РАСЧЕТ УСТАНОВКИ НЕФТЯНОЙ ВАННЫ.

РАЗДЕЛ. АВАРИИ И ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫПРИХВАТА.

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

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

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 4-6 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 — Р₁в 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.

.