В настоящее время разработано достаточно большое количество методов лик- видации прихватов, основными из которых являются следующие:
Снижение уровня бурового раствора и его плотности в скважине. Этот ме- тод применяется при дифференциальных прихватах. Метод является достаточно быстрым и эффективным. Основное условие применения – отсутствие напорных пла- стов в разрезе скважины и наличие циркуляции.
Применение жидкостных ванн. Достаточно простой и эффективный метод ликвидации, благодаря которому извлекается вся бурильная колонна. Непременное условие – наличие циркуляции. В зависимости от причины прихвата применяют нефтяную, водяную или кислотную ванну. Для ликвидации прихватов колонн из алюминиевых труб ванны из плавиковой кислоты и из смеси плавиковой и соляной кислот использовать запрещается. Для ликвидации прихвата этих труб в карбонатных породах рекомендуется применять ванны из 15-20% раствора сульфаминовой кисло- ты.
При выборе технологии установки ванн надо иметь в виду следующее:
1. Плотность жидкости для ванны желательно иметь равной или немного больше (для ликвидации прихвата в призабойной зоне) плотностираствора.
2. Плотность, вязкость и СНС бурового раствора, находящегося в скважине, должны бытьминимальными.
3. Объём жидкости для ванны должен быть равен объёму скважины от долота до верхней границы прихвата плюс 50%. Следует отметить, что там, где жидкость ванны заполняла весь открытый ствол, установка ванны давала лучшие результаты. При возможности жидкость ванны должна перекрывать все пласты с проницаемыми породами. Американские исследователи рекомендуют минимальный объём жидкости для ванны 24 м3, даже если по расчёту его требуетсяменьше.
Технология установки ванны предусматривает следующее.
Жидкость для ванны подаётся в зону прихвата не вся сразу: последние 3-5 м3 жидкости, находящейся в трубах, закачиваются порциями по 1 м3 через 1 ч стояния под ванной.
Нагрузка на крюке в момент закачивания и нахождения бурильной колонны под ванной должна быть равной нагрузке доприхвата.
Время нахождения колонны под ванной не должно превышать 24 ч. Действие ванны продолжается в среднем 12 ч.
Максимально допустимые растягивающие нагрузки при расхаживании инстру- мента не должны превышать 80% предела текучести для соответствующего класса труб. При безрезультатности расхаживания снижается натяжка до веса колонны перед прихватом и колонна оставляется на 1 час до очередного расхаживания. При расха- живании делается 2-3 попытки провернуть колонну труб.
Если ванна не дала положительного результата, то её повторяют или переходят на другие способы ликвидации прихвата. При освобождении колонну осторожно расхажи- вают с интенсивной промывкой, удаляют жидкость ванны и поднимают колонну.
Нефтяная ванна. Устанавливают при прилипании бурильных или обсадных колонн либо прихвате их сальником, а иногда для ликвидации обвалов. Эффектив- ность нефтяных ванн резко повышается при добавлении в нефть ПАВ: до 2,0% суль- фонола, до 1,0% дисульфона или 0,5-2,0% дисолвана к объёму закачиваемого количества нефти.
Нефтесмоляная ванна. Нефть – 75-85%, смолистые вещества – 10-16%, алю- минат натрия – 4-7%, ПАВ – 1-2%. Плотность состава примерно 1,08 г/см3.
Нефтенатриевая ванна. Нефть – 10-88%, 50%-ный раствор едкого натра, окис- ленный петролатум 0,5-2,0%. Для регулирования плотности раствора до 1,43 г/см3 применяют серебристый графит (10-70% к объёму состава).
Для предупреждения всплывания нефти рекомендуется применять буферную жидкость. Она должна иметь следующие параметры: плотность, равную плотности бурового раствора; вязкость максимально возможную; СНС, замеренную за 10 мин.,
не менее 27 Па; фильтрацию не больше фильтрации бурового раствора в скважине. Кроме того, буферная жидкость при смешивании с буровым раствором не должна вызы- вать его коагуляцию. Объём буферной жидкости берут из расчёта заполнения 150-200 м кольцевого пространства.
