- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Для очистки ствола скважины от твердых тел при бурении шарошечными, лопастными и колонковыми до лотами, при ликвидации аварий с породоразрушающими ин струментами необходимо использовать забойные шламометаллоуловители конструкции ВНИИБТ (ШМУ), принцип дей ствия которых основан на способности создавать высокие скорости, необходимые для подъема частиц, и резко их уменьшать в зоне улавливания частиц.
Скорость потока в кольцевом пространстве, необходимая для подъема частиц, зависит от их плотности, средних раз меров и формы и выбирается из данных табл. 7.7.
При роторном бурении рекомендуется применять в ком поновке низа бурильного инструмента шламометаллоуловители открытого типа (ШМУ-О) (табл. 7.8).
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т аб л и ц а 7.7 |
|
|
|
Зависимость скорости восходящего потока раствора |
|
|
||||||||
|
от плотности и средних размеров частиц |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
Частицы твер |
Плотность, |
Средний |
Скорость |
|
||||
|
|
|
восходящего |
|
|||||||
|
|
|
дого тела |
г/см3 |
размер, мм |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
потока, м/с |
|
|
|
|
|
Горная порода |
2-2,5 |
40-45 |
|
2,75-3,5 |
|
|||
|
|
|
Железо |
7,85-8 |
18-24 |
|
|
3,7-5,5 |
|
||
|
|
|
Свинец, твер |
11,3-11,4; |
До 20 |
|
|
5,5-7 |
|
||
|
|
|
дый сплав |
14 |
|
|
|
|
|
||
Техническая характеристика ШМУ-О |
|
|
|
Т а б л и ц а 7.8 |
|||||||
|
|
|
|
|
|||||||
Диа- |
|
|
Диа |
Размер |
Ско |
|
Диа- |
Размер |
Ско |
|
|
метр |
|
|
метр |
зазора |
рость |
|
Отно |
||||
сква |
|
|
скважи потока |
|
метр |
зазора |
рость |
||||
жины, |
|
ШМУ-О, |
на - |
в зазо |
Расход |
вала, мм |
сква |
потока |
шение |
||
|
|
ММ |
|||||||||
мм |
|
|
Пло |
ШМУ-О, ре сква |
жид |
Пло |
жина - |
в зазо |
скоро |
||
Пло |
|
|
щадь |
мм |
жина — кости, |
щадь |
вал. мм ре сква |
стей |
|||
щадь |
|
|
Пло |
ШМУ-О, |
л/с |
сечения Пло жина - потока |
|||||
|
|
сече |
|||||||||
сече |
|
|
ния |
щадь |
м/с |
|
вала, |
щадь |
вал, м/с |
в за |
|
ния |
|
ШМУ-О, |
сечения |
|
|
мм2 |
сечения |
|
зорах |
||
скважи |
зазора, |
|
|
|
зазора, |
|
|
||||
|
мм2 |
|
|
|
|
|
|||||
ны, мм2 |
мм2 |
|
|
|
|
м м 2 |
|
|
|||
145 |
|
|
127 |
18 |
2,00 |
8 |
60 |
|
83 |
0,61 |
3,7 |
16513 |
|
|
12568 |
3945 |
2,54 |
10 |
2827 |
13233 |
0,75 |
|
|
190 |
|
|
168 |
22 |
3,40 |
13,5 |
89 |
|
101 |
1,02 |
3,58 |
|
|
4,05 |
25 |
|
1,13 |
||||||
28353 |
|
|
22167 |
6186 |
4,85 |
30 |
6221 |
22132 |
1,36 |
|
|
|
|
|
|
|
5,82 |
36 |
|
|
|
1,62 |
|
|
|
|
|
|
|
П р о д о л ж е н и е табл . |
7.8 |
||||
Диа- |
Диа- |
Размер |
|
Ско |
|
Диа- |
Размер |
Ско |
|
|
|
метр |
зазора |
|
|
|
|
||||||
метр |
|
|
Отно |
||||||||
сква |
скважи |
|
рость |
|
метр |
зазора |
рость |
||||
жины, |
ШМУ-О, |
на - |
потока |
Расход |
