Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин

тельность производства работ; ведут его со значительной задержкой во времени после возникновения прихвата; выбирают объем агента недостаточный для полного перекрытия зоны прихвата, снижения перепада давления и производства необходимого цикла работ; не принимают меры, предупреждающие самопроизвольное перемещение агентов ванны из зоны прихвата и их смешение с буровым раствором в скважине, а также флокуляцию частиц утяжелителя и выпадение его в осадок; агент выбирают без учета физико-механических свойств и физико-химической активности в определенных геолого-технических условиях.

Когда инструмент, находясь в интервалах, представленных проницаемыми отложениями, оказывается без движения и соприкасается со стенкой скважины, он начинает вдавливаться в глинистую корку и вытеснять из-под себя глинистый раствор и неплотные слои корки. Глубина внедрения инструмента в корку будет зависеть от значения начальных прижимающих сил и от вращения неподвижного контакта. Чем выше проницаемость глинистой корки и породы, тем быстрее протекает этот процесс. Этим объясняется тот факт, что прихваты быстрее происходят в свежевскрытых интервалах проницаемых пластов, где глинистая корка не успевает уплотниться и имеет высокую проницаемость.

В качестве агентов ванны могут быть использованы нефть, вода, кислоты, щелочи и другие продукты. Однако наиболее распространенным и эффективным агентом является нефть, в связи с чем методику установки жидкостных ванн целесообразно показать на примере применения нефти.

Метод установки нефтяных ванн наиболее эффективен при ликвидации прихватов, происшедших в интервалах проницаемых пород, вызванных действием перепада давления, и не рекомендуется при ликвидации прихватов, происшедших вследствие заклинивания труб посторонними предметами или обрушившейся горной породой, в желобных выработках, в суженной части ствола скважины или в нарушенной обсадной колонне.

Нефтяная ванна должна быть установлена сразу же после возникновения прихвата.

Для установки ванны рекомендуется использовать безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть малой плотности. Для повышения поверхностной активности в нее добавляются ПАВ (дисольван, сульфонол, НЧК ОП-10) 1−2 % объема ванны, для равномерного распределения в нефти они перемешиваются. При вскрытии высокопроницаемых пластов и возникновении прихватов для установки ванн можно использовать окисленный петролатум или СМАД-1. Объем нефти для ванны определяют из расчета максимально допустимого снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ею верхней границы на 50−100 м.

В случаях ликвидации прихватов в районах с малоизученными геологическими условиями (когда пластовое давление неизвестно) или при предварительном снижении плотности промывочной жидкости в скважине до минимально допустимой объем нефти для ванны определяется по формуле

Q = 0,785(K22D2 − dí2 )(H + h) + 0,785dâ2h,

ãäå Q − объем нефти для ванны, м3; K − коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; D − диаметр долота, м; dí, dâ − диаметр бурильных труб соответственно наружный и внутренний, м; H − интервал прихваченного

218

участка колонны, м; h − расчетная высота подъема нефти выше верхней точки в бурильных трубах, м.

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

Нефть в трубах и затрубном пространстве распределяется исходя из конкретного состояния скважины и необходимой частоты восстановления циркуляции (во избежание ее потери), а также общего времени действия ванны. В общем случае объем избыточной нефти в бурильных трубах Q (â ì3) может быть определен из выражения

Q = ngT,

ãäå n − число операций по восстановлению циркуляции; g − объем прока- чиваемой жидкости за одну операцию, м3; T − время продавливания нефти в затрубное пространство, ч.

Для предупреждения самопроизвольного вертикального перемещения нефти по стволу скважины и увеличения времени действия агента ванны в зоне прихвата перед нагнетанием нефти и продавочной жидкости необходимо закачать порцию буферной жидкости для заполнения 150−200 м затрубного и трубного пространства.

Буферная жидкость приготовляется из применяемого бурового раствора путем его обработки реагентами-структурообразователями до полу- чения максимально возможных значений вязкости и статического напряжения сдвига. Водоотдача жидкости буферной пачки не должна превышать водоотдачу промывочной жидкости в скважине.

