Методика расчета установки жидкостных ванн для ликвидации прихватов.

Осложнения и аварии при бурении скважин.

 

 

Причины прихватов колонны труб.

Прихват – это процесс характеризующийся потерей подвижности колонны труб или скваженных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса прочности материала.

Прихваты по частоте встречаются в в каждой 2-ой или 3-ей скважине.

Прихват – это авария.

Основные причины прихватов

 

1. Перепад давления в скважине и пласте (∆Р=Рс-Рпл)

Возникает при оставлении труб в неподвижном состоянии, циркуляция обычно сохраняется

1. Адгезионные силы (силы сцепления колонны со стенками скважины)
2. Заклинка долота (гидратация(набухание) гипсов и карбонатов и как следствие, уменьшение диаметра скважины)
3. Шламовые пробки V=Q/F (обвал стенок скважины, следовательно уменьшение диаметра скважины)

Циркуляции может и не быть

1. Фильтрационные свойства бурового раствора( сальникообразование (необходимо уменьшать коэффициент фильтрации и толщину глинистой корки))
2. Липкость глинистой корки
3. Ввод утяжелителя (увеличение коэффициента трения)

Необходимо вводить смазку: нефть, вода, а при высоких температурах вводят ПАВ(>90°C)

1. Желобообразование (в результате частых СПО, особенно в зонах искревления зенитного угла)
2. Заклинка посторонними предметами
3. Заклинка КИИ (комплект испытательных инструметов), пластоиспытателями.

 

 

Методы предупреждения прихватов колонн бурильных и обсадных труб.

1. Промывка Q=Fкп*V

2. Ввод смазочных добавок (СМАД; омыленные жирные кислоты ОЖК; нефть до 10% и графит 1-2% от БР + ПАВ(сульфанол, дисольган<1%) для хорошей диспергации)

3. При спуске инструмента промежуточные промывки

4. Снижение структурно-механических свойств БР

5. Уменьшение фильтрации

6. При поломке буровой лебедки необходимо вращать колонну труб ротором

7. В случае, например, отключения электроэнергии, БК разгружается на забой таким образом, чтобы сжатая часть находилась в интервале от забоя до башмака предыдущей колонны

8. Запрещается использовать изогнутые БТ (особенно квадрат и УБТ)

9. При бурении скважин большого диаметра необходимо использовать РТБ(реактивно-турбинный бур)

10. Использование профильных УБТ (для уменьшения контакта с глинистой коркой и улучшения циркуляции)

11. В КНБК использовать элементы требуемого диаметра

 

Долото ЗД     УБТ   БТ

190,5  172     146   114

215,9  195          178   127

124,0  106     108    73

144,0  126     108    89

11. Использовать ШМУ (шламо-металлоуловитель)

 

 

Предупреждения прихватов алмазных долот:

1. Проработка ствола скважины (20-40 м/ч)
2. Очистка забоя от металла
3. При спуске алмазного долота скорость спуска ограничивают до 0,5 м/с(выкашивание алмазов)
4. Использовать турбобуры с непроточной пятой

 

Методы определения верхней границы прихвата колонны труб

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

 

 

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

 

Значения k, зависящие от размера труб и разности Р₁ - Р₂приведены в табл. 7.10 и 7.11.

Удлинение колонны и растягивающие нагрузки определяют следующим образом.

К колонне труб прикладывается нагрузка Р₁, 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

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

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

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

Методика расчета установки жидкостных ванн для ликвидации прихватов.

Применение ванн, как способ ликвидации прихватов, наиболее распространенный и действительный метод, но часто оказывается безрезультатным по причине:

1. не соблюдение технологии
2. установка ванн после длительной остановки
3. объем жидкостного агента недостаточен
4. отсутствуют буферные пачки
5. неправильный выбор агента.

В качестве агента используют: нефть, воду, кислоты, щелочи….

Наиболее эффективно устанавливать нефтяную ванну:

1. если прихват произошел в результате перепада давления
2. при заклинке посторонними предметами
3. при осыпях и обвалах
4. в желобах
5. в суженой части ствола(где набухают глины и гипсы)
6. устанавливают сразу если, не удалось расхаживанием

Перед установкой определяют: границу прихвата, исправность ПВО, исправность циркуляционной системы (насосы), запас БР, ЦА, подготовить вышку, средства пожаротушения, очистить БУ от очагов возгорания.

