Методы удаления застрявших буровых штанг

Трубы могут быть прихвачены в скважине песком, цементом, отложениями солей, продуктами коррозии, и прочими осадками, заклинены металлическими предметами. Прихват возможен как в процессе добычи, так и выполнении технологических или ремонтных операций.

Для освобождения прихваченных труб используют такие методы, как расхаживание, вращение, продавливание пробки, промывка, установка нефтяной ванны, отвинчивание левым инструментом, резание, торпедирование и пр.

Расхаживание заключается в приложении знакопеременной нагрузки к прихваченной колонне труб (попеременно к колонне прилагают растягивающую нагрузку и резкую посадку).

Для освобождения прихваченных в скважине труб и заклиненного оборудования используют также инструменты для создания ударов, вибраций и повышенных усилий. Они значительно облегчают и ускоряют аварийные работы и позволяют проводить их без привлечения дополнительной наземной техники. Эти инструменты устанавливают в колонне труб, при помощи которой производится ликвидация прихватов.

Прихваченную песком колонну труб часто удается освободить путем промывки. Для этого к верхнему концу колонны (если он находится на устье скважины) присоединяют нагнетательную линию и насосами в прихваченные трубы с минимальной подачей закачивают непрерывно воду или нефть. Эффективным средством освобождения прихваченных труб может быть нефтяная ванна. Нефть, проникая в зону прихвата, ослабляет связь между отдельными частицами осадка. Эффективность ванны повышается с добавлением в нефть анионоактивных ПАВ.

Глубина прихвата, т.е. определение длины свободной от прихвата части колонны определяют специальными приборами – прихватомерами и определителями прихвата (прихватоопределителями) различных конструкций.

Отсоединение свободной части прихваченной колонны с правым направлением резьбы отворотом влево может произойти в любом резьбовом соединении.

Оставшиеся в скважине прихваченные трубы извлекают по частям. Для захвата и соединения оставшихся в скважине прихваченных труб и их извлечения, в скважину спускают соответствующие захватные инструменты (калибр, метчик, колокол , труболовка и др.) на ловильных трубах с левой резьбой . В качестве ловильных труб обычно используют бурильные трубы с прочностными характеристиками не ниже прочностных характеристик прихваченных труб.

Трубы отвинчивают вращением ловильной колонны влево (против часовой стрелки).

Иногда колонну удается отвернуть на заданной глубине без специальных устройств и режущих инструментов, если обеспечить в интервале отворота меньшую нагрузку на резьбовые соединения.

Для упрощения операции отсоединения, вместо отворота колонну труб отрезают, для чего используют наружные и внутренние труборезки. Их спускают на конце колонны бурильных или насосных труб, колонну разрезают в заданном сечении путем вращением труборезки. Отрезанную часть колонны труб промывают и извлекают на поверхность.

Для резания используют труборезки различных конструкций

Оставшиеся в скважине засыпанные песком трубы освобождают и извлекают комбинированными ловителями, спускаемыми на колонне бурильных труб.

Если скважинные насосы не извлечены вместе с трубами, для их захвата применяют те же способы и инструменты, что и при извлечении труб.

Если в скважинах оборудованных ЭЦН произошел обрыв труб и кабеля с хомутами, то извлечение труб, кабеля и хомутов производят поочередно.

Вопрос 29. Изоляционные работы вне эксплуатируе­мых объектов.

Ремонтно-изоляционные работы вне продук­тивного пласта связанны с исправлением негер­метичного цементного кольца, наращиванием цемента за обсадными колоннами, устранением нарушений герметичности эксплуатационных колонн. Эти виды работ обусловлены дефектами в конструкции скважин и направлены на ее вос­становление. Их обычно объединяют в ремонтно-восстановительные работы.

Чуждые воды (верхние, нижние, тектониче­ские, с соседней скважины) поступают в сква­жину через отверстия фильтра, через дефекты в колонне, через цементный стакан. К фильтру нижние и верхние воды поступают по заколон­ному пространству, тектонические – по тектони­ческим нарушениям, из соседней скважины – по эксплуатируемому горизонту. Дефект в колонне может быть расположен в непосредственно зоне пласта – обводнителя из которого вода через де­фект поступает в скважину. Если дефект распо­ложен вне обводняющего пласта (выше или ниже), то вода к дефекту поступает по заколон­ному пространству.

Чуждые нижние воды могут поступать в скважину через цементный стакан на забое сква­жины (через башмак или дефект в зумпфе сква­жины).

Изоляция нижних и верхних вод, поступаю­щих по заколонному пространству к фильтру и к дефекту в колонне, изолируют наращиванием цементного кольца за колонной (при его отсутст­вии) и перекрытием каналов движения воды од­ним из способов цементирования под давлением.

Работы по исправлению негерметичного це­ментного кольца в нефтяных скважинах сводится к перекрытию изолирующим материалом имею­щихся в нем каверн, каналов, трещин и т.д.

Отверстия создают в нефтяных скважинах против обводняющего пласта, а в нагнетательных – против поглощающего пласта. Специальные от­верстия могут быть использованы одновременно и для создания непроницаемых пропластков в обводняющем или поглощающем пласте, повы­шающих надежность изоляции.

