Надіслати свою хорошу роботу в базу знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче
Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.
1. Теоретична частина
Ліквідація прихватів з допомогою рідинних ванн
Найбільш простий і поширений метод ліквідації прихвата - установка ванн, завдяки якій витягується вся бурильна колона. Неодмінна умова для здійснення цього методу - наявність циркуляції бурового розчину. Залежно від причини прихвата застосовують нафтову, водяну або кислотну ванну. Для ліквідації прихватів колон з алюмінієвих труб ванни з плавикової кислоти і з суміші плавикової і соляної кислот використовувати забороняється. Для ліквідації прихвата цих труб в карбонатних породах рекомендується застосовувати ванни з 15-20% розчину сульфаминовой кислоти.
При виборі технології установки ванн треба мати на увазі наступне:
1) Щільність рідини для ванни бажано мати рівний або трохи більше (для ліквідації прихвата в привибійній зоні) щільності бурового розчину.
2) Щільність, в'язкість і СНС бурового розчину, що знаходиться в свердловині, повинні бути мінімальними.
3) Обсяг рідини для ванни повинен бути дорівнює обсягу свердловини від долота до верхньої межі прихвата плюс 50%. Слід зазначити, що там, де рідина ванни заповнювала весь відкритий стовбур, установка ванни давала кращі результати. При можливості рідина ванни повинна перекривати всі пласти з проникними породами. Американські дослідники рекомендують мінімальний обсяг рідини для ванни 24 м 3. навіть якщо за розрахунком його потрібно менше.
Технологія установки ванни передбачає наступне.
Рідина для ванни подається в зону прихвата не вся відразу: останні 3-5 м 3 рідини, що знаходиться в трубах, закачуються порціями по 1 м 3 через 1 год стояння під ванною.
Навантаження на гаку в момент закачування і знаходження бурильної колони під ванною повинна бути рівною навантаженні до прихвата.
Час перебування колони під ванною не повинно перевищувати 24 год. Дія ванни триває в середньому 12 год.
Максимально допустимі навантаження, що розтягують при ходіння інструменту не повинні перевищувати 80% межі текучості для відповідного класу труб. При безрезультатності расхаживания знижується натяжка до ваги колони перед прихватом і колона залишається на 1 ч до чергового расхаживания. При ходіння робиться 2-3 спроби провернути колону труб.
Якщо ванна не дала позитивного результату, то її повторюють або переходять на інші способи ліквідації прихвата. При звільненні колону обережно ходять з інтенсивної промиванням, видаляють рідину ванни і піднімають колону.
Встановлюють при прилипании бурильних або обсадних колон або прихопити їх сальником, а іноді для ліквідації обвалів. Ефективність нафтових ванн різко підвищується при додаванні в нафту ПАР: до 2,0% сульфонол, до 1,0% дісульфона або 0,5-2,0% дісолвана до обсягу закачується кількості нафти.
Нафта - 75-85%, смолисті речовини - 10-16%, алюмінат натрію - 4-7%, ПАР - 1-2%. Щільність складу приблизно 1,08 г / см 3.
Нафта - 10-88%, 50% -ний розчин їдкого натру, окислений петролатум 0,5- 2,0%. Для регулювання щільності розчину до 1,43 г / см 3 застосовують сріблястий графіт (10-70% до обсягу складу).
Для попередження спливання нафти рекомендується застосовувати буферну рідину. Вона повинна мати такі параметри: щільність, рівну щільності бурового розчину; в'язкість максимально можливу; СНС, заміряну за 10 хв, не менше 27 Па; фільтрацію не більш фільтрації бурового розчину в свердловині. Крім того, буферна рідина при змішуванні з буровим розчином не повинна викликати його коагуляцію. Обсяг буферної рідини беруть з розрахунку заповнення 150-200 м кільцевого простору.
Для успішного застосування нафтової ванни необхідно встановлювати її своєчасно, тобто не більше ніж через 3-5 годин після виникнення прихвата. Тривалість першої нафтової ванни не повинна перевищувати 24 год. При установці другої ванни тривалість збільшується. Якщо повторна ванна не дає результату, то іноді переходять до суцільної промиванні нафтою протягом 2-3 ч, а при негативних результатах - протягом 5-6 ч.
Установка нафтових ванн пов'язана з можливістю виникнення пожежі. Тому необхідно дотримуватися ретельні заходи пожежної безпеки.
Її перевага - швидкість установки, так як не потрібно спеціальних агентів, агрегатів і спеціальної підготовки для її здійснення. Ефективна, коли заміна глинистого розчину нафтою може привести до викиду, якщо в зоні ванни зустрінуті обвалюються глини, і особливо, коли бурильна колона заклинило в інтервалі залягання магнієвих і натрієвих солей.