В местах смешения с буровым раствором буферная жидкость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реагентов-структурообра- зователей рекомендуется применять: при температуре до 100 °С − крахмал, 100−150 °С − КМЦ, более 150 °С − метас с каустической содой. В каждом конкретном случае рецептура для получения буферной жидкости подбирается лабораторией промывочных жидкостей.

Потребный объем продавочной жидкости Vïð (â ì3) определяется по формуле

Vïð = 0,785[d2(L − hí − há)],

ãäå d − внутренний диаметр бурильных труб, м; L − глубина скважины от устья до места расположения долота, м; hí, há − соответственно высота нефти и буферной жидкости в трубах, м.

Установка нефтяных ванн производится, как правило, через заливоч- ную головку, имеющую не менее двух отводов, оборудованных трехходовыми кранами высокого давления. Колонна бурильных труб частично разгружается и подвешивается на роторе.

Заливочная головка обвязывается с цементировочными агрегатами двумя и более раздельно идущими к ней нагнетательными линиями, опрессованными на требуемое давление. Для проведения работ по установке ванн в сложных геологических условиях или на больших глубинах (в зависимости от конкретной ситуации района) используется не менее двух цементировочных агрегатов. Кроме того, в систему обвязки вводятся два агрегата, готовые в любой момент включиться в работу.

219

Агенты ванны нагнетаются в скважину цементировочными агрегатами в следующей последовательности: буферная жидкость − нефть − буферная жидкость − продавочная жидкость при максимально возможной подаче агрегатов, при этом скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна превышать это значение в процессе бурения данного интервала.

Максимальное ожидаемое давление при установке ванны наблюдается к моменту начала выхода нефти из труб

pmax = gL(ρp − ρí ) + p,

ãäå ρð, ρí − плотность соответственно бурового раствора и нефти; p − давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкостей в трубах и затрубном пространстве.

Значение pmax ограничивается внутренним давлением, при котором проведена опрессовка бурильной колонны на максимальное рабочее давление. При превышении давления в процессе продавливания сверх максимально ожидаемого необходимо уменьшить скорость закачивания продавочной жидкости во избежание нарушения герметичности и целостности колонны бурильных труб и элементов обвязки. После закачивания продавочной жидкости краны на заливочной головке закрываются, и (в зависимости от причины прихвата) колонна разгружается на определенную часть ее веса или оставляется под натяжкой на талевой системе.

После установки ванны колонна труб расхаживается во избежание распространения зоны прихвата. Периодичность профилактических расхаживаний устанавливается в зависимости от конкретных геолого-физи- ческих условий, но не менее двух раз в 1 ч.

К расхаживанию для освобождения инструмента приступают через 4−6 ч действия ванны (с учетом конкретной ситуации).

Через каждый час после начала расхаживания проверяется наличие сифона в трубах, и часть нефти из труб (порциями по 0,5−0,7 м3) продавливается в затрубное пространство. Периодичность продавливания определяется конкретными условиями в скважине.

После ликвидации прихвата проводятся промывка с вымывом нефти на устье, подъем колонны труб из скважины с тщательной проверкой их качества, включая дефектоскопию, и последующая проработка ствола в осложненном интервале.

Вымытая из скважины нефть сохраняется и 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 параметры бурового раствора и повторно устанавливают нефтяную ванну. Число ванн определяется конкретными условиями района, однако устанавливать более трех-четырех ванн не рекомендуется.

В случае прихвата труб в карбонатных и глинистых отложениях необходимо в качестве агента ванны применять кислоту. Используются техни- ческая соляная кислота 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 подбирается опытным путем исходя из условия активного действия смеси кислот на образцы пород.

Для уменьшения вредного влияния кислоты на бурильные трубы и оборудование следует применять ингибиторы коррозии.

220

Практика показывает, что около 80 % прихватов, происшедших под действием перепада давления, ликвидируются установкой нефтяных ванн. Разумеется эффект действия ванны зависит от своевременности ее установки.

Другое важное обстоятельство − время воздействия агента ванны в зоне прихвата. Анализом промысловых данных (по Краснодарскому краю) установили, что 75 % прихватов ликвидируются при действии агентов ванны в течение 4 ч.

Время действия ванны, после которого инструмент освобождается, зависит также от перепада давления, вызвавшего прихват инструмента.

