книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

В случае прихвата под действием перепада давления необ­ ходимо производить расхаживание с помощью талевой систе­ мы и отбивание ротором при максимально допустимых для данных условий нагрузках и числах оборотов. Если в течение 30 мин. интенсивного расхаживания инструмент освободить не удалось, необходимо снизить нагрузки до величины, не превы­ шающей 15% веса свободной части инструмента, чтобы не до­ пустить распространения зоны прихвата вверх по стволу. Рас­ хаживание должно быть непрерывным.

При освобождении инструмента, прихваченного вследствие сальникообразования, расхаживание ведется таким образом, что­ бы не допустить уплотнения сальника чрезмерной посадкой и особенно натяжкой колонны труб или гидравлическим давлени­ ем при интенсивном восстановлении циркуляции. Натяжка при расхаживании не должна превышать 100 кН (при условии непревышения давления при промывке). Если колонна труб движется в ограниченных пределах, бурильщик обязан провернуть ее ро­ тором и продолжать вращение на первой скорости, а также по­ пытаться восстановить циркуляцию и промыть скважину. Даль­ нейшие работы должны проводиться под руководством бурового мастера и мастера или инженера по сложным работам.

Впроцессе расхаживания необходимо поддерживать колонну труб в таком положении, при котором ее все время можно было бы спускать вниз до восстановления нормального веса. Циркуля­ цию следует вызывать только в том месте, где инструмент движет­ ся свободно; при необходимости следует постепенно увеличивать подачу насоса во избежание резкого увеличения давления.

Во время промывки необходимо следить за показаниями манометра на насосе и весом колонны труб по индикатору. Па­ дение веса ниже нормального свидетельствует о запрессовке сальника при восстановлении циркуляции.

Если прихват труб произошел вследствие обвалообразования, оседания шлама, утяжелителя или заклинивания в жело­ бе, освободить их расхаживанием не удается. Поэтому в этих случаях колонну труб необходимо расхаживать с нагрузками, не превышающими вес ее свободной части.

При расхаживании следует строго руководствоваться проч­ ностными характеристиками бурильных труб. В отдельных слу­ чаях допускается расхаживать колонну труб с обеспечением запаса прочности 1,3, но при этом необходимо тщательно про­ верить индикатор веса, талевую систему, подъемные механиз­ мы, тормозную систему, вышку, фундамент.

Для определения степени закручивания свободной части прихваченной колонны труб необходимо пользоваться зависи­ мостью, описанной выше.

60 L

ЕЛиквидация прихватов колонн

спомощью ясса

В сложных условиях бурения, а также при проводке скважины (в США и РФ) на море используется ясс, встраиваемый в компоновку низа колонны. Основной элемент его — разъединяющий механизм, позволяющий накапливать потенциальную энергию (сжатия или растяжения). После при­ ложения определенного усилия механизм срабатывает, резко высвобождая при этом накопленную энергию, и прихваченной части колонны сообщается удар. При необходимо-сти эта опе­ рация может быть многократно повторена.

Нагрузка F определяется как сумма требуемого натяжения веса колонны, расположенной ниже ясса Р2, и силы гидрав­

лического открытия при циркуляции F3.

П р и м е р выбора типа диска. Наружный диаметр ясса 158,8 мм, F, = 136 кН, F2 = 90,7 кН, F3 = 31,7 кН —выбирает­ ся в соответствии с табл. 7.9.

F = 136 + 90,7 + 31,7 = 258,4 кН. Для ясса диаметром 158,8 мм (табл. 7.8) больше всего подходит диск зеленого цвета, разру­ шающийся при нагрузке 268 кН.

602

свободной части прихваченной колонны труб длиной /2 будет оп­ ределяться формулой

Принимая во внимание, что динамическая сила Q3 опреде­ ляется из выражения

йд - ^ Д / .2 ,

а статическая сила, действующая на прихваченную колон­ ну после удара и успокоения:

ГР

QCT = -гЧД/,-А). ‘1

Получаем после преобразований

604

т.е. возможны устройства ударного типа с очень малыми хо­ дами, но тем не менее с высокими динамическими нагрузка­ ми в момент удара.

После преобразования выражение (7.39) можно предста­ вить в виде уравнения

Принимая во внимание, что

605

Если учесть, что /, » /2, то получим простое выражение для определения динамической нагрузки в случае h = Д/, (при &т= 0):

(7.46)

П р и м е р . Определить динамическую нагрузку. Данные: h = Д/, = 0,20 м; £, = F2 = F =0,004 м2; £ =

=2 • 105 МПа; /, = 1000 м; /2 = 10 м.

Решение:

2105-0,004-0,2 -106 =160 кЯ

1000

Тогда

В общем случае в качестве расчетной формулы можно ис­ пользовать выражение (7.40), а для частных задач, когда h = О или h = Д/,, соответственно выражения (7,41), (7.44), (7.45).

Согласно полученным выражениям, можно оценивать на­ грузки, действующие на прихваченную колонну труб в мо­ мент удара, что позволит правильно выбирать нагрузки, пре­ дотвратить возможные порывы труб при ликвидации аварий и рассчитывать элементы конструкции ударных устройств.

Следует отметить, что при расчете динамической нагруз­ ки не были учтены упругие связи для колонны прихваченных труб и силы сопротивления при движении верхней части труб. Поэтому полученные зависимости следует рассматривать в ка­ честве верхней оценки, что является вполне удовлетворитель­ ным при расчетах на прочность.

7.1.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ (ВЕРХНЕЙ ГРАНИЦЫ

ПРИХВАТА)

(Estimation of unstuck length of drill string)

Задача. Определить длину неприхваченной части бурильной колонны при следующих условиях. Оснаст­ ка 4 х 5. В скважине глубиной Н = 2500 м произошел прихват 146-мм бурильных труб, имеющих толщину стенки 5 = 9 мм.

