Методические указания установление границ прихвата и прихватоопасной ситуации

Определяя вид прихвата и тактику его ликвидации, необходимо знать геолого- техническую ситуацию при возникновении осложнения или аварии. Ее можно оценить специальными исследованиями, которые проводят сразу же после возникновения прихвата (определение верхней границы прихвата) или до его возникновения (периодически проводимые исследования сил сопротивления и собственного веса колонны труб в скважине, конфигурации ствола скважины и др.).

Определение верхней границы прихвата инструмента по упругому удлинению его свободной части. Верхняя граница прихвата колонны труб, одноразмерной по наружному диаметру и толщине стенок, определяется из зависимости

где L - длина свободной части колонны; Е - модуль упругости металла труб (модуль Юнга); F - площадь поперечного сечения трубы; Р₂ — Р₁, = Р - разница между силами растяжения, прикладываемыми к колонне сверх ее веса; l - упругое удлинение колонны труб под действием силы р; 1,05 - коэффициент, учитывающий жесткость замковых соединений труб.

Значения k, зависящие от размера труб и разности Р₂-Р₁,, приведены в табл. 4 и 5. Удлинение колонны и растягивающие нагрузки определяют следующим образом.

К колонне труб прикладывается нагрузка Р₁, которая должна превьппать на пять делений показание индикатора веса, соответствующее полному весу колонны бурильных труб до прихвата (с учетом сил сопротивления). На ведущей трубе делается отметка против неподвижной плоскости стола ротора.

Таблица 4 - Значение k при различной разности нагрузок для стальных труб

Трубы стальные		P2 – P1, тс
Наружный диаметр (по гладкой части), мм	Толщина стенки, мм	5	10	15	20	25	30	35
108	8	17200	8600	5733	4300	3440	2866	2457
	9	19757	9878	6586	4939	3951	3293	2822
	10	21900	10950	7300	5475	4380	3650	3130
	11	23416	11730	7820	5865	4692	3910	3351

Продолжение таблицы 4

146	8	15300	7650	5100	3825	3060	2550	2185
	9	17331	8666	5777	4333	3466	2889	2476
	10	18800	9400	6266	4700	3760	3133	2685
	11	20727	10364	6909	5182	4145	3455	2961
140	8	14630	7315	4877	3656	2926	2438	2090
	9	16330	8165	5443	4082	3366	2722	2333
	10	18000	9000	600	4500	3600	3000	2570
	11	19650	9825	6550	4912	3930	3275	2807
127	7	11620	5810	3873	2905	2324	1937	1660
	8	13230	6615	4410	3308	2646	2205	1890
	9	14750	7375	4917	3687	2950	2458	2107
	10	16200	8100	5400	4050	3240	2700	2314
114	7	10450	5225	3442	2620	2100	1740	1493
	8	11818	5909	3939	2955	2364	1970	1688
	9	13180	7276	4400	330	2640	2200	1880
	10	14553	7900	4851	3638	2911	2426	2079
	11	15800	3900	5260	3950	3160	2640	2260
89	7	7950	3975	2640	1980	1590	1320	1140
	9	9878	4939	3293	2470	1976	1646	1411
	11	11819	5910	3940	2955	2364	1970	1688
79	7	6400	3200	2140	1600	1280	1070	915
	9	8000	4000	2670	2000	1600	1330	1140
	11	9450	4725	3150	2360	1890	1570	1350

Таблица 5 - Значение k при различной разности нагрузок для легкосплавных труб

Трубы стальные		P2 – P1, тс
Наружный диаметр (по гладкой части), мм	Толщина стенки, мм	5	10	15	20	25	30	35
117	9	5760	2880	1920	1440	1150	960	820
	11	6920	3460	2307	1730	1385	1150	990
129	9	4960	2480	1650	1240	990	825	710
	11	6150	3075	2050	1540	1230	1025	880

Продолжение таблицы 5

114	10	4800	2400	1600	1200	960	800	685
93	9	3500	1750	1170	875	700	585	500
73	9	2630	1315	880	660	525	440	375

Затем производится натяжение, превышающее первоначальное на пять делений, после чего нагрузка сразу же снижается до значения Р₁, и на ведущей трубе делается вторая отметка. Разница между лученными отметками при одном и том же натяжении мертвого конца каната объясняется потерями на трение в системе талевого механизма.