вала, мм |
сква- |
потока |
шение |
|||
мм |
|||||||||||
мм |
ШМУ-О, в зазо |
жид |
Пло |
жина - |
в зазо |
скоро |
|||||
Пло |
|||||||||||
Пло |
мм |
ре сква |
кости, |
щадь |
вал. мм ре сква |
стей |
|||||
щадь |
|||||||||||
щадь |
Пло |
жина - |
л/с |
сечения |
Пло |
жина - |
потока |
||||
сече |
|||||||||||
сече |
ния |
щадь |
ШМУ- |
|
вала, |
щадь |
вал, м/с |
в за |
|||
ния |
ШМУ-О, |
сечения |
О, м/с |
|
мм2 |
сечения |
|
зорах |
|||
сква |
мм2 |
зазора, |
|
|
|
|
зазора, |
|
|
|
|
жины, |
мм2 |
|
|
|
|
мм2 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
мм2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
214 |
194 |
22 |
|
3,90 |
25 |
114 |
100 |
0,97 |
4,0 |
||
35968 |
29559 |
6409 |
|
4,68 |
30 |
10207 |
25641 |
1,17 |
|
|
|
245 |
219 |
26 |
|
5,62 |
36 |
141 |
104 |
1,40 |
3,28 |
||
|
2,54 |
25 |
0,79 |
||||||||
47143 |
37668 |
9475 |
|
3,16 |
30 |
15614 |
31529 |
0,95 |
|
|
|
269 |
245 |
24 |
|
3,80 |
36 |
141 |
128 |
1,15 |
4,28 |
||
|
2,58 |
25 |
0,61 |
||||||||
56832 |
47143 |
9689 |
|
3,10 |
30 |
15614 |
41218 |
0,73 |
|
|
|
|
|
|
|
3,72 |
36 |
|
|
0,87 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
7.9 |
||
Техническая характеристика ШМУ-З |
|
|
|
|
|
||||||
|
Наружный |
Зазор между |
Диаметр |
Отношение |
|||||||
Диаметр |
диаметр |
|
стенкой |
||||||||
скважины, |
кожуха |
|
скважины и |
вала ШМУ-З, |
скоростей |
|
|||||
мм |
ШМУ-З, мм |
ШМУ-З, мм |
мм |
потока |
|
||||||
145 |
|
127 |
|
|
18 |
|
73 |
3,2 |
|
||
165 |
|
126 |
|
|
39 |
41,85 |
3,2 |
|
|||
161 |
|
141 |
|
|
20 |
|
89 |
3 |
|
|
|
203 |
|
156 |
|
|
47 |
|
62 |
3 |
|
|
|
190 |
|
168 |
|
|
22 |
114 |
2,9 |
|
|||
283 |
|
220 |
|
|
63 |
102 |
2,9 |
|
|||
214 |
|
194 |
|
|
20 |
114 |
4,3 |
|
|||
360 |
|
300 |
|
|
60 |
102 |
4,3 |
|
|||
243 |
|
219 |
|
|
26 |
141 |
3,5 |
|
|||
464 |
|
376 |
|
|
88 |
156 |
3,5 |
|
|||
269 |
|
245 |
|
|
24 |
168 |
3,6 |
|
|||
568 |
|
470 |
|
|
98 |
221 |
3,6 |
|
|||
295 |
|
273 |
|
|
22 |
168 |
4,6 |
|
|||
685 |
|
585 |
|
|
100 |
|
|
4,6 |
|
При турбинном бурении рекомендуется применять шламометаллоуловитель закрытого типа (ШМУ-З) (табл. 7.9).
Эффективно очищают ствол скважины струйные шламометаллоуловители, принцип действия которых основан на создании с помощью струйного насоса движения бурового раствора внутри уловителя от забоя вверх. Предметы, нахо дящиеся на забое скважины, увлекаются восходящим пото
ком и поднимаются выше задерживающих устройств. В при емной камере струйного насоса давление и скорость жидкос ти резко снижаются.
7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
Перед применением алмазного долота необ ходимо тщательно проконтролировать состояние бурильной колонны для установления ее герметичности. Следует уста навливать резиновые обтиратели для предупреждения попада ния посторонних предметов в скважину.