Для успешного применения нефтяной ванны необходимо устанавливать её своевременно, то есть не более чем через 3-5 ч после возникновения прихвата. Про- должительность первой нефтяной ванны не должна превышать 24 ч. При установке второй ванны продолжительность увеличивается. Если повторная ванна не даёт ре- зультата, то иногда переходят к сплошной промывке нефтью в течении 2-3 ч, а при отрицательных результатах – в течении 5-6 ч.
Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара.
Поэтому необходимо соблюдать тщательные меры пожарной безопасности.
Водяная ванна. Её преимущество – быстрота установки, так как не требуется специальных агентов, агрегатов и специальной подготовки для её осуществления. Эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу, если в зоне ванны встречены обваливающиеся глины, и особенно, когда бурильная колонна заклинена в интервале залегания магниевых и натриевых солей.
Фосфорно-кислая ванна на водной основе. Водный раствор трёхзамещённого фосфорно-кислого калия – 95-97%, ПАВ (ОП-10) – 2-3%, ПАА – 1-2%. Данный состав позволяет приготовить жидкость с плотностью до 2,0 г/см3.
Уксусно-кислая ванна на водной основе. Водный раствор уксусно-кислого калия – 92-96%, КМЦ – 3-5%, ПАВ (ОП-10) – 1-3%. Данный состав позволяет приготовить жидкость с плотностью до 1,36 г/см3.
Ванна из винно-каменной кислоты на водной основе. Вода – 85-95%, винно- каменная кислота – 5-15%. Рекомендуется устанавливать для ликвидации прихватов, возникших в песчано-глинистых, меловых и хемогенных породах.
Ванна из сбросовых вод. Сбросовые воды нефтяных товарных парков – 98,0-99,5%, дисолван – 1,0-0,5%.
Кислотная ванна. Предназначена для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобура в карбонатных, глинистых и других породах, поддающихся действию кислоты. Для кислотных ванн используют в основном соляную кислоту 8-14% концентрации. Однако, часто применяют смеси со- ляной кислоты и воды, нефти и кислоты или 15-20% соляной и 40% плавиковой кис- лот (10% к объёму). Для получения оптимальной концентрации соляной кислоты кислоту, полученную с баз, разбавляют водой.
Для закачивания в скважину необходимо применять кислоту, хорошо поддаю- щуюся ингибированию и дающую высокую растворимость пород. Скорость реакции карбонатных пород с соляной и плавиковой кислотами зависит от давления и темпе- ратуры. С увеличением давления скорость реакции уменьшается, а с ростом темпера- туры – повышается. Например, при увеличении температуры на 20-25°С скорость реакции увеличивается в 2-3 раза.
В качестве ингибиторов используют товарный формалин, униколы различных марок, лёгкие смоляные масла, различные ПАВ и т. д. Ингибиторы уменьшают вред- ное действие кислоты на трубы.
Применение кислотной ванны начинают с закачки воды в объёме, зависящем от соотношения между диаметрами скважины и бурильных труб. При этом исходят из того, что 50 м высоты затрубного пространства между кислотой и промывочной жид- костью должны заполняться водой. Затем закачивают расчётный объём кислоты и за
ней воду из расчёта заполнения труб на высоту 50 м. При кислотной ванне в колонне сначала должно быть оставлено 65-75% закачанного расчётного объёма кислоты, по- сле чего колонну оставляют под давлением на 3-6 ч. Одновременно колонну расхажи- вают и подкачивают через 1 ч в кольцевое пространство от 1 до 4 м3 кислоты.
При установке кислотных ванн особое внимание надо уделять соблюдению правил техники безопасности.
Расчёт ванны. В скважинах номинального диаметра зону прихвата надо пере- крывать на 50-100 м. Если в скважине имеются каверны, то следует увеличить коли- чество жидкости для перекрытия места прихвата, так как возможны большие расхождения предполагаемых и истинных каверн.
При расчётах ванн разницей между диаметрами турбобура, УБТ и труб прене- брегают. Для расчёта объёма жидкости, необходимого для заполнения затрубного пространства, исходят из разницы между диаметрами скважины и бурильных труб.