Возможные схемы изоляции заколонных пе­ретоков, способы цементирования и порядок вы­полнения операций показаны следующие:

1.Через отверстия фильтра

а) вода из верхнего горизонта (ВВ) – нижнюю часть фильтра изолируют, оставляя верхние от­верстия открытыми, которые используют в каче­стве зоны нагнетания за колонну

б) вода из нижнего горизонта (ВН) – верхнюю часть фильтра перекрывают пакером, спущенном на заливочных трубах. Нижние отверстия фильтра оставляют открытыми и используют в качестве зоны нагнетания. Затем в зону нагнета­ния доставляют и задавливают за колонну в ин­тервал разрушения изоляционный материал

2. Через специальные отверстия, являющи­мися зоной нагнетания. – Схема отличается тем, что при изоляции перетоков из верхнего пласта (ВВ) между фильтровой частью скважины и спе­циальными отверстиями устанавливают пере­крывающие устройства (мост, пробка, пакер). Перетоки из нижнего пласта изолируют через за­ливочные трубы с установленным пакером ме­жду специальными отверстиями и фильтром.

Если дефект колонны находится в зоне водо­носного пласта, его используют вместо специ­альных отверстий и изоляционный материал на­гнетают через дефект непосредственно в пласт. В случае проникновения нижней воды в скважину через цементный стакан, башмак или дефект зумпфа скважины, то негерметичный стакан сле­дует разбурить, интервал нарушений промыть и в этом интервале установить новый цементный мост способом цементирования без давления. В случае проникновения чуждой воды из соседней скважины, то цементируют под давлением через отверстия фильтра скважину –обводнительницу.

Подошвенную воду изолируют теми же спосо­бами цементирования, что и нижнюю. При этом следует учитывать, что подошвенная вода может проникать в зону фильтра через поры породы. В этом случае создать за колонной водонепрони­цаемый слой, пересекающий конус обводнения, стандартными технологиями и цементом затруд­нительно. Иногда целесообразно цементирование под давлением производить через отверстия, перфорированные в интервале нефтяного кон­такта.

Наращивание цементного кольца за обсад­ной колонной.В случае отсутствия цемента за обсадными колоннами необходимость ремонта по его нара­щиванию вызвана требованиями охраны недр и окружающей среды. Цель ремонта – предотвра­щение перетоков пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на по­верхность, а также защита колонны от коррозии агрессивными пластовыми жидкостями.

В вопросе наращивания цементного кольца можно выделить следующие основные задачи: 1).выбор метода цементирования (прямое, обрат­ное, комбинированное); 2) способ восстановле­ния циркуляции за обсадной колонной; 3) ликви­дация поглощений в не зацементированной зоне; 4) выбор тампонажного материала; 5)выбор ме­тода перекрытий специальных отверстий; 6)оценка качества наращенного цементного кольца.

Наращивание цементного кольца за эксплуа­тационной колонной производят, в основном, пу­тем закачивания цементного раствора через спе­циальные отверстия или нарушения колонн (прямое цементирование) и с устья – в межко­лонное пространство (обратное цементирование).

Перед наращиванием цемента из заколонного пространства в интервале наращивания удаляют имеющийся там раствор и обломки породы. Зону поглощения ликвидируют путем намыва инерт­ных наполнителей соответствующей концентра­ции или высоковязких смесей на основе полиме­ров.

Порядок работ при наращивании цементного кольца следующий: 1) установка отсекающего моста или изоляция фильтровой части другими методами; 2) прострел отверстий в нижней части интервала цементирования; 3)вызов циркуляции и промывка интервала цементирования; 4) про­давливание в интервал цементирования расчет­ного объема раствора; 5) ОЗЦ и определение на­личия цемента в заданном интервале. Остав­шийся в колонне цемент разбуривают, колонну проверяют на герметичность.

Изоляция пластов с пресными водами и проявлений на устье скважины воды, нефти, газа.Питьевые воды и воды для хозяйственных нужд условно объединены понятием «пресные» и подлежат охране. Они содержатся в верхних го­ризонтах. В процессе бурения разделение между горизонтами с пресными и минерализованными водами нарушается искусственно. С целью со­хранения и предотвращения осолонения, интер­валы с содержанием пресных вод изолируют спуском и цементированием кондуктора. Не за­цементированные интервалы кольцевого про­странства между стенками скважины и колонной, по которым передвигается вода, а также каналы и нарушения в крепи должны быть ликвидированы. Особые требования – тампонирующие смеси по­сле твердения и закупоривания не должны рас­творятся в пресной воде и не оказывать негатив­ного влияния на пресные воды.

С ограничением скорости, не допуская затяжек и посадок инструмента.

27. В целях предупреждения прихватов колонны вследствие нарушения устойчивости стенок скважины как правильно поступить перед подъемом колонны БТ после очередного долбления?

1. Скважина должна быть промыта не менее одного цикла с увеличенной (на 5-10%) подачей насоса по сравнению с бурением.

2. Скважина должна быть промыта в течение 5-10 минут.

28. Что из перечисленного разрешается при возникновении прихвата бурильной колонны, вызванного нарушением устойчивости стенок скважины?

1. Восстанавливать циркуляцию начиная с пониженной подачи, с постепенным увеличением подачи до значения, принятого при бурении.

2. Восстанавливать циркуляцию с большой подачей насосов.

3. Расхаживать колонну бурильных труб с проворачиванием ее ротором при собственном весе в пределах допустимого числа оборотов.

4. Правильные ответы 1,3.

5. Правильные ответы 2,3.

29. Что должны немедленно предпринять работники вахты в случае попадания в скважину по каким-либо причинам постороннего предмета?