Перед пуском алмазного долота ствол скважины должен быть подготовлен в соответствии со специальной инструкци ей ВНИИБТ; для очистки ствола скважины в компоновку ни за бурильной колонны рекомендуется включать шламометаллоуловители, устанавливая их над алмазным долотом. Строго соблюдать мероприятия по недопущению образования саль ников. Алмазное долото необходимо спускать медленно и осторожно, особенно в интервалах возможных посадок и затяжек, а также в зонах каверн.
При вынужденных остановках в процессе бурения бу рильную колонну поднимают в башмак обсадной колонны независимо от продолжительности ремонта. Строго соблю даются профилактические подъемы бурильного инструмента через определенное время работы алмазного долота. С ал мазными долотами целесообразно применять турбобуры с непроточной пятой или с шаровыми опорами.
7.4.12.УСТАНОВЛЕНИЕ ГРАНИЦ ПРИХВАТА
ИПРИХВАТООПАСНОЙ СИТУАЦИИ
Определяя вид прихвата и тактику его ликви дации, 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 проводи мые исследования сил сопротивления и собственного веса колонны труб в скважине, конфигурации ствола скважины и АР).
Определение верхней границы прихвата инструмента по упругому удлинению его свободной части. Верхняя граница прихвата колонны труб, одноразмерной по наружному диа метру и толщине стенок, определяется из зависимости
L = X 0 5 - ^ - A l , |
|
(7.1) |
Р2-Р х |
|
|
где L - длина свободной части колонны; |
Е - модуль упругос |
|
ти металла труб (модуль Юнга); F - площадь поперечного се |
||
чения трубы; Р2- Р, = Р - разница между силами |
растяже |
|
ния, прикладываемыми к колонне сверх ее веса; А7 - |
упругое |
|
удлинение колонны труб под действием |
силы р; 1,05 |
- коэф |
фициент, учитывающий жесткость замковых соединений труб.
Если к = Х 05 EF , то L = кА1.
Ъ-Рх
Значения к , зависящие от размера труб и разности Р2-Р {, приведены в табл. 7.10 и 7.11.
Удлинение колонны и растягивающие нагрузки определяют следующим образом.
К колонне труб прикладывается нагрузка Р„ которая должна превышать 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 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а 7.10 |
|
Значения к при различной разности нагрузок для стальных труб |
|
|||||||
Трубы стальные |
|
|
|
Р2-Р\, тс |
|
|
|
|
наруж |
толщи |
|
|
|
|
|
|
|
ный |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
|
диаметр |
на |
|||||||
(по глад стенки, |
|
|
|
|
|
|
|
|
кой ча |
мм |
|
|
|
|
|
|
|
сти), мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
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 |
146 |
11 |
23416 |
11730 |
7820 |
5865 |
4692 |
3910 |
3351 |
8 |
15300 |
7650 |
5100 |
3825 |
3060 |
2550 |
2185 |
|
|
9 |
17331 |
8666 |
5777 |
4333 |
3466 |
2889 |
2476 |
|
10 |
18800 |
9400 |
6266 |
4700 |
3760 |
3133 |
2685 |
140 |
11 |
20727 |
10364 |
6909 |
5182 |
4145 |
3455 |
2961 |
8 |
14630 |
7315 |
4877 |
3656 |
2926 |
2438 |
2090 |
|
|
9 |
16330 |
8165 |
5443 |
4082 |
3266 |
2722 |
2333 |
|
10 |
18000 |
9000 |
6000 |
4500 |
3600 |
3000 |
2570 |
|
11 |
19650 |
9825 |
6550 |
4912 |
3930 |
3275 |
2807 |
|
|
|
|
|
|
П р о д о л ж е н и е табл . |
7.10 |
|||
Трубы стальные |
|
|
|
Р2-Р„ тс |
|
|
|
|
||
наруж |
толщи- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ный |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
|
35 |
||
диаметр |
на стен |
|
||||||||
(по глад |
ки, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кой ча |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сти), мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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 |
|
114 |
10 |
16200 |