При прихвате труб, турбобура и УБТ на забое количество агента для ванны определяется по формуле:
Q =0,785 · ((k · Дд)2– Д 2) · (H + h)+0,785 · d 2 · h, (10.7)
тр в 1
где k – коэффициенткавернозности;
Дд – диаметр долота, м;
Дтр – наружный диаметр бурильных труб, м;
H – высота подъёма жидкого агента от забоя до верхней части прихвата, м;
h – высота подъёма жидкого агента выше зоны прихвата, м;
dв – внутренний диаметр труб, м;
h 1 – высота подъёма жидкого агента в бурильных трубах, м.
При прихвате бурильной колонны высоко над забоем жидкий агент для ванны должен находиться в зоне прихвата, ниже и выше её не менее чем на 50-100 м. Коли- чество жидкости для ванны определяют по формуле:
Q = 0,785 · ((k · Дд)2 – Д 2)) · (H
+ 2 · h), (10.8)
тр 1
где H 1 – высота прихваченного участка колонны,м.
Объём продавочной жидкости определяется по формулам:
- при ликвидации прихвата узабоя:
Vп = 0,785 · dв 2 · (L – h 1) +Vнл, (10.9)
- при ликвидации прихвата надзабоем:
Vп = 0,785 · (dв 2 · L + ((k · Дд)2 – Д 2) · hз) +Vнл, (10.10)
тр
где L – длина бурильной колонны,м;
Vнл – объём жидкости для заполнения нагнетательной линии, м3;
hз – высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве до места расположения жидкого агента для ванны.
Гидроимпульсный способ (ГИС) рекомендуется для ликвидации дифференци- альных прихватов, при заклинивании колонны в жёлобе и прихватов, которые воз- никли при подъёме бурильной колонны. ГИС можно использовать при наличии циркуляции бурового раствора и относится к категории оперативных способов, не требующих длительного времени для его подготовки и осуществления.
Способ основан на создании избыточного давления внутри бурильной колонны или затрубном пространстве и последующем мгновенном снятии этого давления при быстром открытии затвора (разрывающие диафрагмы, золотники, ДЗУ и т. п.).
Назовём вариант ГИС при создании избыточного давления внутри буриль- ной колонны – прямым (ПГИС), а при создании этого давления в затрубном про- странстве – обратным (ОГИС).
При наличии циркуляции избыточное давление создают путём закачки в трубы (затрубное пространство) более лёгкой чем буровой раствор жидкости (вода, нефть, нефтепродукты и др.) или газа (воздуха).
Избыточное давление на устье по окончании закачки определяется по формуле:
Ризб = l · g · (ρ бр– ρ л), (10.11)
где l – длина столба замещающей жидкости, м; ρ л – плотность замещающей жидкости, кг/м3; ρ бр – плотность бурового раствора,кг/м3.
Использование газа (воздуха) предпочтительнее, однако необходим компрессор или другой источник газа с высоким давлением. При использовании газа (воздуха) расчёт по формуле (10.11) производят при ρ л = 0.
При проведении ПГИС после резкого открытия задвижки возникает переток жидкости из затрубного пространства внутрь бурильной колонны, где было создано избыточное давление. При проведении ОГИС, наоборот, переток происходит из внут- реннего пространства бурильной колонны в затрубье. В результате резкого перетека- ния раствора происходит размывание глинистой корки, снижается гидростатическое давление в скважине и формируются сильные затухающие колебания в колонне, ко- торые способствуют ликвидации прихвата. Интенсивность колебаний зависит от ве- личины первоначального избыточного давления. После затухания колебаний высота столба бурового раствора в скважине уменьшается, а следовательно гидростатическое давление скважине. Поэтому необходимо постоянное поддержание нижнего предела допустимого значения гидростатического давления в скважине с целью предупре- ждения проявлений и осыпей стенок.
Принимая, что давление в скважине на глубине h после цикла ГИС не должно быть ниже Р, получаем формулу для вычисления максимальной высоты столба заме- щающей жидкости:
æ
(r × g × h - P) × S + S - S
×r л ö
бр ç1 2 2(1) r ÷
L = è бр ø,
(10.12)
max
S 1(2)
× g × (r бр -r л)
где S 1 и S 2 – средневзвешенная площадь поверхности соответственно внутренней полости труб и затрубного пространства,м2.
По формуле (10.11) при l = L max, находим максимальное избыточное давление на устье из условия нижнего предельно допустимого давления в заданном сечении скважины.