Немедленно сообщить о случившемся бурильщику (мастеру).

2. Загерметизировать устье скважины противовыбросовым оборудованием.

3. Все ответы правильные.

30. Во избежание попадания в скважину посторонних предметов после подъема труб необходимо?

Закрывать устье специальным приспособлением.

2. Закрыть трубные плашки превентора.

3. Установить на устье обтиратор.

4. Все ответы правильные.

31. Во избежание попадания в скважину посторонних предметов во время спускоподъемных операций необходимо?

32. Может ли явиться причиной прихвата бурового инструмента снижение статического напряжения сдвига (СНС) и условной вязкости промывочной жидкости ниже указанных в проекте?

1. Не может.

33. Чем необходимо обрабатывать буровой раствор при разбуривании цементных мостов и стаканов с целью предупреждения прихватов вследствие оседания шлама, утяжелителя?

1. Реагентами, способствующими его лучшей коагуляции при попадании частиц цемента.

Реагентами, предотвращающими его коагуляцию при попадании частиц цемента.

34. Что из перечисленного не допускается при возникновении прихвата, вызванного оседанием шлама, цемента, утяжелителя?

1. Восстанавливать циркуляцию раствора.

Производить посадки и натяжки инструмента без вызова циркуляции.

3. Расхаживать и проворачивать инструмент без посадок и натяжек.

35. Согласно существующим представлениям о причинах прихватов выделяются основные категории прихватов. Что из указанного является исключением из указанного списка?

1. Прихват под действием перепада давлений.

2. Прихват в результате заклинивания инструмента.

3. Прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины (при обваливании пород, сальникообразовании, оседании шлама).

Прихват в результате неисправности инструмента для спускоподъемных операций.

36. Какие из перечисленных способов могут применяться при ликвидации прихватов бурильной колонны в открытом стволе скважины?

1. Установка ванн.

2. Механическое, гидромеханическое и другие виды импульсных воздействий.

3. Обуривание труб.

4. Все, указанные выше.

37. Как правильно поступить при ликвидации прихвата бурильного инструмента под действием перепада давлений?

1. Производить непрерывное расхаживание с помощью талевой системы и отбивание ротором при максимально допустимых для данных условий нагрузок и числах оборотов. Если в течении 30 минут интенсивного расхаживания инструмент освободить не удается, необходимо снизить нагрузки до величины, не превышающей 15% веса свободной части инструмента, чтобы не допустить распространения зоны прихвата верх по стволу.

2. Производить циклическое расхаживание с помощью талевой системы и отбивание ротором при максимально допустимых для данных условий нагрузок и числах оборотов. Если в течении 30 минут интенсивного расхаживания инструмент освободить не удается, необходимо снизить нагрузки до величины, не превышающей 15% веса свободной части инструмента, чтобы не допустить распространения зоны прихвата верх по стволу.

38. Какие из перечисленных способов   не применяются для ликвидации прихватов бурильного инструмента в открытом стволе?

2. Гидромеханическое воздействие.

4. Использование взрывного способа для «встряхивания» инструмента.

5. Все перечисленные являются способами ликвидации прихватов в открытом стволе.

39. Как должно производиться освобождение инструмента, прихваченного вследствие сальникообразования?

1. Таким образом, чтобы не допустить уплотнения сальника чрезмерной посадкой и натяжкой колонны.

2. Таким образом, чтобы не допустить уплотнения сальника гидравлическим давлением при интенсивной промывке.

3. Натяжка при расхаживании не должна превышать 10 т.с. сверх собственного веса колонн.

4. Если колонна труб движется в ограниченных пределах, необходимо провернуть ее ротором и продолжить вращение на первой скорости.

5. Правильные ответы 1-4.

6. Правильные ответы 1-3.

40. Что из перечисленного не может быть использовано в качестве агента для установки жидкостной ванны при ликвидации прихвата бурильного инструмента?

2. Вода с ПАВ.

Оптимальные растягивающие нагрузки на ловильный инструмент

Пример. Для ликвидации аварии с НКТ диаметром 73 мм, верхняя часть которых находится на глубине 655 м, на бурильных трубах диаметром 73 мм с толщиной стенок 11 мм спущена внутренняя освобождающаяся труболовка механического действия ТВМ 73-2-108 грузоподъемной силой, равной 400 кН.

Определить максимально допускаемую нагрузку на труболовку.

Решение. Определим вес колонны бурильных труб из выражения:

Gбк=Н·q=655·185=121175 Н=121 кН

где q— вес 1 м бурильной трубы с учетом замковых соединений, Н;

Н — глубина спуска колонны бурильных труб, м.

Максимально допускаемую растягивающую нагрузку на ловильный ин­струмент определяем по формуле:

Из приведенного расчета следует, что при максимально допускаемой растягивающей нагрузке на ловильный инструмент, равной 484 кН, нельзя расхаживать аварийные трубы после их захвата давильным инструментом, так как труболовка имеет грузоподъемную силу 400 кН. Поэтому следует ограничиться приложением к ловильному инструменту растягивающей нагрузки, равной 400 кН. При расчетах также следует учитывать грузоподъемность вышки.

Если в процессе работ к ловильному инструменту будет приложена максимальная растягивающая нагрузка 400 кН, то для страгивания плашек и освобождения инструмента от захвата потребуется к ловильному инструменту приложить осевую сжимающую нагрузку, равную 400 · 0,25 = 100 кН, т. е. часть веса бурильной колонны, на которой ловильный инструмент спущен в скважину.