8100 |
5400 |
4050 |
3240 |
2700 |
2314 |
||
7 |
10450 |
5225 |
3442 |
2620 |
2100 |
1740 |
1493 |
|||
|
|
8 |
11818 |
5909 |
3939 |
2955 |
2364 |
1970 |
1688 |
|
|
|
9 |
13180 |
6590 |
4400 |
330 |
2640 |
2200 |
1880 |
|
|
|
10 |
14553 |
7276 |
4851 |
3638 |
2911 |
2426 |
2079 |
|
89 |
|
11 |
15800 |
7900 |
5260 |
3950 |
3160 |
2640 |
2260 |
|
|
7 |
7950 |
3975 |
2640 |
1980 |
1590 |
1320 |
1140 |
||
|
|
9 |
9878 |
4939 |
3293 |
2470 |
1976 |
1646 |
1411 |
|
73 |
|
11 |
11819 |
5910 |
3940 |
2955 |
2364 |
1970 |
1688 |
|
\ |
7 |
6400 |
3200 |
2140 |
1600 |
1280 |
1070 |
915 |
||
|
9 |
8000 |
4000 |
2670 |
2000 |
1600 |
1330 |
1140 |
||
|
|
11 |
9450 |
4725 |
3150 |
2360 |
1890 |
1570 |
1350 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
7.11 |
|
Значения к при различной разности нагрузок для легкосплавных труб |
|
|||||||||
Трубы стальные |
|
|
|
Р2-Р,, тс |
|
|
|
|
||
наруж |
толщи |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ный |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
зр |
|
35 |
||
диаметр |
на |
|
||||||||
(по глад стенки, |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
кой ча |
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сти), мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
117 |
9 |
5760 |
2880 |
1920 |
1440 |
1150 |
960 |
820 |
||
129 |
11 |
6920 |
3460 |
2307 |
1730 |
1385 |
1150 |
990 |
||
9 |
4960 |
2480 |
1650 |
1240 |
990 |
825 |
710 |
|||
114 |
11 |
6150 |
3075 |
2050 |
1540 |
1230 |
1025 |
880 |
||
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 |
ротора. Затем производится натяжение, превышающее пер воначальное на пять делений, после чего нагрузка сразу же снижается до значения Р,, и на ведущей трубе делается вто рая отметка. Разница между полученными отметками при одном и том же натяжении мертвого конца каната объясня ется потерями на трение в системе талевого механизма.
Расстояние между полученными отметками делится попо лам, что и является верхней отметкой для отсчета.
Затем к колонне прикладывается нагрузка Р2, которая по индикатору веса превышает Р, на 10-20 делений, и на веду щей трубе делается отметка. Нагрузка Р2 должна быть такой, чтобы деформации от нее в элементах бурильной колонны не превышали предела текучести. Затем делается повторная натяжка на пять делений больше Р2, которая сразу же снижа ется до Р2, после чего на ведущей трубе ставится вторая отметка. Расстояние между двумя отметками делится попо лам, и полученная черта считается нижней отметкой для от счета.
С максимально возможной точностью измеряется рассто яние между верхней и нижней отметками для отсчета, что и является искомым значением удлинения колонны А1.
Растягивающие нагрузки Р, и Р2 определяются по паспорт ным данным индикатора веса в соответствии с его показани ями.
Так как при бурении глубоких скважин обычно применя ется равнопрочная комбинированная (по наружному диаметру и толщине стенок) колонна труб, использование формулы (7.1) затруднено или вообще невозможно.
Приложенная к комбинированной колонне сила Р будет вызывать в каждой секции соответствующее удлинение, сум марное значение которого для всей колонны равно
* = 1-1
где п - число одноразмерных секций в колонне труб. Для многоступенчатой колонны
Х =у х , - "£-+-bfL+-b£-+...+Jb£-I |
(7.2) |
||
jf. |
28Usr, 28,lg2 28,lgr3 |
28Ugrn |
|
где X - суммарное удлинение колонны труб под действием силы Р, см; Я, - длина неприхваченной части труб нижней секции, м; дг,, дг2, д3, ..., дп - вес соответствующих однораз мерных секций труб в воздухе, кг; I 2, L3, ..., Ln - длина соот ветствующих секций труб, м; Р - растягивающая сила, т.
