Прихваты бурильной колонны, предупреждение и ликвидация

- гидровибрирование колонны  труб.

Необходимо отметить, что три последних способа не следует рассматривать в качестве самостоятельных. Практика буровых работ показывает, что раздельное применение их неэффективно. Эти способы рекомендуется применять в качестве первоочередных мер буровой вахты, в сочетании с некоторыми другими способами, а также для недопущения увеличения зоны прихвата вверх по стволу при дифференциальном прихвате.

3.1. Определение границ прихвата.

Большая часть применяемых способов позволяет уточнить только верхнюю границу прихвата. Нижнюю границу можно определить с помощью акустическихцементомеров (АКЦ).

3.1.1. Определение верхней границы прихвата по упругому удлинению свободной части колонны.

Буровая бригада при возникновении прихвата не может незамедлительно использовать способы, требующие применения специальной аппаратуры и оборудования. При нормальном процессе углубления скважины такое оборудование обычно не хранится на буровой и доставка его требует определенных затрат времени, что может значительно усложнить освобождение инструмента. Самым простым способом определения верхней границы прихвата является расчет свободной части колонны по упругому удлинению ее под действием растягивающей нагрузки, превышающей собственный вес труб.

Для одноразмерной по наружному диаметру и толщине стенки колонны длина ее свободной неприхваченной части определяется в соответствии с законом Гука зависимостью [5]:

      (4.1)

где: 1,05 - коэффициент, учитывающий увеличение жесткости колонны за счет замковых соединений;

Е - соответственно модуль упругости (2,1×105 МПа для стали и 0,7×105 МПа для сплава Д16Т);

F - площадь поперечного сечения труб, м2;

Dl - удлинение колонны, м;

DР - растягивающее усилие. Н.

Удлинение колонны Dl и растягивающее усилие DР (DP=P2 - P1) определяют в следующей последовательности:

Бурильщик делает натяжение колонны Р1, которое на пять делений превышает показание ГИВ, соответствующее собственному весу труб до прихвата, а на ведущей трубе делается отметка в плоскости стола ротора.

Для исключения погрешностей, вызванных трением в блоках талевой системы, производится повторное натяжение с усилием, на пять делений превышающим первоначальное, с быстрым снятием натяжения до первоначального и фиксацией второй отметки на ведущей трубе. Расстояние между двумя отметками делится пополам, а средняя черта принимается за первую отметку, соответствующую усилию P1.

Вторая отметка фиксируется аналогичным образом при натяжении инструмента усилием P2, которое на 10 - 20 делений по ГИВ больше усилия Р1. Искомое удлинение Dl равно расстоянию между отметками.

Величины растягивающих нагрузок P1и P2 пересчитываются в соответствии с паспортными данными индикатора веса.

Для многоразмерной комбинированной колонны верхняя граница прихвата рассчитывается из исходной формулы, в которой получена величина суммарного удлинения всех секций колонны выше зоны прихвата Dl в зависимости от приложенной нагрузки DР [11]:

   (4.2)

где: li, Еi, Si, qi, ri, ni - соответственно длина, модуль упругости, площадь поперечного сечения, масса единицы длины, плотность металла каждой одноразмерной секции, число секций колонны.

Расчетное значение удлинения сравнивается с фактическим удлинением D1ф, получаемым в вышеописанной последовательности. При равенстве расчетного и фактического удлинений длина свободной части колонны определяется по формуле

      (4.3)

Рассмотренный способ применяется в качестве приблизительного, особенно при проходке наклонных и горизонтальных скважин, в которых силы сопротивления при движении колонн велики, поэтому большие погрешности в расчетах неизбежны. Более точно границы прихватов определяются с помощью специальных аппаратов.

3.1.2. Определение интервалов прихвата с помощью специальной аппаратуры

В практике буровых работ нашли применение прихватоопределители (ПО), индикаторы места прихвата (ИМП), акустические цементомеры (АКЦ) спускаемые на каротажном кабеле. Наибольшее распространение получили прихватоопределители. Конструктивное устройство ПО показано на рис. 4.1.

Прибор состоит из электромагнита 2, заключенного в корпус 3 из немагнитного материала. Корпус изолирован сверху головкой 1, а снизу днищем 4. Характеристики ПО приведены в работах.