На практике при ловильных работах с отвинчиванием труб и извлечением по частям не всегда приходится прилагать к ловильному инструменту большую растягивающую нагрузку,но тем не менее до начала ловильных работ эту нагрузку надо определить.

При расхаживании прихваченных бурильных или насосно-компрессорных труб необходимо определить допустимое усилие натяжения. Например, требуется определить допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной колонны бурильных труб диаметром 89 мм с толщиной 11 мм из стали группы прочности Д.

Допустимое натяжение при расхаживании прихваченной колонны труб определяют по формуле:

где σт – предел текучести материала труб, Па (см. табл 10.8)

F – площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы;

К – коэффициент запаса прочности (К=1,15÷1,3)

ФРЕЗЕРЫ И РАЙБЕРЫ

При падении труб могут произойти сложные нарушения, характер и степень которых выявляют при помощи обследования печатями. Затем пользуются соответствующим вспомогательным режущим инструментом для придания нарушенному концу аварийных труб приемлемой формы для последующего захвата и извлечения их ловильным инструментом.

Для исправления разорванных, расплющенных и сильно деформированных концов аварийных труб применяют забойные (рис. 12.21) и торцовые фрезеры (рис. 12.22), с внутренними зубьями (рис. 12.23), а также конусные райберы, предназначенные для исправления внутренней поверхности труб (рис. 12.24).

В процессе фрезерования после среза деформированной части труба может заклиниваться во фрезере и извлекаться путем отвинчивания левым вращением ротора.

Торцовые фрезеры, наваренные твердыми сплавами и предназначенные для деформированных концов аварийных труб, должны противостоять динамическим нагрузкам в процессе резания и эффективно резать металл. Применяют также фрезер с усиленным профилем зубьев (рис. 12.25). Конструкция зуба этого фрезера обеспечивает

Рис. 12. 21. Фрезер забойный ФЗТ-1

более эффективный процесс резания. Усиление профиля зубьев в разрезе достигнуто увеличением их шага и высоты, а также более рациональным применением твердых сплавов. Пластинки победита вставляются в отверстия, просверленные с торца зубьев фрезера, и запаиваются медью. На боковой внутренней поверхности зубьев вырубаются гнезда, которые затем заплавляются твердым сплавом релит. Этим же сплавом обли­цовываются передние грани зубьев. Благодаря значительному усилению твердыми сплавами рабочих частей зубьев и увеличению их профиля и шага, фрезер работает по металлу значительно дольше и имеет преимущества перед обычными торцовыми фрезерами.

После обработки верхних деформированных концов аварийных труб их извлекают ловильным инструментом, преимущественно внутренней труболовкой той или иной конструкции. Для ловли и извлечения упавших труб используют также и другие ловильные инструменты. Для захвата 4″ труб в 168-мм колонне, когда на верхнем конце этих труб находится муфта, а внутри упавшие 2 1/2″ трубы, конец расположен на одном уровне с муфтой 4″ труб, сначала следует отвинтить эту муфту метчиком-калибром.

После успешного извлечения муфты 4″ трубы можно захватить колоколом или наружной труболовкой и попытаться отвинтить одну-две трубы путем левого вра­щения, в результате чего конец 2 1/2″ труб можно будет захватить снаружи или изнутри каким-либо ловильным инструментом.

Упавшие аварийные трубы могут изогнуться или заклиниться и образовать несколько рядов: извлечь их в таком со

Если при этом подъемное сооружение не обеспечивает нужной грузоподъемности, то для создания значительных растя­гивающих нагрузок пользуются гидравлическими домкратами.

Одним из распространенных видов аварий в условиях бакинских промыслов, является прихват песком колонны насосно-компрессорных или бурильных труб.

Если прихваченную песком колонну не удается освободить расхаживанием, промывкой или продавливанием пробки жидкостью при помощи цементировочных агрегатов, то аварийные трубы поднимают по частям. Верхнюю часть ко­лонны аварийных труб поднимают после отвинчивания при помощи бурильных труб с левой резьбой или путем вырезки части колонны труборезкой. Нижняя часть колонны может быть извлечена целиком после промывки скважины или по частям.

Перед проведением ловильных работ следует предварительно определить место прихвата следующими способами.

1. Колонну растягивают под нагрузкой Р и измеряют удлинение труб ∆t под действием этой нагрузки. Затем глубину прихвата можно вычислить по формуле:

где L — глубина расположения места прихвата колонны (длина свободной части);

F — площадь сечения тела аварийной трубы;

∆l — удлинение колонны бурильных труб под влиянием растягивающей нагрузки;

Е — модуль упругости Юнга;

Q — растягивающая нагрузка.

2. Другой способ определения глубины прихвата труб заключается в применении специального прибора — прихватомера.

Существующие приборы для определения места прихвата труб основаны на том, что в процессе растя

весьма малое удлинение, получающееся при растяжении труб (в пределах 1—1,5 м), а также трудности фиксации прибора в колонне, что значительно снижает. надежность определения. Изменение магнитной Райбер проницаемости труб при их растяжении обычно невелико. Кроме того, колонна труб имеет сильное и неравномерное по длине намагничивание. Поэтому изме­нение индуктивности чувствительного элемента прибора или напряженности магнитного поля, которое возникает при растя­жении труб, определяется в большей степени относительным расположением прибора в колонне труб, чем изменением их магнитной проницаемости. Более надежным является способ отбивки места прихвата труб, основанный на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации. Для этого небольшие участки колонны труб (15—20 см) в предполагаемом интервале прихвата на несколько различных глубинах намагничиваются путем применения специальной катушки.