Из уравнения (7.2) можно определить
W , = g , 28IX |
1*2 |
_ ^*3 |
(7.3) |
Р |
92 |
9з |
|
Если в результате расчетов окажется, что Я, принимает отрицательное значение, то верхняя граница прихвата распо-
ложена выше этой секции труб. Тогда требуется определить значение Н2 по формуле
28, IX |
|
Н2 - g-i(Р |
(7.4) |
Вычисления продолжают до получения положительного значения.
Верхняя граница прихвата многосекционной колонны труб определяется из уравнения
H = Hi + f t Ln.
л/ +1
Пример. Компоновка колонны бурильных труб снизу вверх:
D, |
= |
114мм, |
8,= |
10 мм, |
L, |
= 600 м, |
д, |
= 27,3 кг; |
D2 |
= |
114мм, |
Ъ2= |
9 мм, |
L3 |
= 500 м, |
д2 |
= 24,9 кг; |
D3 |
= |
140мм, |
83 = |
210 мм, |
= 1000 м, |
д3 |
= 34,2 кг; |
|
D4 = |
140мм, |
54 = |
11 мм, |
L4 |
= 1900 м, |
д4 |
= 37,2 кг. |
|
При Р2-Р\ = |
Р = 25 т, X = |
|
75 см, глубина скважины L = 4000 м. |
|
|
Из формулы (7.3) находим, что |
||||
Я =27,3*11* |
500 |
1000 |
' |
1900 = 27,3(-16,1)= -439,53 м. |
|
1 |
25 |
24,9 |
34,2 |
37,2 |
Так как значение Н, отрицательное, верхняя граница прихвата располо жена выше первой секции труб.
Тогда из формулы (7.4) находим
= 24,9 28,1-75 |
1000 |
1900 249 - 4 = 9916 м. |
25 |
342 |
37,2 |
Длина свободной части колонны труб
Н = Н2 + L, + L4 = 99,6 + 1000 + 1900 = 2999,6 м.
Определение верхней границы прихвата с применением специальной аппаратуры. Для уточненного определения верх ней границы прихвата применяются прихватоопределители (ПО) и индикаторы места прихвата (ИМП). Общий вид прихватоопределителя показан на рис. 7.6. Прихватоопределитель состоит из электромагнита 2, помещенного в герметич ный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолируется от внешней среды головкой 1 и днищем 4, кото рые являются одновременно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке размещаются свечный ввод и узел закрепления каротажного кабеля.
Серийно выпускаемые типы прихватоопределителей при ведены в табл. 7.12.
Рис. 7.6. Прихватоопределитель
Работа прихватоопределителя основана на свойстве ф ер ромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагниченных участков труб.
В предполагаемую зону прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб (производится первый контрольный замер). Затем в предполагаемой зоне прихвата на трубах ставят магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки к о лонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время второго контрольного замера за писывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки магнит ных меток фиксируются четкими аномалиями, меньшими аномалиями фиксируются также замки и муфты труб.
|
|
|
|
Т а б л и ц а 7.12 |
Техническая характеристика прихватоопределителя |
|
|
||
Параметры |
ПО-90 |
ПО-70 |
ПО-50 |
ПО-25 |
Предельный внутрен |
115-165 |
76-115 |
62-76 |
30-50 |
ний диаметр труб и их |
|
|
|
|
соединений, в кото |
|
|
|
|
рых рекомендуется |
|
|
|
|
работать прихвато- |
|
|
|
|
определителем, мм |
61 |
46 |
36 |
19 |
Внутренний диаметр |
||||
корпуса, мм |
|
|
|
|
Размеры сердечника |
|
|
|
|
намагничивающей |
|
|
|
|
катушки, мм: |
266 |
258 |
258 |
238 |
длина |
||||
диаметр |
25 |
20 |
20 |
18 |
Размеры прибора, мм: |
452 |
422 |
412 |
435 |
длина |
||||
наружный диаметр |
90 |
70 |
50 |
25 |
Масса прибора, кг |
15-20 |
д-14 |
5-10 |
2-5 |
Максимально допус |
|
|
|
|
тимые: |
100 |
100 |
100 |
135 |
температура, °С |
||||
давление, МПа |
100 |
100 |
100 |
50 |
После расхаживания прихваченной колонны с нагрузками, близкими к весу колонны труб в скважине, а также провора чивания ее на определенное безопасное число оборотов маг нитные метки в результате деформации металла труб выше зоны прихвата "стираются" После проведения третьего кон трольного замера определяют участок, где магнитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы при хвата колонны.
Более точное и быстрое определение верхней границы прихвата производят с помощью индикатора места прихвата (ИМП) конструкции б. АзНИИбурнефти, отличающегося по вышенной точностью и возможностью определять верхнюю границу прихвата не только в бурильных трубах, но и также в обсадных колоннах и в УБТ.
Датчик ИМП спускается в трубы на одножильном кабеле, при включении питания он своим многополюсным электро магнитом притягивается к поверхности трубы, соприкасаясь с ней плоской гранью, чем обеспечивается его устойчивое положение во время измерения.
При приложении к свободной части труб нагрузок (рас тяжения, сжатия или кручения) датчик ИМП показывает и з менение деформации металла труб. Естественно, ниже верх ней границы прихвата, где отсутствует деформация труб, сигналы на поверхность не поступают.
Пятью-шестью замерами можно определить зону распо ложения верхней границы прихвата (с точностью до 10-15 м).
Техническая характеристика ИМП
С к в а ж и н н ы й п р и б о р |
|
Температура среды, °С.............................................................. |
120 |
Давление, МПа............................................................................ |
100 |
Габариты, мм: |
52 |
диаметр.................................................................................... |
|
длина........................................................................................ |
1100 |
Масса, кг, не более..................................................................... |
15 |
Н а з е м н а я а п п а р а т у р а |
|
Рабочая температура, °С........................................................... |
0-50 |
Напряжение питания, В............................................................ |
220±10 % |
Частота, Гц.................................................................................. |
50 |
Габариты, мм: |
470x400x315 |
блок питания.......................................................................... |
|
измерительный блок............................................................. |
470x400x315 |
Несмотря на простоту основных принципов действия при боров, показания которых зависят от упругой деформации труб, практическое использование их не всегда дает удовле творительные результаты по следующим причинам:
разноразмерность секций колонн труб по длине и диаметру; различия свойств буровых растворов и температурных ко
лебаний в сопоставляемых ситуациях при замерах; отсутствие резкой границы прихвата; почти полное отсутствие падения напряжений у УБТ;
действие на колонны случайных нагрузок, которые возни кают в искривленных и наклонных участках стволов скважи ны и не поддаются учету;
электромагнитные поля в скважине, влияющие на показа ния регистрирующих приборов;
наличие высадок, окалины и коррозии труб; влияние температуры и давления на чувствительность при
боров.
В результате действия названных факторов определить зо ну прихвата колонны труб, особенно расположенной на большой глубине, трудно.
7.4.13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНФИГУРАЦИИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПО ДАННЫМ ПРОФИЛЕМЕТРИИ
Фактические размеры поперечного сучения скважины необходимо определять профилемерами.
Профилемер состоит из механической и электрической частей.
Механическая часть профилемера полностью соответству ет механическому звену каверномера. Электрическая часть состоит из наземной и приборной, причем в зависимости от типа применяемого кабеля наземная и приборная аппаратура различны.
Принцип работы профилемера состоит в передаче на по верхность одновременно трех сигналов, два из которых ха рактеризуют изменение двух поперечных размеров ствола скважины во взаимно перпендикулярных плоскостях (профилеграмма), третий - осредненный диаметр ствола скважины (кавернограмма).
Спуск и подъем профилемера для измерений осуществля ется аналогично каверномеру. Рекомендуется первый замер производить после 500 м бурения ниже башмака ранее спу щенной обсадной колонны, а затем через каждые 200-300 м бурения. Процесс измерения начинается с забоя. В случае обнаружения желобной выработки последующие измерения производят через каждые 100 м бурения ствола.