Принцип действия ПО основан на свойствах ферромагнитных материалов (стальныхтруб) намагничиваться на продолжительное время и размагничиваться при деформации этих участков труб. Последовательность работ сПО включает три этапа.

Вначале ПО спускают в предполагаемый интервал прихвата и производят замер естественной намагниченности труб и элементов колонны. Затем путем подачи тока через электромагнит наносятся на трубы контрольные магнитные метки с шагом в 10 м. При этом намагничивается участок трубы длиной 0,15 - 0,20 м.

Вторым замером фиксируется кривая намагниченности вдоль всего участка, на котором ставились магнитные метки. Их необходимо отличать от аномалий замковых соединений. Амплитуда пиков магнитных меток в 4 - 5 раз больше фоновой кривой намагниченности и в 2 - 3 раза больше аномалий замковых соединений.

Перед проведением третьего замера колонну расхаживают с натяжением до собственного веса или пытаются ее провернуть ротором на допустимое расчетом число оборотов. Стальные трубы выше зоны прихвата, подвергшиеся деформации, "теряют" магнитные метки. В зоне прихвата, где трубы не испытывали деформации, метки сохраняются, поэтому граница исчезновения магнитных меток позволяет зафиксировать верхнюю границу прихвата.

ПО применяют также в обсадных и насосно-компрессорных трубах (HKT). Использование ПО в трубах из алюминиевых сплавов Д16Т невозможно. В случае прихвата УБТ применение ПО не дает эффекта.

Индикаторы места прихвата (ИМП) по данным [2.11] позволяют более точно и в один прием определить верхнюю границу прихвата. Принцип действия ИМП основан на регистрации деформаций колонны труб датчиком ИМП, притягиваемым к внутренней поверхности труб многополюсным электромагнитом.

Рис. 3.1. Прихватоопределитель

Замеры деформаций производятся параллельно с расхаживанием или проворотом колонны. Обычно бывает достаточно 5 - 6 замеров для определения границы, на которой деформация труб не происходит.

Некоторое распространение в практике работ по установлению интервала прихвата нашли акустическиецементомеры. Они позволяют определять не только верхнюю, но и нижнюю границу прихвата. При этом регистрируют относительную амплитуду продольной волны (Ак), а также время прохождения продольной волны по породе (Тп). Интервал прихвата соответствует максимальным значениям Аки минимальному времени Тп.

3.2. Установка жидкостных ванн

Это один из основных наиболее распространенных способов ликвидации прихватов. Он эффективен для освобождения труб в проницаемых породах, когда колонна прижата к стенке скважины перепадом дифференциального давления. 65% прихватов этой категории ликвидируется путем установки жидкостных ванн. Способ не рекомендуется для освобождения колонн, заклиненных посторонними предметами, обвалившейся горной породой, в желобах, в суженной части ствола, а также бурильных труб в нарушенной обсадной колонне. Основным условием применение жидкостной ванны является сохранение циркуляции бурового раствора при прихвате. В зависимости от литологического состава пород в зоне прихвата применяют нефть, дизельное топливо, воду, кислоты, щелочи, а также комбинированные по составу ванны. Перед установкой жидкостной ванны определяют суммарное гидростатическоедавление столбов бурового раствора и агента ванны.

Оно должно превышать пластовое давление самого высоконапорного горизонта в открытом стволе скважины на 5 - 10 %. Если это условие не соблюдается, то буровой раствор следует утяжелить.

3.2.1. Ликвидация прихвата с помощью установки нефтяных ванн.

Нефть является наиболее активным агентом жидкостной ванны. Рекомендуется устанавливать ее в первые моменты возникновения прихвата для предотвращения интенсивного роста сил, прижимающих бурильную колонну к стенке скважины, но не позже 3 - 5 часов после начала аварии.

Перед установкой нефтяной ванны необходимо выполнить следующие мероприятия:

- определить верхнюю границу  прихвата по упругому удлинению  колонны или с применением  специальных приборов (раздел 4.1).

- проверить надежность  работы противовыбросового оборудования, насосов и других элементов  циркуляционной системы, состояние  буровой вышки и талевой системы, подготовку средств пожаротушения, наличие необходимого количества  и качества бурового раствора  в запасных емкостях. Провести  очистку площадки вокруг буровой  для предотвращения загораний.