Фосфорно-кислий ванна на водній основі.
Водний розчин трехзамещенний фосфорно-кислого калію - 95-97%, ПАР (ОП-Ю) - 2-3%, ПАА - 1-2%. Даний склад дозволяє приготувати рідину з щільністю до 2,0 г / см 3.
Оцтово-кисла ванна на водній основі.
Водний розчин оцтово-кислого калію - 92-96%, КМЦ - 3-5%, ПАР (ОП-Ю)
- 1-3%. Даний склад дозволяє приготувати рідину з щільністю до 1,36 г / см 3.
Ванна з винно-кам'яної кислоти на водній основі.
Вода - 85-95%, винно-кам'яна кислота - 5-15%. Рекомендується встановлювати для ліквідації прихватів, що виникли в піщано-глинистих, крейдяних і хемо генних породах.
Ванна з скидних вод.
Скидний води нафтових товарних парків - 98,0-99,5%, дісолван - 1,0 0,5%.
Призначена для звільнення схоплених бурильних колон і усунення заклинювання долота, турбобура в карбонатних, глинистих та інших породах, піддаються дії кислоти. Для кислотних ванн використовують в основному соляну кислоту 8-14% концентрації. Однак, часто застосовують суміші соляної кислоти і води, нафти і кислоти або 15-20% соляної і 40% плавиковою кислот (10% до обсягу). Для отримання оптимальної концентрації соляної кислоти кислоту, отриману з баз, розбавляють водою.
Для закачування в свердловину необхідно застосовувати кислоту, добре піддається ингибированию і дає високу розчинність порід. Швидкість реакції карбонатних порід з соляною і плавиковою кислотами залежить від тиску і температури. Зі збільшенням тиску швидкість реакції зменшується, а з ростом температури - підвищується. Наприклад, при збільшенні температури на 20-25 ° С швидкість реакції збільшується в 2-3 рази.
Як інгібіторів використовують товарний формалін, УНІКОД різних марок, легкі смоляні олії, різні ПАР і т.д. Інгібітори зменшують шкідливу дію кислоти на труби.
Застосування кислотної ванни починають з закачування води в обсязі, що залежить від співвідношення між діаметрами свердловини та бурильних труб. При цьому виходять з того, що 50 м висоти затрубного простору між кислотою і промивної рідиною повинні заповнюватися водою. Потім закачують розрахунковий обсяг кислоти і за нею воду з розрахунку заповнення труб на висоту 50 м. При кислотної ванні в колоні спочатку має бути залишено 65-15% закачаного розрахункового обсягу кислоти, після чого колону залишають під тиском на 3-6 ч. Одночасно колону ходять і подкачивают через 1 год в кільцевий простір від 1 до 4 м 3 кислоти.
При установці кислотних ванн особливу увагу треба приділяти дотриманню правил техніки безпеки.
У свердловинах номінального діаметра зону прихвата треба перекривати на 100 м. Якщо в свердловині є каверни, то слід збільшити кількість рідини для перекриття місця прихвата, так як можливі великі розбіжності передбачуваних і дійсних каверн.
При розрахунках ванн різницею між діаметрами турбобура, УБТ і труб нехтують. Для розрахунку обсягу рідини, необхідного для заповнення затрубного простору, виходять з різниці між діаметрами свердловини та бурильних труб. При прихопивши труб, турбобура і УБТ на забої кількість агента для ванни визначається за формулою:
де до - коефіцієнт кавернозному; Дд - діаметр долота, м; Дтр - зовнішній діаметр бурильних труб, м, Н - висота підйому рідкого агента від забою до верхньої межі прихвата, м; h - висота підйому рідкого агента вище зони прихвата, м; d в - внутрішній діаметр труб, м; h1 - висота підйому рідкого агента в бурильних трубах, м.
При прихопивши бурильної колони високо над забоєм рідкий агент для ванни повинен перебувати в зоні прихвата, нижче і вище її не менше ніж на 100 м. Кількість рідини для ванни визначають за формулою:
де Н1 - висота прихопленого ділянки колони, м; h2 - висота підйому рідкого агента вище і нижче зони прихвата, м.
Обсяг продавочной рідини визначається за формулою: при ліквідації прихвата у забою
при ліквідації прихвата над забоєм
де L - довжина бурильної колони, м; VHJl - обсяг рідини для заповнення нагнітальної лінії, м 3; h3 - висота стовпа продавочной рідини в затрубному просторі до місця розташування рідкого агента для ванни.
2. Розрахункова частина
Глибина свердловини, 2530м