В свою очередь, максимальное давление на устье при ПГИС ограничивается прочностью труб на разрыв в условиях сложного нагружения при известных значени- ях коэффициента запаса прочности.
Предельное значение давления, исходя из прочности труб на растяжение, нахо- дят по формуле:
s т × f - G
Рпр
= a,
S 1
(10.13)
где σ т – предел текучести стали для верхней трубы бурильной колонны площадью сечения по металлу f;
G – вес колонны по индикатору веса при реализации ГИС;
а – коэффициент запаса прочности.
Имея значение предельного давления по формуле (10.13), находим из формулы (10.11) предельную длину столба замещающей жидкости, исходя из прочности бу- рильной колонны. Имея два расчётных значения длины столба замещающей жидко- сти, принимаем наименьшее значение (l).
Далее определяют необходимый объём замещающей жидкости для первона- чального цикла ГИС:
Vл = S 1(2) · l. (10.14)
После цикла ГИС в бурильной колонне (затрубном пространстве) остаётся столб лёгкой жидкости длиной:
lл =
S
l × S 1(2)
+ 
S - S
×r л
(10.15)
|
r бр
После каждого цикла ГИС из скважины выбрасывается (вытесняется) лёгкая жидкость в объёме:
Vвыт=S 1(2) · (l – lл). (10.16)
Объём жидкости, рассчитанный по формуле (10.16), следует закачивать в сква- жину при каждом последующем повторении цикла ГИС.
Приведённые формулы применимы для любого варианта исполнения ГИС. При ПГИС их используют в приведённой записи, при реализации ОГИС S 1 заменяется на S 2 и наоборот. При использовании газа (воздуха) расчёты ведут при ρ л = 0. При реали- зации ОГИС расчёты по формуле (10.13) не проводят.
Гидростатическое давление после в скважине после цикла ГИС находят по формуле:
æ æ ρ öö
Рс = ρ бр · g · (h – hст) = ρ бр × g ×ç h - lл ×ç1 - л ÷÷,
(10.17)
è è
где hст – статический уровень бурового раствора,м;
h – расчётная глубина, м.
ρ бр øø
Результативность работы при использовании ГИС будет иметь место, если рас- чётное избыточное давление по формуле (10.11) составляет не менее 5 МПа на каж- дую 1 000 м бурильной колонны. Это значительная величина, но именно она определяет интенсивность встряхивания колонны при цикле ГИС. Приняв минималь- ное значение Ризб = 5 МПа на 1 000 м, из (10.11) получаем формулу для оценки ниж- него значения плотности бурового раствора при заданной плотности замещающей жидкости:
ρ бр = ρ л + 500,
С
(10.18)
где С – коэффициент, показывающий, какую часть бурильной колонны (затрубного пространства) предполагается заполнить замещающей жидкостью (0 < С ≤1).
Особенности ПГИС состоят в следующем: создаются волновые процессы в бу- рильной колонне и в столбе жидкости; превентор не используется и остается откры- тым; быстро открывающееся устройство монтируется на бурильной колонне; переток бурового раствора идёт из затрубного пространства внутрь бурильной колонны.
При проведении ПГИС создаются более интенсивные встряхивания прихва- ченной колонны, а следовательно формируется больше предпосылок к ликвидации прихвата. Недостаток ПГИС определяется поступлением бурового раствора внутрь бурильной колонны, что может зашламовать турбобур, УБТ или долото. Поэтому ин-
тенсивная промывка скважины перед проведением ПГИС обязательна. Нежелательно также применять ПГИС при большой кавернозности ствола скважины.
Особенности ОГИС: создаются волновые процессы только в столбе жидкости; операция проводится при закрытом универсальном превенторе; быстро открывающе- еся устройство монтируется на боковом отводе превентора; переток бурового раство- ра идёт из бурильной колонны в затрубное пространство. Поэтому при проведении ОГИС обеспечивается более слабое встряхивание прихваченной колонны, однако ис- ключается зашламование низа бурильной колонны.
Считается, что если 10 последовательных циклов ГИС не дали положительного результата, дальнейшие работы следует проводить только после установки жидкост- ной ванны. Общее число циклов не должно превышать 30. Ограничениями к приме- нению ГИС является негерметичность бурильной колонны, наличие напорных пластов и неустойчивых пород в разрезе скважины. После ликвидации прихвата лёг- кую жидкость из скважины вытесняют вёмкость.
