Долота и бурильные головки

vk.com/club152685050Прихват|бурильнойvk.com/id446425943колонны

Метод бурильщика по растягивающим нагрузкам

1.Натяжение колонны с усилием Р1, которое на 5 делений превышает показание индикатора, соответствующее полному весу колонны до прихвата, и нанесение на ведущей или бу рильной трубе отметки.

2.Приложение дополнительной натяжки на 5 делений по индикатору веса и быстрое снижение ее до первоначальной. Нанесение второй отметки на ведущей трубе. Полученная разница в двух отметках объясняется трением в роликах талевой системы.

3.Деление расстояния между двумя отметками пополам. Средняя черта является началом отсчета.

4.Приложение к колонне силы Р2, превышающей на 10—20 делений P1, и нанесение на ведущей трубе новой отметки.

5.Приложение дополнительной натяжки на 5 делений

выше и быстрое снижение нагрузки до Р2,. Отмечаем на ве дущей трубе вторую отметку.

Разделив расстояние между двумя отметками пополам, получаем нижнюю отметку для отсчета величины удлинения труб.

6.Измерение расстояния между верхней и нижней отмет ками, которое и дает искомое удлинение свободной неприх ваченной части бурильных труб.

Свободную длину колонны, расположенную выше места прихвата, определяют по формуле:

L = k∆l,

где:

∆l — удлинение при нагрузке Р2 — Р1 в см;

k— коэффициент, постоянный для данного ти поразмера труб в зависимости от размера труб.

Недостатком описанного выше способа определения длины свободной от прихвата части бурильной колонны является значительная погрешность.

vk.com/club152685050Прихват бурильной колонны| vk.com/id446425943

Расчет установки нефтяной ванны

Необходимое количество нефти для ванны определяют по формуле:

Q1 = 0,785(D12 – D32) H1 + 0,785D22H2,

где:

Q1 — количество нефти в м3;

D1 — диаметр скважины в м;

H1 — высота подъема нефти в затрубном простран стве в м;

D2 — внутренний диаметр труб в м; Н2 высота столба нефти в трубах в м;

D3 — наружный диаметр труб в м.

Объем нефти для ванны определяют из расчета макси мально допустимого снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ею верхней границы на 50—100 м.

После определения объема нефти проводят проверочный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, чтобы

не допустить нефте , газоводопроявления. Гидростатическое давление не должно превышать пластовое в скважинах глу биной до 1200 м на 10—15%, глубиной более 1200 м — на 5—10%.

Для предупреждения самопроизвольного вертикального пе ремещения нефти по стволу скважины и увеличения времени действия агента ванны в зоне прихвата необходимо перед нагнетанием нефти и продавочной жидкости закачать порцию буферной жидкости для заполнения 150—200 м затрубного и трубного пространств. Буферную жидкость готовят из при меняемого бурового раствора путем ее обработки реагента ми структурообразователями до получения максимально воз

можных значений вязкости и статического напряжения сдвига (вязкость «не течет» по СПВ 5, СНС за 10 мин. — более 27 МПа). Показатель фильтрации жидкости буферной пачки не должен превышать показателя фильтрации бурового раство ра в скважине.

vk.com/club152685050Прихват|бурильнойvk.com/id446425943колонны

В местах смешивания с буровым раствором буферная жид кость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реа гентов структурообразователей рекомендуется применять: при температуре до 100°С — крахмал, при 100—120°С — КМЦ. В каждом конкретном случае рецептуру для получения буферной жидкости подбирают в лабораторных условиях.

Агенты нагнетают в скважину цементировочными агрегата ми в следующем порядке: буферная жидкость — нефть — бу ферная жидкость — продавочная жидкость при максимально возможной подаче агентов, при этом скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна превышать по дачу насосов в процессе бурения данного интервала.

После закачивания продавочной жидкости краны на зали вочной головке закрывают и (в зависимости от причины прих вата) колонну разгружают на определенную часть веса или оставляют под натяжением на талевой системе.

После установки ванны колонну труб расхаживают во избе жание распространения зоны прихвата. Периодичность про филактических расхаживаний выбирают в зависимости от конкретных условий, но не менее двух раз в час. К расхажи ванию для освобождения инструмента приступают через 4—6 часов действия ванны (с учетом конкретной ситуации).

Осевые нагрузки при расхаживании колонны не должны превышать допускаемых для труб данной группы прочности материалов, а также для талевой системы и оборудования. Через каждый час после начала расхаживания проверяют наличие сифона в трубах и часть нефти из труб (порциями по 0,5—0,7 м3) продавливают в затрубное пространство.

После ликвидации прихвата промывают ствол, вымывая нефть на устье, поднимают колонну труб из скважины, тща тельно проверив их качество дефектоскопией, и прорабаты вают ствол в осложненном интервале.

Вымытую из скважины нефть собирают; она может быть использована при установках последующих ванн.

Если в течение 12—16 часов после установки ванны прих ват ликвидировать не удалось, циркуляцию восстанавливают, скважину промывают, выравнивают показатели бурового раствора и повторно устанавливают нефтяную ванну. Число

vk.com/club152685050Прихват бурильной колонны| vk.com/id446425943

повторных нефтяных ванн определяется конкретными усло виями района, однако устанавливать более трех четырех ванн не рекомендуется.

Расчет и правила установки кислотной ванны

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобуров в карбонатных, глинистых и других породах, поддающихся действию кислоты, применяют кислотные ванны.

Для установки кислотных ванн используют техническую со ляную кислоту 8—14% ной концентрации, смеси соляной ки слоты и воды или нефти, а также 15—20% ной соляной и 40% ной плавиковой кислот, причем соотношение компонен тов смеси подбирают опытным путем, исходя из условия ак тивного действия смеси кислот на образцы пород.

Необходимое количество кислоты для установки кислотной ванны определяют по указанной выше формуле для расчета количества нефти для установки нефтяной ванны.

Объем воды, необходимой для получения 1 м3 соляной ки слоты требуемой концентрации, которая оценивается по плот ности полученной смеси, определяют по формуле:

где:

ρ1 — плотность исходной соляной кислоты, г/см3; ρ2 — плотность кислоты требуемой концентрации,

г/см3; ρ3 — плотность воды, г/см3.

В табл. приведены плотности и соответствующие ей кон центрации разбавленной кислоты при температуре 15°С.

Для уменьшения вредного влияния кислоты на бурильные трубы и оборудование следует в качестве ингибитора корро