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).

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

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

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.

ложена выше этой секции труб. Тогда требуется определить значение Н2 по формуле

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:

Так как значение Н, отрицательное, верхняя граница прихвата располо­ жена выше первой секции труб.

Тогда из формулы (7.4) находим

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.

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

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

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.