Под заливочной головкой установить обр. клапан, если заливка происходит через квадрат, то ОК устанавливают под квадратом.

ОК и заливочная головка должны быть опрессованы на давление Ропр=1,5Рмах

Для установки нефтяной ванны  используют безводную, высокоподвижную, малосернистую и с малой плотностью нефть. С целью увеличения эффективности вводят ПАВ (дисольван, сульфанол, ОП-10).

Объем нефти для ванны рассчитывается с учетом 50-100 м выше места прихвата. Рассчитывается плотность буферной пачки превышающее давление на 5-10%. Высота буф. пачки в затрубном пространстве должна быть больше на 150-200 м.

Буфер должен представлять собой структурированный раствор с максимальной вязкостью и СНС. При взаимодействии с буровым раствором не должно быть негативных последствий (коагуляции).

В качестве реагентов структурообразователей используют,

При T≤100 °C – крахмал.

При T≤150 °C – КМЦ.

При T>150 °C – метас + каустик(каустическая сода).

Агенты для установки ванн нагнетаются ЦА в следующем порядке:

1. буферная пачка
2. нефть
3. буферная пачка
4. продавочная жидкость (БР)

Закачка производиться на максимально возможной скорости. Максимальное давление на устье скважины будет в момент достижения нефти низа БК

После установки ванн БК расхаживают не менее 2-х раз в час, к расхаживанию приступают через 4 часа после установки ванны. Через каждый час продавливается новая порция нефти=0,5м³, в место прихвата.

После ликвидации прихвата нефть выливают в специальную емкость. Если в течении 12-16 часов прихват не удается ликвидировать, то нефть вымывают, выравнивают параметры БР и повторно устанавливают нефтяную ванну.

В случае прихвата в карбонатной породе в качестве агента используется кислота(соляная-техническая), концентрация 8-14%. Можно использовать смесь(карбонатах или глинах) соляная кислота + вода или нефть. Или смесь соляной и плавиковой кислоты(HF). Чтобы сохранить оборудование вводят ингибиторы: уникол, формалин, масла.

Пример расчета нефтяной ванны.

Дано:

L=2000м

Lн.ч=1876м

ПК 127*9,2 Д

Ккав=1,2

Плотность БР=1,14

Диаметр долота=215,9

Рпл=21,7 МПа

Найти:

1. Объем нефтяной ванны
2. Объем буфера
3. Плотность буфера
4. Объем продавочной жидкости

  

Причины возникновения ГНВП

ГНВП – поступление пластового флюида в ствол скважины в непредусмотренные технологией работы при ее строительстве или ремонте.

ГНВП – осложнение.

Причины ГНВП:

1. Ошибки в прогнозе пластового давления при составлении проекта на строительство скважин
2. Недостаточный контроль за значениями текущих давлений пласта(var, непостоянно)
3. Несовершенство технологии строительства скважин
4. Нарушение технологии строительства скважин

 

Систематизация причин ГНВП при бурении скважин

 

 

1. При уменьшении давления: геологические и технологические причины.

Геологические причины:

1. Пустоты, заполненные газом
2. Зоны АВПД
3. Тектонические нарушения
4. Поглощения и ГРП

Технологические причины:

1. Уменьшение плотности БР(ошибка в проекте, недостаточная дегазация, установка ванн)
2. Явления контракция(возрастание СНС, отсутствие циркуляции, наличие коллекторов )
3. Гидродинамика(возрастание скорости СПО, уменьшение диаметра скважины (загрязнение ствола), возрастает реология(вязкость динамическая и кинематическая, СНС))
4. Поршневание (увеличение реологии, загрязнение ствола скважины, маленький кольцевой зазор)
5. Падение уровня(недолив в скв. при подъеме, поглощение жидкости, ГРП)
6. АВПД (при нагнетании)

1. при постоянном давлении

1. Поступление газа со шламом
2. Диффузия
3. Гравитация
4. Капиллярное перемещение
5. Осмос
6. Контракция и седиментация

 

---

Дата добавления: 2020-01-07; просмотров: 1532; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!