Установлено, что в большинстве случаев эффективны ванны из легких нефтей с добавками дисольвана до 1 %.

В качестве буферной жидкости используется вода, закачиваемая из расчета заполнения не менее чем 50 м высоты затрубного пространства и бурильных труб.

Использование взрывного способа для ликвидации прихватов

Взрыв при ликвидации прихвата осуществляется для «встряхивания» инструмента; отвинчивания колонны; обрыва труб с целью освободить свободную часть колонны.

«Встряхивание» целесообразно проводить в тех случаях, когда прошло незначительное время от начала возникновения прихвата и когда предполагаемая длина прихваченной зоны может быть перекрыта общей длиной торпеды.

При отвинчивании колонны с использованием взрыва в большинстве случаев удается освободить весь инструмент или большую его часть путем многократного отвинчивания в сочетании с промывкой инструмента и скважины через разъединенную колонну труб. Обрыв труб применяется тогда, когда другие методы ликвидации аварии оказываются безуспешными или их применение экономически невыгодно.

Работы по торпедированию труб и выбор зарядов торпед для различ- ных целей проводятся в строгом соответствии с «Инструкцией по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием».

При «встряхивании» труб выполняются следующие операции: производится расхаживание труб, а если не потеряна циркуляция, то и

промывка скважины; определяется зона прихвата;

собирается торпеда заданной длины, спускается в скважину и устанавливается против всей зоны прихвата или над долотом при его заклинивании;

проводится натяг труб с максимально допустимой силой и крутящим моментом;

осуществляется взрыв; поднимается колонна труб (в случае необходимости проводится ее

расхаживание).

При отвинчивании труб необходимо:

провести расхаживание и, если не потеряна циркуляция, промыть скважину;

закрепить резьбовые соединения бурильных труб;

221

наметить место отворота труб и разгрузить резьбовое соединение, намеченное для отвинчивания, от веса верхней части колонны (место отворота выбирается в устойчивой части разреза в интервале отсутствия каверн); посадить натянутую колонну труб на трубные клинья, чтобы предот-

вратить ее смещение относительно стола ротора; приложить к колонне труб обратный впадающий момент (против часо-

вой стрелки), равный 1/3, но не более 1/2 закручивающего момента, и застопорить колонну;

опустить торпеду ТДШ, установить ее в намеченном интервале и взорвать;

поднять из скважины кабель с остовом торпеды, грузом и головкой или держателем;

расстопорить ротор и приступить к развинчиванию труб.

При отвинчивании последовательно выполняются следующие дополнительные операции:

промывается затрубное пространство через разъединенную колонну труб без ее подъема или, если не удается возобновить циркуляцию, с подъемом одной или нескольких труб;

колонна свинчивается; снова определяется верхняя граница прихвата;

проводятся все операции по отвинчиванию на глубине, где прибором определена граница прихвата;

после разъединения колонны труб на новой глубине все операции повторяются (промывка, отвинчивание, определение верхней границы прихвата, новое отвинчивание на большей глубине) до тех пор, пока не будет освобожден весь инструмент или большая его часть;

при опасности увеличения зоны прихвата за счет прижатия труб под действием перепада давления производится расхаживание инструмента, оставленного без движения.

Работы по отвинчиванию могут проводиться в комплексе с обуриванием прихваченной колонны труб.

Работы по обрыву труб выполняются в следующем порядке:

трубы расхаживаются, а если не потеряна циркуляция, то скважину промывают;

определяется верхняя граница прихвата; торпеда собирается, спускается в скважину и устанавливается в за-

данном интервале (желательно против резьбового соединения); осуществляется натяг с максимально допустимой нагрузкой; взрывается торпеда; из скважины поднимаются кабель, груз и колонна труб, иногда после

предварительного расхаживания и промывки.

Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов

Гидроимпульсный способ (ГИС) рекомендуется для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, заклиниванием колонн в желобных выработках или обломках породы. Необходимым условием при этом является нахождение нижней части колонны бурильных труб на некотором расстоянии от забоя скважины, исходя из предположения, что ликвидация прихвата труб будет осуществляться методом сбивания колонны труб вниз.