Рис. 12.24. Райбер конусный РК-1

Затем при помощи магнитомодуляционного датчика прибора записывается кривая магнитной индукции вдоль колонны труб. При этом участки интервала, намагниченные катушкой (магнитные метки), отмечаются на кривой магнитной индукции резкими аномалиями. После установки меток к ко­лонне извлекаемых труб прикладываются растягивающие или крутящие усилия мак­симально допустимой величины.

Намагниченные участки в интервале, который располагается выше места прихвата, в результате упругой деформации труб размагничиваются, после чего магнитные метки на кривой магнитной индукции полностью исчезают или умень­шается их амплитуда. Магнитные метки остаются неизменными в той части интервала прихвата, куда деформация не передается. Благодаря этому оказывается возможным с достаточной точностью определить место прихвата трубы. Проведение повторного исследования указанным прибором в более ограниченном интервале и при более частой расстановке меток позволяет уточнить место прихвата. К трубам прикладывается такое же усилие, как и в первом случае. Этот способ определения места прихвата труб имеет ряд достоинств перед другими способами, так как после определения места прихвата по одной из снятых кривых определяется также глубина расположения муфтового соединения, в котором предполагается провести торпедирование.

Взаимное перемещение прибора и труб при их деформации не оказывает влияния на результат измерения. Исследования можно проводить не только при растяжении труб, но и при закручивании, что позволяет выполнять все измерения без извлечения прибора из скважины.

При развинчивании прихваченных труб необходимо иметь в виду, что после подъема отвинченной части оставшиеся прихваченные трубы часто приходится извлекать по частям при помощи труб с левой резьбой и фрезерования, на что затрачивается много времени. Для ускорения процесса отвинчивания колонны прихваченных труб с сильно закрепленными резьбовыми соединениями их предварительно ослабляют при помощи торпеды с детонирующим шнуром (ТДШ).

Рис. 12.25. Фрезер с усилинным профилем зуба: 1-втулка; 2-пластинка; 3-сплав релит; 4-отверстие; 5-гнездо.

Магнитный фрезер ФМ используют для фрезерования металлических предметов на забое скважины и поднятия их на поверхность (если ФМ имеет ловушку).

Шнекоколонковыеснаряды (рис. 12.25, а) представляют собой колонковую трубу длиной 1 м, внутри которой передвигается шнек или спиральный бур, хвостовик которого выступает над коронкой на 10—20 мм. Эти инструменты рекомендуется применять для ловли и извлечения из скважины кусков бурильных, колонковых, шламовых и обсадных труб, а также шариков, плашек зажимных патронов, гаек и других мелких предметов.

Магнитные ловушки (рис. 12.25, б) предназначены для улавливания и извлечения мелких металлических предметов, находящихся на забое скважины. Техническая характеристика магнитных ловушек ЛМ приведена ниже.

Расхаживание колонны не является самостоятельным и универсальным методом ликвидации прихвата. При расхаживании освобождается легко прихваченная колонна – в первые моменты после возникновения прихвата.

Тем более эта операция необходима главным образом с целью предотвращения дальнейшего распространения зоны прихвата. Нужно помнить, что расхаживание противопоказано при затяжках в суженной части ствола и сальникообразованиях, заклинивании колонны в желобах.

В случае расхаживания бурильной колонны применяют натяжение до 10 кН сверх собственного веса, не превышая предельных значений растягивающих нагрузок. Последние ограничиваются пределом текучести труб.

Для определения допустимых усилий при расхаживании необходимо знать состояние бурильной колонны, продолжительность ее работы. Нужно тщательно изучить материалы профилактических осмотров колонны.

Расчет допустимых усилий Рдоп. производится по формуле

Расчитать допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны диаметром 114 мм с толщиной стенки 9 мм из стальных труб группы прочности Д (предел текучести sт =380 МПа). Площадь поперечного сечения труб равна 29,8 см2.

Определяем допустимое усилие:

Контрольное задание. Определить допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной бурильной колонны. Условия, при которых возник прихват, взять из таблицы 10, приняв колонну одноразмерной. Диаметр скважины и другие недостающие данные принять самостоятельно.

4.2 Расчет допустимого угла (числа оборотов) при закручивании неприхваченной части бурильной колонны

где l0 – длина неприхваченной (свободной) части бурильной колонны, м;

sт – предел текучести материала труб на растяжение, МПа;

sр – напряжение растяжения, МПа; подсчитывается по формуле (4.1),

указанной в работе данных методических указаний;

D – наружный диаметр бурильных труб, м;

k – запас прочности, принимаемый для стальных труб равным 1,3-1,5,

Пример. Определить допустимое число поворотов прихваченной бурильной колонны, необходимое при ее освобождении отбивкой ротором. Провести проверку решения по номограмме. Условия:

глубина прихвата – 2500 м;

диаметр бурильных труб – 114 мм;

толщина стенки – 10 мм;

сталь группы прочности – Д;

натяжение бурильной колонны – 0,5 МН;

Рассчитываем напряжение растяжения:

Следовательно допустимое число оборотов nр равно:

По номограмме для труб группы прочности Д (рис. 4) находим nр = 9 оборотов. Принимаем допустимое число поворотов бурильной колонны равным 9.

