершенствованный вибратор облегченного типа с двусторонним действием позволяет наносить удары в верхнем и нижнем направлениях. Обычно в ка честве взаимодействующих элементов у вибраторов используется зубчатое зацепление. Но имеются конструкции вибраторов, где в качестве элементов, создающих вибрацию, используется шариковая опора. В одной из разновидностей таких вибраторов вибрация соз дается при перекатывании шариков по волнистой опорной поверх ности, в другой — при перекатывании шариков по шарикам.
Наряду с вибраторами механического принципа действия при меняются гидравлические вибраторы, например ВО-10, конструкции Свердловского горного и Донецкого политехнического институтов. Этот вибратор имеет систему специальных клапанов, в зависимости от порядка работы которых наносится удар то по верхней, то по нижней наковальне. Гидровибратор ВО-Ю предназначен для ликви дации прихватов в скважинах диаметром 142 мм и более. Следует заметить, что все перечисленные выше устройства применяются в основном при бурении неглубоких скважин. Для ликвидации при хватов в скважинах глубиной до 2000 м в районах Нижнего По волжья используется ясс-вибратор. Принцип его действия основан
158
ствие недостаточного веса колонны и невозможности получать уда |
||||||
ры достаточной силы. |
|
|
|
|
|
|
Устройство УЛП-190-1 конструкции ВНИИКРнефти лишено от |
||||||
меченных недостатков. В конструкцию устройства заложен принцип |
||||||
передачи вверх и вниз осевых динамических нагрузок прихваченной |
||||||
части бурильной колонны, создаваемых растяжением или сжатием |
||||||
части колонны, расположенной над зоной прихвата. |
|
|
||||
|
Техническая характеристика УЛП-190-1 |
|
|
|||
Диаметр корпуса, мм ......................................................................... |
|
|
|
|
178 |
|
Статистическая растягивающая |
нагрузка, |
к Н ............................ |
|
1500 |
||
Допустимая рабочая нагрузка, |
к Н ...................................................... |
|
|
|
700 |
|
Диаметр промывочного канала, м м ........................................... |
|
|
|
56 |
||
Габариты, мм: |
|
|
|
|
|
|
длина при убранном внутрь корпуса |
ш ток е....................... |
|
1790 |
|||
длина |
при выдвинутом штоке.......................................... |
|
|
|
1970 |
|
Масса, к |
г ............................................................................................... |
|
|
|
|
400 |
Сила удара, создаваемая при работе |
УЛГ1-190-1, |
регулируется |
||||
с устья скважины проворачиванием колонны по часовой стрелке на |
||||||
расчетный угол, который фиксируется стопорными |
устройствами |
|||||
ротора. Направление удара определяется в зависимости от природы |
||||||
и характера прихвата. В случае заклинивания колонны при спуске |
||||||
удары должны быть направлены вверх, при подъеме — вниз. Дина |
||||||
мические нагрузки, создаваемые устройством при ударе вверх, вос |
||||||
принимаются кулачками и штоком с помощью кольцевых проточек, |
||||||
позволяющих выдерживать значительные |
силы и |
предохранять |
||||
сварные соединения кулачков от осевых нагрузок. Удары вниз про |
||||||
изводятся непосредственно корпусом по упору, выполненному на |
||||||
нижнем замковом соединении штанги. |
|
|
|
|
||
УЛП-190-1 применяется для ликвидации прихватов, происшед |
||||||
ших вследствие заклинивания долота или |
элементов |
бурильной |
||||
колонны при спусках, подъемах, в желобных выработках, суженных |
||||||
участках ствола. Устройство выпускается серийно. Практика при |
||||||
менения доказала высокую его эффективность при ликвидации ава |
||||||
рий, в том числе и в сложных геолого-технических условиях. |
||||||
В табл. 52 приведены данные по ликвидации некоторых прихва |
||||||
тов с применением УЛП-190-1. Анализ этих материалов показыва |
||||||
ет, что результативность работы снижается при установке устройст |
||||||
ва на значительном расстоянии от зоны прихвата. При анализе не |
||||||
удачных операций установлено следующее? |
|
|
||||
если при использовании УЛП-190-1 |
с ловильным инструментом |
|||||
происходит его срыв в процессе нанесения удара, необходимо про |
||||||
вести дополнительные работы по соединению компоновки с УЛП- |
||||||
190-1 с прихваченными трубами с помощью замковой резьбы; |
||||||
недостаточная длина УБТ, спускаемых в компоновке с УЛП-190-1, |
||||||
не позволяет передать прихваченным трубам ударную |
нагрузку, |
|||||
необходимую для их освобождения, особенно при нанесении ударов |
||||||
по направлению вниз; |
|
|
|
|
|
|
в скважинах с интенсивным кавернообразованием использовать |
||||||
УЛП-190-1 для нанесения ударов, направленных вниз, неэффектив |
||||||
но |
|
|
|
|
|
|