222

Применение ГИС при отсутствии циркуляции допускается в случае, если прекращение движения жидкости вызвано частичным заполнением нижней колонны труб осадком шлама.

Способ основан на реализации эффекта разгрузки колонны труб резким снятием предварительно созданных напряжений растяжения в материале труб и напряжений сжатия жидкости, заполняющей полость труб.

Для создания указанных напряжений воздействуют на перекрытый верхний конец бурильных труб давлением жидкости, возникающим в полости труб после замещения находящегося в колонне бурового раствора другой жидкостью, например водой. Возникающий при этом перепад давления

∆p = gH (ρ1 − ρ2),

ãäå H − глубина погружения уровня раздела жидкостей в колонне; ρ1, ρ2 − плотность жидкости соответственно в затрубном пространстве и трубах.

Перепад давления, действуя на верхний закрытый конец бурильных труб, создает растягивающую нагрузку и соответственно растягивающие напряжения материала труб. При резком снятии возникших напряжений в скважине произойдут следующие процессы:

продвижение колонны в сторону забоя; снижение давления в трубах и затрубном пространстве и, как следст-

вие, переток бурового раствора из затрубного пространства в трубы со значительной начальной скоростью, приводящей к эрозии фильтрационной корки и осадков;

кратковременное снижение перепада давления в зоне прихвата вследствие понижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины.

При отсутствии положительного эффекта через 30 последовательных импульсов дальнейшие работы ГИС прекращаются.

Ограничениями к применению ГИС являются:

недостаточная плотность бурового раствора в скважине (ρ ≤ ≤ 1,35 г/см3);

негерметичность колонны труб; осложненность ствола скважины (осыпи, обвалы, зашламленность и

ò.ï.).

Применение ударных устройств

Ясс ударный (табл. 7.5) предназначен для освобождения прихваченной бурильной колонны приложением к ней ударных нагрузок при расхаживании. Ясс ударный (рис. 7.12) состоит из корпуса и шпинделя.

Ò à á ë è ö à 7.5

Техническая характеристика ударных яссов

		Наружный	Диаметр	Длина	Присоединительные резьбы		Длина,	Общая
	Обозна-	диаметр	канала	свободно-
					верхнего	нижнего
	чение	корпуса,	шпинделя,	ãî õîäà			ìì	масса, кг
		ìì	ìì	ÿññà, ìì	конца	конца
	ßÓ-235	235	75	2000	Ç-171	Ç-147	7200	1220
	ßÓ-215	215	75	2000	Ç-171	Ç-147	7200	1185
	ßÓ-190	190	75	2000	Ç-147	Ç-147	6600	1040
	ßÓ-170	170	75	2000	Ç-147	Ç-147	6550	770
								223

Рис. 7.12. Ясс ударный

Рис. 7.13. Ясс ударно-вибрацион-ный

Корпус скомпонован из переводника 1, двух кожухов 3, муфты соединительной 5 и нижней муфты 8, в которой помещены самоуплотняющиеся манжеты 9.

Шпиндель состоит из квадратной штанги 4, головки 6 и направляющей трубы 7. На верхний конец квадратной штанги навернута воронка 2 для направления груза ДТШ. Двухметровый свободный ход ясса предотвращает распространение над ним прихвата.

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

224

нижнему торцу головки нижней муфтой. При вращении инструмента крутящий момент передается прихваченной колонне через соединительную муфту и квадратную штангу.

Ясс ударно-вибрационный (табл. 7.6) предназначен для освобождения прихваченной колонны бурильных труб осевыми ударами, направленными сверху вниз, или же путем создания вибрации в колонне вращением бурильных труб под натяжением. Ясс ударно-вибрационный (рис. 7.13) 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 винтами 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 навернутого на него ловильного 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 головки при левом вращении инструмента она соединяется штифтом со шпинделем. Уплотнение зазоров между корпусом и шпинделем достигается V-образными резиновыми манжетами.

Ясс спускается 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 создаются частичным весом инструмента при расхаживании или создании вибрационной нагрузки при вращении колонны под натяжением.