При определении допустимого угла закручивания для колонны, составленной для труб равной прочности и с различными толщинами стенок порядок расчета следующий:

1. Рассчитывается допустимый крутящий момент Мм для каждой секции колонны, начиная с нижней

где Мм – допустимый крутящий момент для верхнего сечения рассматриваемой секции, как наиболее опасного, Н × м; sтм – предел текучести металла труб данной секции, МПа; Qn, Qn-1 и т.д. – вес одноразмерных секций колонны в воздухе, кг; Dm, dm – наружный и внутренний диаметры рассматриваемой секции, м; rж, rм – плотность бурового раствора и металла бурильных труб; кг/м3; Wm – момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной колонны, м3.

где l1, l2 и т.д. – длина секций одноразмерных бурильных труб, м; G1, G2 т.д. – модули упругости металла труб при спуске, МПа; (для стали G = 8×104 МПа, для алюминиевого сплава Д16-Т G = 2,7×104 МПа); J1, J2 и т.д. – полярные моменты инерции труб, м4.

Расчет составлен для ситуации, когда вес инструмента на крюке не соответствует весу его свободной части с учетом архимедовой силы. Таким образом, нейтральное сечение колонны расположено против верхней границы прихвата.

Решение. 1. Определяем для каждой секции колонны допустимый крутящий момент в верхних сечениях:

Таким же образом расчитываем моменты для верхних секций М2 = 21900 Н×м и М1 = 37300 Н×м.

2. Сравниваем величины допустимых крутящих моментов. Минимальный крутящий момент М4 = 21600 Н×м для четвертой секции труб.

3. Определяем допустимую степень закручивания колонны при условии приложения минимального крутящего момента:

Контрольное задание. Определить допустимое число оборотов при отбивке прихваченной бурильной колонны. Условия прихвата принять из работы 4.1 (табл. 10), кроме того, принять, что прихвачена нижняя секция колонны. Плотность бурового раствора выбрать самостоятельно.

СОДЕРЖАНИЕ (часть 1)

СОДЕРЖАНИЕ (часть 2)

4.7 Расчет числа рядов (ниток) торпеды из детонирующего шнура для ослабления резьбовых соединений при развинчивании бурильной колонны..16

Расхаживание и отбивка ротора

. Расхаживание – способ ликвидации прихвата, при котором к БИ прикладывается нагрузка на какое-то значение превышающая его вес (буровик может превышать нагрузку на 20тонн, а мастер на 30тонн). Рдоп=σтек.матер.F/К; F – площадь тела трубы, F=785(D2-d2); К – коэффициент запаса прочности, К=1.2-1.3; σтек.матер. – предел текучести материала(σтек.матер.=380кг/см2).

Отбивка ротора – забиваются клинья и вращают инструмент, находящийся в клиновом захвате в право, для этого рассчитывается дополнительное число оборотов: ; σр=Рраст/(Fтрубы.К);

. Для придания колебательных движений колонне БТ используется энергия гидравлического удара путем отключения на этот период компенсаторов БН или части клапанов насосов. Данный способ может дать результат в сочетании с рассаживанием или установкой жидкостных ванн, поскольку при вибрировании нарушается контакт со стенками скважины, снижается коэффициент трения в контактной зоне и образуются каналы, которые легко заполняются агентом ванны.

. Существуют шнуровые торпеды, которые послу проверки прохождения до места прихвата взрывают, создается встряхивание, инструмент освобождается. При встряхивании труб выполняют следующие операции: 1.производится расхаживание труб, а если не потеряна циркуляция, то и промывка скважины; 2.определяется зона прихвата; 3.собирается торпеда заданной длины, спускается в скважину и устанавливается напротив всей зоны прихвата или над долотом при его заклинивании; 4.производится натяг труб с максимально возможной силой и моментом; 5.осуществляется взрыв; 6.колонна труб поднимается (в случае необходимости производится ее расхаживание).

. Рекомендуется для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, заклинивания колонн в желобных выработках или обломках породы. Необходимым условием при этом является нахождение нижней части колонны БТ на некотором расстоянии от забоя скважины, что ликвидация будет происходить сбиванием колонны вниз.

Ликвидация прихватов с помощью жидкостных ванн

. В качестве агентов ванны используют нефть (эффективен в интервалах проницаемых пород, вызванных действием перепада давления, и не рекомендуется при ликвидации прихватов, произошедших в результате заклинивания труб посторонними предметами или обрушившейся горной породой, в желобах, в суженной части ствола скважины или в нарушенной ОК), воду, кислоты (карбонатные, глинисто карбонатные интервалы), щелочи и др. продукты.

Суть в том, что агент проходя мимо места прихвата разрушает корку или породу. Объем прокачиваемого агента: Vагент=VкольцпростК, К=1,2. объем продавочной жидкости: Vпрод=Vтрубы+Vкол прост.

Применение технических ударных устройств

. Ясс – это приспособление, которое включается в состав БК и при натяжении начинает сотрясать колонну. Могут быть гидравлические и механические. Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки. Они предназначены для создания динамических ударов. Гидравлический ясс для удара вверх срабатывает автоматически, когда его плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем диаметр плунжера, что приводит к резкому увеличению его скорости. Механический ясс предназначен для создания удара вверх и вниз.