606

Вес колонны бурильных труб в подвешенном состоянии пе­ ред прихватом 55 делений, вес подвешенной части талевой системы 5 делений, собственный вес колонны бурильных труб 50 делений по индикатору веса. Растягивание Р, произво­ дилось на 60 делений, растягивание Р2 —на 743 делений; раз­ ность удлинений бурильной колонны равна А/ = 15 см.

Решение. Сначала определим цену одного деления (в кН) по указывающему прибору индикатора веса с верньером (ГИВ-2). По данным тарировки на канате диаметром 28 мм усилие на один конец, согласно данным табл. 7.10, при 60 делениях состав­ ляет 66,5 кН, а при 70 делениях —78,5 кН; поэтому цена одно­ го деления составит (78,5—66,5}/10 = 1,20 кН.

Е — 2,1 • Ш4 кН/см2 —модуль упругости стали бурильных труб; F — 38,7 см2 — площадь поперечного сечения тела 146-мм бу­ рильных труб с 5 = 9 мм; Р, и Р2 — создаваемая нагрузка для растяжения колонны бурильных труб, кН

Р2- Р] = 70дел. - 60 дел. = 10дел.

Таким образом, разность натяжения составит 1,20 • 10 • 8 = = 96 кН;

607

А/ = 15 см — разность удлинений бурильной колонны, со­ ответствующая указанным выше нагрузкам. Тогда

""96,00

Значение коэффициента кн „ можно брать из табл 7.11.

Определение места прихвата зависит от точности изме­ рения удлинения. Поэтому приведем описание практического способа определения места прихвата, с помощью которого по­ лучаются наилучшие результаты,

1. Прихваченная колонна бурильных труб растягивается под действием силы Pv которая по индикатору веса должна быть

на пять делений больше нормального веса колонны в свобод­ но подвешенном состоянии (предполагается, что вес колонны

608

был известен перед прихватом). При этом на бурильной трубе делают отметку на уровне ствола ротора.

2.Колонна растягивается с силой, которая по индикатору веса на пять делений больше предыдущей нагрузки, а затем разгружается до положения стрелки индикатора, равного пре­ дыдущему. Снова делают отметку на бурильной трубе, кото­ рая вследствие трения в талевой системе, возможно, и не бу­ дет совпадать с первой.

3.Расстояние между этими двумя отметками делят на две равные части и делают пометку на трубе, соответствующую нагрузке Р,.

4.Прихваченная колонна снова растягивается под действием

нагрузки Р2, большей Р, на 10—20 делений шкалы индикатора веса. Величина Р2 должна быть соизмерима с площадью попе­ речного сечения тела трубы и физико-механическими свойства­ ми материала последних, с тем чтобы деформации, вызванные этой силой, были упругими. Полученное при этом удлинение отмечают на трубе.

5.Колонна снова растягивается под действием силы, на пять делений больше Р2, затем нагрузку снимают до первоначаль­ ной величины Р2. Новое положение также отмечают. Средняя отметка между ними представляет собой удлинение, соответ­ ствующее силе Р2.

6.Точно измерив расстояние между верхней и нижней от­ метками, получают искомое удлинение неприхваченной части бурильных труб, т.е. Д/.

7.1.7. РАСЧЕТ НЕФТЯНОЙ (ВОДЯНОЙ, КИСЛОТНОЙ) ВАННЫ

(Estimation of oil (water, acid bath))

Задача. Рассчитать нефтяную ванну для осво­ бождения прихваченных 140-мм бурильных труб с толщиной стенки 5 = 8 мм, если глубина скважины Н = 2300 м, диаметр долота Dd — 295,3 мм, длина неприхваченной части колон­ ны Ь„„ =2000 м, плотность бурового раствора р6р = 1,25 г/см3, плотность нефти ри = 0,8 г/см3.

Решение. Определим необходимое количество нефти для ванны

где Dcm — диаметр скважины, м

Dcm = kDd=1,2 • 295,3 = 354 мм = 0,354 м.

Здесь к — коэффициент, учитывающий увеличение диамет­ ра скважины за счет образования каверн, трещин и пр. (вели­

чина его колеблется в пределах 1,05—1,3}; D = 0,140 м —наруж­ ный диаметр бурильных труб, м; Н, — высота подъема нефти в затрубном пространстве. Нефть поднимают на 50—100 м вы­ ше места прихвата

Я, =2300-2000+100 = 400 м;

d — внутренний диаметр бурильных труб, м </= £>-25= 140-2 • 8= 124мм = 0,124 м;

5 = 8 мм — толщина стенки бурильных труб; Н2 — высо­ та столба нефти в трубах, необходимая для периодического (через 1—2 ч} подкачивания нефти в затрубное пространство.

Принимая # 2 = 200 м, находим

VH= 0,785 (0,3542 - 0,1402) 400 + 0,785 • 0,1242 • 200 = 35,8 м3. Количество бурового раствора для продавки нефти

б.Р . ж/2 (Я - Я 2); (7.52)

V6p = 3’14'°’124 (2300-200) = 25,4 м \

Определим максимальное давление при закачке нефти, ког­ да за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью

где р! —давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине (в трубах и за трубами)

Р\ = Я (Рб.р. - Ри )

100 100

р2 —давление, идущее на преодоление гидравлических по­ терь. С достаточной для практических расчетов точностью

р2 = 0,001Н + 8 = 0,001 ■2300 + 8 = 3,1 МПа. Тогда

р= 10,3 + 3,1 = 13,4 МПа.

Считая, что нефтяная ванна будет проводиться при помощи агрегата ЦА-320, мощность двигателя которого N = 120 кВт, можно определить возможную подачу насоса:

610