Пример расчёта.
Рассчитать параметры ОГИС и ПГИС для ликвидации прихвата. В качестве лёгкой жидкости использовать воду. Исходные данные представлены в таблице 10.2.
Таблица 10.2 – Исходные данные
| Глубина верхней границы прихвата, м | 2 100 |
| Пластовое давление в верхней границе прихвата, МПа | |
| Диаметр промежуточной колонны, мм | |
| Глубина спуска промежуточной колонны, м | 1 700 |
| Толщина стенки промежуточной колонны, мм | |
| Плотность бурового раствора, кг/м3 | 1 100 |
| Диаметр бурильных труб, мм | |
| Толщина стенки бурильных труб, мм | |
| Масса 1 м бурильных труб, кг/м | |
| Предел текучести бурильных труб, МПа | |
| Вес колонны, т |
Расчёт параметров ОГИС:
Определяем значения S 1 и S 2:
S 1 = 0,785 · (0,127 – 2 · 0,009)2 = 0,0093 м2,
S 2 = 0,785 · ((0,245 – 2 · 0,010)2 – 0,1272) = 0,0271 м2.
По формуле (10.12) определяем длину столба воды (лёгкой жидкости) в за- трубном пространстве:
(1100 ×10 ×2 100 -22 ×106) ×(0,0093 +0,0271 -0,0093 ×0,91)
L max= l =
0,0271×10 ×100
= 695 м.
Далее по формуле (10.15) определяем длину оставшегося в затрубном про- странстве столба воды после проведения ОГИС:
lл =
695 × 0,0271
0,0093+0,0271-0,0093×0,91
= 675 м.
Объём воды, который следует закачать в затрубное пространство, определяется по формуле (10.14):
Vл = 0,0271 · 695 = 18,8 м3.
Находим избыточное давление в конце закачки воды по формуле (10.11). Это давление служит дополнительным ориентиром окончания закачки:
Ризб. = 695 · 10 · (1 100 – 1 000) = 0,695 МПа.
Объём вытесненной воды по формуле (10.16) после открытия задвижки (пре-
вентора) будет равно:
Vвыт. = 0,0271 · (695 – 675) = 0,54 м3.
Статический уровень внутри бурильной колонны по окончании вытеснения находим, используя формулу (10.17):
hст. = 675 · (1 – 1 000/1 100) = 60,7 м.
Проверим по формуле (10.17) давление в скважине в интервале прихвата при
h = 2 100 м:
Рс = 1 100 · 10 · (2 100 – 60,7) = 22 МПа.
Давление в скважине получилось наперёд заданной величине, поэтому техно- логические расчёты выполнены верно.
Расчёт параметров ПГИС:
Определяем значения S 1 и S 2:
S 1 = 0,785 · (0,127 – 2 · 0,009)2 = 0,0093 м2,
S 2 = 0,785 · ((0,245 – 2 · 0,010)2 – 0,1272) = 0,0271 м2.
По формуле (10.12) определяем длину столба воды (лёгкой жидкости) внутри труб:
(1 100 ×10 ×2 100 -22 ×106) ×(0,0093 +0,0271 -0,0271×0,91)
L max= l =
0,0093 ×10 ×100
= 1 384 м.
По формуле (10.13) определяем предельное значение давления, исходя из прочности труб на растяжение:
f = 0,785 · (0,1272 – 0,1092) = 0,0033 м2.
655×106×0,0033-
24 ×103
Рпр.
= 1,5 =2,1МПа.
0,0093
Из формулы (10.11) определяем l:
2,1×106
l = = 2 100м.
10 × (1 100 -1 000)
Имея два значения l (1 384 м и 2 100 м), выбираем наименьшее, равное 1 384 м, которое будем использовать при дальнейших расчётах.
Далее по формуле (10.15) определяем длину оставшегося в трубном простран- стве столба воды после проведения ПГИС:
lл =
1 384 × 0,0093
0,0093+0,0271-0,0271×0,91
= 1100 м.
Объём воды, который следует закачать в затрубное пространство, определяется по формуле (10.14):
Vл = 0,0093 · 1384 = 12,9 м3.