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

Ò à á ë è ö à 7.6

Техническая характеристика ударно-вибрационных яссов

		Наружный	Диаметр	Длина сво-	Присоединительные
	Обозна-	диаметр	канала	бодного	резьбы		Длина, мм	Общая
	чение	корпуса,	шпинделя,	õîäà ÿññà,				масса, кг
					верхнего	нижнего
		ìì	ìì	ìì
					конца	конца
	ßÓВ-235	235	75	2000	Ç-147	Ç-147	3890	795
	ßÓВ-215	215	75	2000	Ç-147	Ç-147	3750	675
	ЯУВ-190	190	75	2000	Ç-147	Ç-121	3670	515
	ßÓВ-170	170	75	3000	Ç-121	Ç-121	4560	470
	ßÓВ-127	127	40	3000	Ç-101	Ç-101	4380	260

225

Техническая характеристика УЛП-190-1
Наружный диаметр корпуса, мм ...............................................................	178
Длина, мм .......................................................................................................	1900
Статическая растягивающая нагрузка, тс ...............................................	150
Допустимая рабочая нагрузка, тс..............................................................	70
Ударная нагрузка, т......................................................................................	Äî 300
Диаметр промывочного канала, мм ..........................................................	56

Устройство (рис. 7.14) состоит из корпуса 4 и стержня 5, 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. Для соединения с трубами или ловильным инструментом устройство снабжено резьбами З-147 и З-121 (ГОСТ 5286−58). Сквозь стержень проходит отверстие для промывки и пропуска торпеды.

Рис. 7.14. Устройство УЛП-190-1	Ðèñ. 7.15.	Схема	гидравли-
	ческого	ÿññà	открытого
	òèïà ßÃ

226

Принцип работы устройства основан на нанесении ударов по прихва- ченному инструменту и создании осевых нагрузок на него при выходе зуб- чатых 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 проводятся в соответствии со специальной инструкцией.

Гидравлические устройства

К числу гидромеханических устройств ударного действия относятся гидравлические яссы открытого типа ЯГ-146, ЯГ-95 (табл. 7.7), выпускаемые серийно с комплектами испытателей пластов КИИ2М-146 и КИИ2М-95, и яссы закрытого типа ЯГЗ-146, ЯГЗ-127 (табл. 7.8), разработанные в СевКавНИПИнефти.

Принцип работы этих яссов заключается в передаче прихваченной части колонны осевых ударных нагрузок, направленных вверх. Для удара используется энергия деформации, накопленная при растяжении свободной части колонны бурильных труб.

На рис. 7.15 показана схема ясса ЯГ-146, состоящего из корпуса 3, внутри которого размещен грузовой шток 2, находящийся в постоянном шлицевом зацеплении с корпусом нижнего штока 6, проходящего через двухстороннее манжетное уплотнение 8. Между выступами штоков 2 è 6 установлены седло 5 и резиновая уплотнительная втулка 4. Сверху на грузовой шток 2 навинчен переводник 1, а снизу в корпус 3 − переводник 7. При передаче растягивающей нагрузки подвижные детали перемещаются вверх, а резиновая втулка 4 плотно садится на уплотнительный корпус седла 5, благодаря чему образуется замкнутая атмосферная камера между уплотнительными манжетами 8 и конусом. С этого момента детали могут пе-

			Ò à á ë è ö à 7.7
Техническая характеристика яссов открытого типа
Показатель	ßÃ-146	ßÃ1-146	ßÃ-95
Наружный диаметр, мм	146	146	95
Длина в растянутом положении, мм	1608	1230	1270
Свободный ход, мм	320	220	230
Гидравлически не уравновешенная площадь, см2	96	58	38
Концевые резьбы	Ç-121	Ç-121	Ç-76
Масса, кг	147	128	58
			Ò à á ë è ö à 7.8
Техническая характеристика яссов закрытого типа
Показатель		ßÃÇ-146	ßÃÇ-127
Наружный диаметр, мм		146	127
Длина, мм		1730	1730
Рабочий ход, мм		230	220
Допустимая растягивающая нагрузка, тс		70	50
Допустимая сжимающая нагрузка, тс		28	20
Максимальная температура, °С		200	200
Максимальный перепад давления, удерживаемый уплотнителя-		45	45
ìè, ÌÏà
Размер концевых резьб		Ç-121	Ç-101
Масса, кг		135	119
			227