Согласно данным профилеметрии возможные профили се чения ствола скважин изображены на рис. 7.7.
В случае совпадения кривых профилеграмм с линией но минального размера ствола скважины поперечное сечение ствола представляет окружность с диаметром, близким к диа метру долота.
Когда обе кривые профилеграммы располагаются правее линии номинального размера ствола скважины, поперечное сечение ствола представляет окружность, диаметр которой больше размера долота (каверна, имеющая поперечное сече ние в виде окружности). Причем, чем больше смещение этих кривых от линии номинального размера ствола скважины, тем большего размера каверна.
Если кривые профилеграммы расходятся, но одновремен но находятся в правой части от линии номинального размера, поперечное сечение ствола представляет овал (каверна в виде овала). Причем, чем больше амплитуда расхождения кривых относительно друг друга, тем более вытянутую форму имеет этот овал. К этим кавернам следует относить и такие, у ко торых соблюдается следующее соотношение:
а > 1,3d,
где а - минимальное фиксируемое раскрытие двух противо положно расположенных измерительных рычагов (определя ется по данным профилеметрии); d - наружный диаметр УБТ или бурндьного замка.
Рис. 7.7. Профили сечения ствола скважины
В случае, если обе кривые профилеграммы расположены влево от линии номинального размера ствола скважины и сходятся, поперечное сечение ствола представляет окруж ность с диаметром, меньшим размера долота (сужение). При чем кривые могут либо сходиться, либо расходиться. Как правило, эти сужения небольшие по размеру и являются в основном результатом формирования фильтрационной корки на проницаемых участках стенки скважины.
Когда кривые профилеграммы расположены по разные стороны от линии номинального размера ствола скважины, поперечное сечение представляет желоб (желобные выработ ки). Причем, чем больше амплитуда расхождения кривых, тем значительнее глубина желобной выработки. Однако та кой профиль сечения может быть принят за желобную выра ботку только в том случае, если соблюдается следующее со отношение:
а < 1,3d.
Построение поперечного сечения ствола скважины по данным профилеметрии изображено на схеме (рис. 7.8). На горизонтальной прямой M N откладывается отрезок АС, рав ный наибольшему поперечному размеру ствола Ь, полученно му по данным профилеметрии. Радиусом г = Д/2 описывает ся окружность с центром в точке /. Значение А соответствует наименьшему поперечному размеру ствола скважины, полу ченному по данным профилеметрии. Радиусом dA/ 2 описыва ется окружность с центром в точке Е. Пересечение окружно
сти |
с прямой M N даст точку F, которая находится на пря |
мой, |
совпадающей с положением оси прибора. Затем из то |
чек S и Т проводятся сопрягающие прямые 5Ь и Та. Фактический объем ствола скважины вычисляется после
определения его среднего диаметра по данным профилемет рии. Для этого профилеграмма разбивается на участки, пред ставленные характерными выработками, кавернами, сужени ями и т.п. (непрерывно по всему стволу) (см. рис. 7.8).
Рис. 7.8. Схема поперечного сечения ствола скважины по данным профилеметрии
Для желобных выработок измеряется наибольший попе речный размер ствола скважины, который суммируется с диаметром долота. Полусумма этих величин является средним диаметром ствола для интервала, представленного желобными выработками.
Пример. Требуется определить средний диаметр dcp и объем V ствола скв. 70 Левкинской площади в интервале 625-715 м, представленном желобной выработкой (рис. 7.9, I): b = 615 мм, длина выработки 1 = 90 м, диа метр долота dA= 394 мм.
Тогда = (394 + 615)/2 = 505 мм;
V = 0,785x0,5052х90 = 17,95 м3.
Объем ствола скважины в этом интервале, подсчитанный по данным кавернометрии, составил 10,37 м3.
Для каверн с поперечным сечением в виде окружности в качестве среднего диаметра принимается любое значение а или Ъ (рис. 7.9, II). Для каверн, у которых а < dA, значение Ь (рис. 7.9, III) суммируется со значением диаметра долота, за тем определяется их полусумма, которая считается средним диаметром ствола.