Находим избыточное давление в конце закачки воды по формуле (10.11). Это давление служит дополнительным ориентиром окончания закачки.
Ризб. = 1 384 · 10 · (1 100 – 1 000) = 1,38 МПа.
Объём вытесненной воды по формуле (10.16) после открытия задвижки будет равно:
Vвыт. = 0,0093 · (1 384 – 1 100) = 2,64 м3.
Статический уровень внутри бурильной колонны по окончании вытеснения находим, используя формулу (10.17):
hст. = 1 100 · (1 – 1 000 / 1 100) = 99 м.
Проверим по формуле (10.17) давление в скважине в интервале прихвата при
h = 2100 м:
Рс = 1 100 · 10 · (2 100 – 99) = 22 МПа.
Давление в скважине получилось наперёд заданной величине, поэтому техно- логические расчёты выполнены верно.
На основании проведённых расчётов составляем технологический регламент на проведение ПГИС и ОГИС, представленный в таблице 10.3:
Таблица 10.3 – Регламент на проведение ПГИС и ОГИС
| Обозначение | l, м | lл, м | Vл, м3 | Vвыт., м3 | Pизб., МПа | hст., м | Pс, МПа |
| Формула | 10,12 | 10,15 | 10,14 | 10,16 | 10,11 | 10,17 | 10,17 |
| ОГИС | 18,8 | 0,54 | 0,695 | 60,7 | |||
| ПГИС | 1 100 | 12,9 | 2,64 | 1,380 | 99,0 |
Использование ударных механизмов. В качестве ударных механизмов применяют ясс, гидравлический ударный механизм (ГУМ) или возбудитель упругих колебаний(ВУК). Используются при ликвидации прихватов вызванных заклиниванием, прилипани- ем, обвалами. Используется если другие методы ликвидации не дали результатов. Позво- ляетизвлекатьколонны,прихваченныечастикоторыхнепревышают300м.
Отличительной особенностью ударных механизмов является наличие бойка, который совершает удары по наковальне, связанной с прихваченным инструментом. Различают ударные механизмы (далее УМ) со свободным бойком и УМ, имеющим боёк с присоединительной массой, колонной труб, на которой ударный механизм спущен в скважину. УМ могут иметь 2 варианта исполнения: обычное, требующее спуск УМ в скважину для ликвидации прихвата, и встроенное. В последнем случае УМ вставлен в компоновку бурильной колонны в наиболее рациональном месте и может быть приведён в рабочее состояние сразу после возникновения прихвата. Встроенный вариант имеет более сложную конструкцию, хотя технологически он, несомненно, предпочтительнее.
Технология применения УМ при работе в ударном режиме заключается в выбореместа установки УМ и рациональной компоновки бурильного инструмента; обеспечении наиболее высокой энергии каждого удара, которая при заданной массе ударной части сводится к реализации максимальной скорости удара бойка по наковальне.
УМ следует устанавливать как можно ближе к верхней границе прихвата, где и отвинчивают свободную часть инструмента. УМ соединяют с прихваченным инстру- ментом через предохранительный переводник. Над УМ размещают УБТ соответству- ющего диаметра и массой, примерно равной массе прихваченного инструмента. УМ наиболее эффективно работает в вертикальной скважине.
Работа УМ – это сложный технологический процесс, который основан на зако- номерностях взаимодействия стержневых ударных систем. Первая система – это бу- рильная колонна, на которой УМ спущен в скважину. Это система неоднородна по длине, так как составлена из стальных труб разного поперечного сечения с соедини- тельными концами. Это первый волновод, нижняя часть которого имеет боёк, насто- ящий удар по наковальне, то есть по прихваченной колонне.
Вторая система (волновод) – это прихваченная колонна. Она тоже может быть достаточно длинной и неоднородной.
Импульс напряжения, формирующийся при ударе, перемещается со скоростью звука по первому и по второму волноводам от места его зарождения.
Расчёт режима работы УМ сводится к нахождению условий, обеспечивающих наиболее высокую (максимальную) скорость удара при некоторых начальных дан- ных. Фактически это сводится к определению рационального хода бойка, то есть ос- новного конструктивного размера УМ.