. 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. При отвинчивании труб необходимо: 1.провести расхаживание и, если не потеряна циркуляция, промыть скважину; 2. закрепить резьбовое соединение БТ; 3.наметить место отворота труб и разгрузить резьбовое соединение(нейтральное сечение), намеченное для отвинчивания, от веса верхней части колонны (место отворота выбирается в устойчивой части разреза в интервале отсутствия каверн); 4.посадить натянутую колонну труб на трубные клинья, что бы предотвратить ее смещение относительно ствола ротора; 5. приложить к колонне труб обратный вращающий момент (против чс), равный 1/3, но неболее ½, закручиваемого момента, и застопорить колонну; 6.опустить торпеду, установить в намеченном интервале и взорвать; 7.поднять из скважины кабель с остовом торпеды, грузом и держателем; 8.расстопорить ротор и приступить к развинчиванию труб.

. Применяется тогда, когда другие методы ликвидации аварии оказываются безуспешными или их применение экономически не выгодно. Спускаем торпеду до намеченного интервала и взрываем.

Последующие действия имеют 2 пути: 1)Если интервал прихвата мал, то его разбуривают; 2)если интервал прихвата большой, то врезают новый ствол.

Способы ликвидации прихватов бурильных колонн

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Межотраслевой региональный центр повышения квалификации и

НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

По курсу: Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

Студенту: гр. НБпкбзс 14-2 Осипов А.А.

Тема проекта: «Способы ликвидации прихватов и расчет ударного механизма (УМ) для заданных условий». Вариант №4,3

Исходные данные: представлены в разделе 4. Расчет ударного механизма УМ, на стр. 9________________________________________________________________

Рекомендуемая литература: Заливин В.Г. Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие. – Иркутск: Изд-во НИУ ИрГТУ, 2010.-256 с.

Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин : методические указания, Фигурак А.А. – Иркутск: ИрГТУ, 2013 – 40 с.

Графическая часть на ______________ листах.

Дата выдачи задания «___»_______________2016г.

Дата представления проекта руководителю «___» ___________2016г.

Руководитель курсового проектирования _____________________________

1. Основные понятия и определения. 5

2. Способы ликвидации прихватов бурильных колонн. ..6

Список использованных источников. .13

Анализ аварий при бурении структурно-поисковых и разведочных скважин на нефть и газ позволил специалистам выявить наиболее характерные виды прихватов и вероятные причины их возникновения. Около 26% прихватов возникает за счет перепада давления (I категория по классификации А.К.Самотоя), 32%-вследствие заклинивания инструмента (II категория) и 42% – по причине сужения ствола скважины в связи с осыпями, обвалами, сальникообразованиями, оседанием шлама и утяжелителя (III категория). Подобная картина наблюдается и в геологоразведочной отрасли, за исключением прихватов I категории, которые не так широко распространены, как при бурении скважин большого диаметра.

Сопоставление данных по прихватам показывает наличие однотипных по причинам и тяжести аварий. Однако более высокая избирательность как методов их ликвидации, так и технических средств, особенно ударных, позволила зарубежным специалистам значительно сократить затраты времени и ресурсов на устранение прихватов. В отечественной практике УМЛП начали применяться в последние 25-30 лет, но их использование чаще носит эпизодический характер, особенно это характерно для геологоразведочной отрасли, где ударные механизмы вообще отсутствуют в перечне необходимых аварийных технических средств. В тоже время статистика показывает, что применение УМЛП при бурении нефтяных и газовых скважин весьма эффективно, особенно при ликвидации прихватов II категории. При этом вероятность извлечения прихваченного инструмента составляет 0.7 (на примере УЛП-190-1). Применение ясов различного принципа действия приводит к положительным результатам при устранении прихватов III категории. В этом случае наибольший эффект достигается при обработке аварийного инструмента ударными импульсами в совокупности с интенсивным расхаживанием инструмента или установкой жидкостных ванн.

Для ликвидации прихватов, обусловленных действием перепада давления (I категория) успешно используются испытатели пластов, создающие депрессию в зоне аварии. Поэтому правомерным является появление ряда конструкций УМЛП, оказывающих комплексное воздействие на прихваченный снаряд и сочетающих ударные нагрузки с одновременным снижением гидростатического давления в зоне аварии. Таким образом, конструктивные особенности и универсальный характер ударных механизмов, показывающих достаточную надежность при ликвидации большинства типов прихватов, свидетельствуют о перспективности данного класса машин, а опыт работы организаций, Миннефтепрома по конструированию УМЛП может стать отправным пунктом при создании эффективных устройств для скважин малого диаметра.

В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, ростом глубин скважин, высокими давлениями и температурами, а также солевой агрессией, приводящими к деструкции БР, наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых пород, сложными конструкциями скважин и компоновок низа бурильных колонн, разнообразием систем химических обработок буровых растворов, сложной пространственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения прихватов бурильных и обсадных колонн, а также способам ликвидации последствий осложнений отводится первостепенная роль.

Под прихватом бурильной колонны понимается невозможность подъема её из скважины при технически допустимых натяжениях. Предельные нагрузки определяются прочностью бурильных труб или других наиболее слабых элементов колонны, подъемного оборудования, вышки.

Под затяжкойбурильной колонны при ее подъеме понимается значительное увеличение нагрузки на крюке, при которой по техническим нормам разрешается поднимать бурильную колонну.