Расстояние между полученными отметками делится пополам, что и является верхней отметкой для отсчета.

Затем к колонне прикалывается нагрузка Р₂, которая по индикатору веса превышает Р₁, на 10-20 делений, и на ведущей трубе делается отметка. Нагрузка Р₂ должна быть такой, чтобы деформации от нее в элементах бурильной колонны не превьппали предела текучести. Затем делается повторная натяжка на пять делений больше Р₂, которая сразу же снижается до Р₂, после чего на ведущей трубе ставится вторая отметка. Расстояние между двумя отметками делится пополам, и полученная черта считается нижней отметкой для отсчета.

С максимально возможной точностью измеряется расстояние между верхней и нижней отметками для отсчета, что и является искомым значением удлинения колонны l.

Растягивающие нагрузки Р₁ и Р₂ определяются по паспортным данным индикатора веса в соответствии с его показаниями.

Приложенная к комбинированной колонне сила Р будет вызывать в каждой секции соответствующее удлинение, суммарное значение которого для всей колонны равно

где n – число одноразмерных секций в колонне труб.

Для многоступенчатой колонны

где - суммарное удлинение колонны труб под действием силы P,см; H₁ – длина неприхваченной части труб нижней секции, м; g₁, g₂, g₃, …, g_n – вес соответствующих одноразмерных секций труб в воздухе, кг; L₂, L₃, …, L_n – длина соответствующих секций труб, м; Р – растягивающая сила.

Из этого выражения можно определить длину неприхваченной части труб самой нижней секции L₁

H₁ = g₁

Если в результате расчетов окажется, что H₁ принимает отрицательное значение, то верхняя граница прихвата расположена выше этой секции труб. Тогда требуется определить значение H₂ по формуле

H₂ = g₂

Вычисления продолжают до получения положительного значения.

Верхняя граница прихвата многосекционной колонны труб определяется из уравнения.

H = H_i +

Объём нефти для ванны определяется по формуле

,

где коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; диаметр долота, м; наружный и внутренний диаметр бурильных труб, м; H – интервал прихваченного участка колонны, м ; расчетная высота подъёма нефти выше верхней точки в бурильных трубах, м.

Потребный объём продавочной жидкости ( в м³)

,

где L – глубина скважины от устья до места расположения долота, м; соответственно высота нефти и буферной жидкости в трубах, м.

Задача №4

Выбрать плотность бурового раствора и скорость его циркуляции в кольцевом пространстве при которых не произойдет пластовых проявлений и поглощения в пласт. Принять коэффициент аномльности ά=1,15, а коэффициент гидроразрыва κ=1,2. Данные для решения выбрать из таблицы 6.

Таблица 6

Предпосл. цифра шифра	Диаметр частиц, мм	Плотность породы, , кг/м^3	Посл. цифра шифра	Глубина скважины H,м	Глубина пласта с аномальным давлением, Hа
0	8	2000	0	3500	2800
1	6	2200	1	3200	2700
2	9	2300	2	3000	2500
3	10	2350	3	4000	3200
4	7	2500	4	3600	2900
5	11	2400	5	3300	2700
6	12	2450	6	3400	2800
7	10	2350	7	3600	3000
8	9	2400	8	4200	3600
9	8	2500	9	3800	3200

Методические указания

Условие недопущения проявлений и поглощений записывается следующим образом

,

где - давление пластовое и гидроразрыва пород соответственно, Па;

- плотность бурового раствора, кг/м³; - глубина залегания пласта с аномальным давлением,м.

Скорость циркуляции определяется из выражения

,

где - скорость витания частиц в буровом промывочном растворе, м/с.

,

где ρ_ч , d_ч –плотность и диаметр частиц шлама соответственно;

τ –динамическое напряжение сдвига,Па; ή – пластическая вязкость, Па*с.

Величины ή и τ можно определить по эмпирическим зависимостям