Волновой режим работы УМ на прихваченный инструмент передаёт продоль- ные волны разгрузки, которые формируются за счёт упругого сжатия предварительно растянутой верхней свободной части прихваченного инструмента. Боёк УМ для наиболее полной реализации этого режима не должен ударять по наковальне, то есть ход бойка должен быть больше удвоенной суммы амплитуд колебаний бойка и нако- вальни. Волновой режим работы может быть обеспечен УМ любой конструкции, од- нако необходимый ход бойка должен существенно превышать ход бойка при реализации ударного режима.
Число ударов или число циклов работы УМ для ликвидации прихватов соглас- но опыту ликвидации аварий на Харьягинском месторождении рекомендуется нано- сить не более 50 ударов, а в случае отрицательного результата вносить корректировку в план работ по ликвидации прихвата.
Рассмотрим на примере расчёт УМ. Определим расчётные технологические характеристики УМ при следующих условиях: инструмент отвинтили над верхней границей прихвата на глубине 1 920 метров, в скважине осталось УБТ массой 20 т, длиной 100 м, бурильные трубы длиной 1 820 м с массой погонного метра 30 кг, средневзвешенное по длине сечение аварийной колонны по металлу 3,3 · 10-3.
1. Примем ударную массу УБТ равной 20 т, то есть соответствующую массе прихваченнойкомпоновки.
2. Приняв плотность бурового раствора 1 100 кг/м3 и запас прочности аварий- ной бурильной колонны на растяжение при работе УМ в вертикальной скважине а = 1,5, находим максимально допустимое усилие расцепления замковойпары:
a = s т × S, 1,15× m × g ×b+ G 2
(10.19)
где σ т –пределтекучестисталибурильныхтруб(σ т =539МПа);
S – площадь сечения труб по металлу, м2;
m – масса аварийной колонны, т;
β – коэффициент, учитывающий выталкивающую силу;
G 2 – верхнее допустимое усилие при работе УМ, Н.
m=l 1 · q 1 +l 2 · q 2 +…+ln · qn, (10.20) где l 1, q 1, l 2, q 2, ln, qn – длины и массы погонного метра соответствующих секций аварийнойколонны.
β = 1 –
r р,
r ст
(10.21)
где ρ р,ρ ст –соответственно плотности раствораистали(7850 кг/м3).
Для нашего случая:
m = 1 820 · 30 = 54 600 кг,
β= 1 –1100
= 0,86.
Выражаем из формулы (10.19) величину G 2:
G =s т × S -1,15 × m × g ×b× a.
2 a
Для нашего случая имеем:
539 ×106 × 3,3 ×10-3 -1,15 × 54 600 × 9,8 × 0,86 ×1,5
G 2 =
1,5
= 656 кН.
УБТ.
Ограничимся усилием расцепления равным 600 кН.
3. Найдёмвремяработыаварийнойколонныбезучётадлиныударноймассы
t = 2 × l,
c
где l – длина аварийной бурильной колонны,м;
с – скорость звука в стальных трубах 5 000 м/с. Найдём время работы ударной массы УБТ:
(10.22)
где mубт. – масса УБТ,кг;
t = 2,3 × mубт.,
э k
(10.23)
k – коэффициент трения (k = k 1 + E · S/c, E – модуль упругости 2,06 · 1011 Па,
S – площадь сечения аварийной бурильной колонны по металлу, м2).
t =2×1820
= 0,73 с,
k = 1×10
2,06 ×1011 × 3,3 ×10-3
145 960,
4+ =
5 000
tэ = 2,3 ×
20 000
= 0,32 с.
Так как t>tэ (0,73 > 0,32), то ударная масса аварийной колонны (боёк) в конце фазы разгона достигнет эффективной скорости, а энергия удара бойка по наковальне будет оптимальна.
4. Находим скорость удара и ход, на которые нужно отрегулировать УМ, при- нявдлянашихусловий tэ =0,32c,а G 2=600кН:
u= G 2 ×é
- exp - k × t ù,
(10.24)
ê1
k êë
ú
mубт úû
G é mубт æ
æ- k × t ö öù
h = 2 ×ê t + ×çexpç ÷-1÷ú,
(10.25)
k êë k è è mубт ø øúû
u=600 ×103 ×é- -145960×0,32ù=
 |  |
145 960
ê1 exp
20×103
ú 3,7м/с,
ë û
600 ×103 é
20 ×103 æ
æ-145960×0,32ö öù
h =145960×ê0,32+145960×çexpç
20×103
÷-1÷ú=0,8м.
ë è è ø øû
Если для ликвидации этого прихвата будет применён УМ с нерегулируемым ходом бойка, существенно отличающимся от 0,8, то сила удара при прочих равных
условиях будет иной. При использовании УМ с меньшим ходом бойка скорость удара уменьшится.
5. Найдём удлинение аварийной колонны при усилии натяжения сверх соб- ственного веса, равного 600 кН поформуле:
D=å(Fi × li),
(10.26)
1,05 × Ei × Si
где Fi, li, Si, Ei – соответственно натяжение усилия, длина, площадь поперечного сечения, модульупругости.
Для наших условий:
D= 600000×1820
= 1,5 м.
1,05 × 2,06 ×1011 × 3,3 ×10-3
Поскольку Δ >h (1,5 > 0,8), то работа УМ будет обеспечена.
Освобождение колонны с помощью испытателя пластов. Пакер применяется при ликвидации дифференциальных прихватов. Метод наиболее эффективен после уста- новки ванн. Пакер спускают в скважину на бурильных трубах и соединяют с прихвачен- ной колонной. Длину компоновки и место отвинчивания подбирают таким образом, чтобы пакер размещался на необходимой глубине внутри обсадной колонны, что обеспечит надёжность пакеровки. После разгрузки инструмента на пакер происходит пакеровка, от- крывается клапан, в результате чего подпакерное пространство (интервал прихата) гид- равлически соединяется с внутренней полостью бурильной колонны, которая заполнена буровым раствором на заданную высоту. Это и обеспечивает резкое снижение гидроста- тического давления в интервале прихвата и устраняет прижимающую силу. После ликви- дации прихвата начинают промывку и вращение инструмента, а затем подъём.
Основными условиями применения данного способа ликвидации прихватов яв- ляются отсутствие в подпакерном интервале напорных пластов и неустойчивых пород с целью недопущения нефтегазоводопроявлений и интенсивных осыпей и обвалов стенок скважины.
Для ликвидации прихватов применяют стандартные 180- и 195-мм пакерные ман- жеты, предназначенные для пакеровки ствола диаметром, соответственно до 200-208 и 220-225 мм. Характеристики пакеров, применяемых при ликвидации прихватов, пред- ставлены в таблице 10.4.
Таблица 10.4 – Характеристики применяемых пакеров
| Диаметр пакера номинальный, мм | ||
| Диаметр скважины, мм | 200-208 | 220-225 |
| Ход поршня пакера, мм | ||
| Осевая нагрузка на пакер, кН |
При использовании пакера необходимо обеспечить его сжатие. Поэтому возникает необходимость определять минимальную глубину спуска пакера, при которой обеспечи- вается заданное давление в интервале прихвата, а также минимальную глубину при кото- ройнабираетсятребуемыйвесбурильнойколонныдляраскрытияпакера.
Уровень бурового раствора в бурильной колонны, который обеспечит заданное давление в скважине в интервале прихвата, определяется поформуле:
h = Lпр.
- kд × Pпл.,
r× g
(10.27)
где Lпр. – глубина интервала прихвата,м;
kд – коэффициент депрессии (kд ≤ 1);
Рпл. – пластовое давление, Па;
ρ – плотность бурового раствора, кг/м3.
Минимальная глубина спуска пакера, при которой обеспечивается пакеровка, определяется по формуле:
L = kр × G - lубт. × g × ko ×(qубт. - qбт.)+ h × S ×r× g, (10.28)
qбт. × g × ko
где kр – коэффициентрезерва(kр =1,1÷1,3);
G – усилие пакеровки, Н;
lубт. – длина УБТ, м;
ko – коэффициент облегчения инструмента в скважине;
qубт. – масса 1 м УБТ, кг;
qбт. – масса 1 м бурильных труб, кг;
S – площадь сечения внутренней полости бурильных труб, м2. Разумеется, должно соблюдаться соотношение:
L ≤ Lп≤ Lпр. (10.29)
Если соотношение не выполняется, то данный способ ликвидации при имею- щемся инстру