Посадкаколонны называется отмечаемое индикатором веса существенное снижение нагрузки на крюке. Обычно выделяют уменьшение нагрузки на крюке в процессе спуска бурильной колонны при прохождении сужений, желобов, уступов в отличие от разгрузки колонны при достижении ею забоя. Возможны сужения и другие препятствия, когда колонна при технически допустимой разгрузке на крюке не доходит до забоя.

Для заклинивания характерно жесткое сопротивление продольному перемещению или вращению колонны, обусловленное резкой посадкой ее в желоб, в сильно искривленный участок, перегиб ствола или сужение. Это особенно часто наблюдается при изменении компоновки колонны, спуске жестких большого диаметра длинных элементов в пробуренный ранее с использованием менее жесткой компоновки ствол, в сужение, созданное обвалообразованием или сильно изношенным по диаметру долотом или калибратором. При небольших превышениях нормального уровня усилий и крутящего момента говорят о подклинивании.

Все виды рассматриваемых осложнений обусловлены сильным взаимодействием бурильной колонны со стенками скважины. Обвалообразования, сопровождающиеся сужением ствола, обрушением, накоплением крупных кусков породы в кавернах и на забое, образованием пробок и сальников, часто могут вызвать посадки, затяжки, заклинивания и прихваты. Другая причина прихватов – прижатие бурильной колонны к стенке, глинистой корке, под действием перепада давлений в системе скважина – пласт и нормальной составляющей ее собственного веса на наклонном участке.

Расхаживание и отбивка ротора. Расхаживание – способ ликвидации прихвата, при котором к БИ прикладывается нагрузка на какое-то значение превышающая его вес (буровик может превышать нагрузку на 20тонн, а мастер на 30тонн). Рдоп=σтек.матер.F/К; F – площадь тела трубы, F=785(D2-d2); К – коэффициент запаса прочности, К=1.2-1.3; σтек.матер. – предел текучести материала(σтек.матер.=380кг/см2).

Отбивка ротора – забиваются клинья и вращают инструмент, находящийся в клиновом захвате в право, для этого рассчитывается дополнительное число оборотов: σр=Рраст/(Fтрубы.К);

Гидровибрирование. Для придания колебательных движений колонне БТ используется энергия гидравлического удара путем отключения на этот период компенсаторов БН или части клапанов насосов. Данный способ может дать результат в сочетании с рассаживанием или установкой жидкостных ванн, поскольку при вибрировании нарушается контакт со стенками скважины, снижается коэффициент трения в контактной зоне и образуются каналы, которые легко заполняются агентом ванны.

Взрывной метод. Существуют шнуровые торпеды, которые послу проверки прохождения до места прихвата взрывают, создается встряхивание, инструмент освобождается. При встряхивании труб выполняют следующие операции: 1.производится расхаживание труб, а если не потеряна циркуляция, то и промывка скважины; 2.определяется зона прихвата; 3.собирается торпеда заданной длины, спускается в скважину и устанавливается напротив всей зоны прихвата или над долотом при его заклинивании; 4.производится натяг труб с максимально возможной силой и моментом; 5.осуществляется взрыв; 6.колонна труб поднимается (в случае необходимости производится ее расхаживание).

Гидроимпульсный метод. Рекомендуется для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, заклинивания колонн в желобных выработках или обломках породы. Необходимым условием при этом является нахождение нижней части колонны БТ на некотором расстоянии от забоя скважины, что ликвидация будет происходить сбиванием колонны вниз.

Ликвидация прихватов с помощью жидкостных ванн. В качестве агентов ванны используют нефть (эффективен в интервалах проницаемых пород, вызванных действием перепада давления, и не рекомендуется при ликвидации прихватов, произошедших в результате заклинивания труб посторонними предметами или обрушившейся горной породой, в желобах, в суженной части ствола скважины или в нарушенной ОК), воду, кислоты (карбонатные, глинисто карбонатные интервалы), щелочи и др. продукты.

Применение технических ударных устройств. Ясс – это приспособление, которое включается в состав БК и при натяжении начинает сотрясать колонну. Могут быть гидравлические и механические. Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки. Они предназначены для создания динамических ударов. Гидравлический ясс для удара вверх срабатывает автоматически, когда его плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем диаметр плунжера, что приводит к резкому увеличению его скорости. Механический ясс предназначен для создания удара вверх и вниз.

Отвинчивание колонны. 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. При отвинчивании труб необходимо: 1.провести расхаживание и, если не потеряна циркуляция, промыть скважину; 2. закрепить резьбовое соединение БТ; 3.наметить место отворота труб и разгрузить резьбовое соединение(нейтральное сечение), намеченное для отвинчивания, от веса верхней части колонны (место отворота выбирается в устойчивой части разреза в интервале отсутствия каверн); 4.посадить натянутую колонну труб на трубные клинья, что бы предотвратить ее смещение относительно ствола ротора; 5. приложить к колонне труб обратный вращающий момент (против чс), равный 1/3, но неболее ½, закручиваемого момента, и застопорить колонну; 6.опустить торпеду, установить в намеченном интервале и взорвать; 7.поднять из скважины кабель с остовом торпеды, грузом и держателем; 8.расстопорить ротор и приступить к развинчиванию труб.

Отстрел. Применяется тогда, когда другие методы ликвидации аварии оказываются безуспешными или их применение экономически не выгодно. Спускаем торпеду до намеченного интервала и взрываем.