- установить в бурильной  колонне обратный клапан или  шаровой кран для предупреждения  нефтеводогазопроявдений.

Объем нефти для ванны определяется из расчета перекрытия интервала прихвата в затрубном пространстве и подъема выше верхней границы прихвата не менее чем на 50 - 100 м. Кроме того, определенный объем нефти  
(3 - 5 м3) резервируется в бурильных трубах, исходя из технологических особенностей процесса освобождения инструмента нефтяной ванной. Рекомендуется после 1 часа нахождения колонны под ванной проверять возможность ликвидации аварии расхаживанием, после чего порцию нефти объемом 0,5 - 0,7 м3 необходимо продавить в зону прихвата.

Суммарный объем нефти для ванны Q определяется по формуле:

   (4.4)

где: К - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата;

Д - диаметр долота, м;

dн,dв - наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м;

Н - интервал прихвата, м;

h - расчетная высота подъема нефти выше зоны прихвата, м; назначается для нивелирования возможной ошибки определения верхней границы прихвата. h принимается равной 50 - 100м;

h1 - высота столба резервного объема нефти в бурильных трубах, м.

Гидростатическое давление в стволе скважины после установки ванны должно превышать пластовое в целях недопущения нефтегазоводопроявлений. Проверочный расчет гидростатического давления столба нефть - буровой раствор производится с помощью номограммы (рис.4.2).

Например, на глубине 2100 м в нефтенасыщенных песчаниках произошел прихват инструмента в интервале 2000 - 2100 м. Скважина бурилась раствором плотностью 1230 кг/м3. Пластовое давление на глубине 2100 м равно 22 МПа. Для ванны используется нефть плотностью 830 кг/м3. Проведенным по формуле 4.4 расчетом выявлено, что требуемый объем нефти равен 10 м3, объем бурового раствора 90 м3.

Содержание легкого компонента столба (нефти) равно:

Откладываем на левой оси плотность нефти (точка А), на правой плотность бурового раствора (точка Б) и соединяем точки прямой. Из точкиВ, соответствующей содержанию легкого компонента (10%), восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с прямой А - Б в точке Г. Из точки Г проводится горизонтальная прямая до пересечения с правой осью в точке Д.

ТочкаД определяет средневзвешенную плотность столба нефть - буровой раствор в скважине - 1170 кг/м3. Гидростатическое давление этого столба равно:

Согласно [3, табл.2] минимальная репрессия в нефтенасыщенных пластах на глубине 2100 м должна быть равной 1,5 МПа.

В нашем примере репрессия на пласт равна 24,6 - 22 = 2,6 МПа, что предотвращает возможность нефтепроявления во время установки нефтяной ванны.

Рис. 3.1. Номограмма для определения гидростатического давления при установке жидкостной ванны

Буровой раствор в стволе скважины должен иметь по возможности минимальные величины вязкости, СHC и плотности.

Для предупреждения всплывания нефти и ухода ее из зоны прихвата рекомендуется перед порциями нефти и продавочной жидкости закачать порцию буферной жидкости с расчетом заполнения ею 150 - 200 м заколонного и внутритрубного пространств. Для приготовления буферной жидкости на основе применяемого бурового раствора требуется обработать его реагентами - структурообразователями типа КМЦ, крахмал и др. с дозировкой их не более  
2 - 3 %.

Приготовленная буферная жидкость додана иметь следующие параметры:

- плотность, близкую к  плотности бурового раствора;

- вязкость максимально  возможную;

- СНС10 не менее 27 МПа;

- водоотдачу примерно  равную водоотдаче бурового раствора.

Обязательным при приготовлении буферной жидкости является ее проверка на коагуляцию при контакте с буровым раствором.

При возможности выбора рекомендуется применять безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть с малой плотностью. Для повышения эффективности ванны в нефть добавляются поверхностно-активные вещества, например сульфонол, дисольван. НЧК. ОП-10 и др. в количестве до  
1 - 3 % от объема нефти.

В случае возникновения прихватов в зонах АВПД рекомендуется применять специальные утяжеленные жидкости на нефтяной основе. На глубоких разведочных скважинах объединения "Ямалнефтегазгеология" для установки ванн используется жидкость с плотностью 1800 кг/м3 со следующим составом  
(на 1 м3) [l4]: