РОЗДІЛ. АВАРІЇ та ускладнення при бурінні свердловини
ВИЗНАЧЕННЯ ГЛИБИНИ прихопити.
Визначення верхньої межі прихвата із застосуванням спеціальної апаратури. Для уточненого визначення верхньої межі прихвата застосовують пріхватоопределітелі (ПО) і ін-індикатором місця прихвата (ІМП). Загальний вигляд пріхватоопределітеля показаний на рис. 10.1. Пріхватоопределітель складається з електромагніту 2, поміщеного в герметичний корпус 3-магнітною. Електромагніт ізольований від зовнішнього середовища головкою 1 і днищем 4, які є одночасно верхнім і нижнім полюсами електромагніту. У голівці разме-щени свічковий введення і вузол закріплення каротажного кабелю.
Серійно випускаються типи пріхватоопределітелей наведені в табл. 10.1.1.
Робота пріхватоопределітеля заснована на властивості феро-магнітних матеріалів размагничиваться при деформації перед-ньо намагнічених ділянок труб.
У передбачувану зону прихвата спускають прилад для напів-чення характеристики намагніченості взятих труб (про-водять перший контрольний замір). Потім в передбачуваній зоні прихвата на трубах ставлять магнітні мітки шляхом подачі струму
Технічна характеристика пріхватоопределітеля
Граничний внутрішній діа-метр труб і їх з'єднань, в яких рекомендується ра-ботать з пріхватоопределітелем, мм
Внутрішній діаметр корпусу, мм
Розміри сердечника намагничивающей котушки, мм:
Розміри приладу, мм:
Маса приладу, кг
Максимально допустимі: температура, 0 С
через електромагніт на ділянки колони, розташовані один від одного на відстані 10 м, причому на кожній ділянці на-магнічівается відрізок труби довжиною 15-20 см. Під час вто-якого контрольного заміру записують криву магнітної Індуктори ції вздовж всієї ділянки, де встановлені магнітні мітки. Місця установки через електромагніт на ділянки колони, розташовані один від одного на відстані 10 м, причому на кожній ділянці на-магнічівается відрізок труби довжиною 15-20 см. Під час вто-якого контрольного заміру записують криву магнітної Індуктори ції вздовж всієї ділянки, де встановлені магнітні мітки. Місця установки магнітних міток фіксують чіткими аномаліями, замки і муфти труб - меншими аномаліями. Після ходіння схопленого колони з навантаженнями, а також провертання її на певний безпечне число обертів магнітні мітки в результаті деформації металу труб вище зони прихвата «стираються». Після проведення третього контрольного
Мал. 10.1. Пріхватоопределітель
виміру визначають ділянку, де маг-нітних мітки збереглися, і судять про розташування верхньої межі прихвата колони.
Більш точно і швидко верхню межу прихвата визначають за допомогою індикатора місця прихвата (ІМП) конструкції АзНІІбурнефті, що відрізняється підвищеною точністю і воз-тю встановлювати верхню межу прихвата не тільки в бурильних трубах, але також і в УБТ.
Датчик ІМП спускають в труби на одножильному кабелі. При включенні харчування він своїм багатополюсним електромагнітом притягується до поверхні труби, стикаючись з нею пло-кою гранню, чим забезпечується його стійке положення під час вимірювання.
При додатку до вільної частини труб навантажень (вирощуючи-вання, стиснення або кручення) датчик ІМП показує зміну деформації металу труб. Природно, що нижче верхньої межі прихвата, де відсутня деформація труб, сигнали на поверхню не надходять. П'ятьма-шістьма вимірами можна визна-ділити зону розташування верхньої межі прихвата (з точ-ністю до 10-15 м).
Технічна характеристика ІМП
РОЗРАХУНОК УСТАНОВКИ НЕФТЯНОЙ ВАННИ.
Нафтова ванна повинна бути встановлена відразу ж після виникнення прихвата.
Перед установкою ванни необхідно визначити верхню межу прихвата по пружності подовженню колони або за допомогою спеціальної апаратури, а також перевірити стан противикидного гирлового обладнання, насосного господарства і циркуляційної системи; помічені недоліки усунути і підготувати обладнання і вишку до роботи в аварійних умо-вах.
Необхідна кількість нафти для ванни визна-ляють за формулою:
Q1 - кількість нафти в м 3; D1 - діаметр сква-жіни в м; h1 - висота підйому нафти в затрубному просторі в м; D2 - внутрішній діаметр труб в м; Н2 - висота стовпа нафт в трубах в м; D3 - зовнішній діаметр труб в м.
Обсяг нафти для ванни визначають з розрахунку максимально допустимого зниження перепаду тиску в зоні прихвата або перекриття нею верхньої межі на 50-100 м.
Після визначення обсягу нафти проводять перевірки під-рахунок гідростатичного тиску в стовбурі свердловини на момент максимального полегшення стовпа рідини, щоб не допустити нафто-, газоводопроявленія. Гідростатичний тиск не повинен перевищувати пластовий в свердловинах глибиною до 1200 м на 10-15%, глибиною понад 1200 м - на 5-10%.
Для попередження самовільного вертикального пере-ня нафти по стовбуру свердловини і збільшення часу дей-наслідком агента ванни в зоні прихвата необхідно перед нагнися-танием нафти і продавочной рідини закачати порцію буферної рідини для заповнення 150-200 м затрубного і трубного просторів. Буферну рідину готують з застосовуваного бурового раст-злодія шляхом її обробки, реагентами - Структуроутворювачі до отримання максимально можливих значень в'язкості і ста-тичного напруги зсуву (в'язкість - «не тече» по СПВ-5, СНС за 10 хв - більше 27 МПа). Показник фільтрації рідко-сти буферної пачки не повинен перевищувати показника фільтрації бурового розчину в свердловині.
У місцях змішування з буровим розчином буферна рідина не повинна викликати його коагуляцію. В якості реагентів - структуроутворювачі рекомендується застосовувати: при темпе-ратурі до 100 ° С - крохмаль, 100-120 ° С - КМЦ. У кожному конкретному випадку рецептуру для отримання буферної рідини підбирають в лабораторних умовах.
Агенти нагнітають в свердловину цементувальних агрегатів в наступному порядку: буферна рідина - нафта - буферна рідина - продавочной рідина при максимально можливу подачу агентів, при цьому швидкість висхідного потоку в кільцевому. просторі не повинна перевищувати подачу насосів в про-процесі буріння даного інтервалу.
Після закачування продавочной рідини крани на зали-вочной голівці закривають і (в залежності від причини при-хвата) колону розвантажують на певну частину ваги або залишають під натягом на талевої системі.
Після установки ванни колону труб ходять у хаті-жание поширення зони прихвата. Періодичність профі-лактіческіх ходіння вибирають в залежності від конкретних-них умов, але не менше двох разів на годину. До ходіння для звільнення інструменту приступають через 4-6 ч дії ванни (з урахуванням конкретної ситуації).
Осьові навантаження при ходіння колони не повинні пре-вищувати допускаються для труб даної групи міцності мате-ріалів, а також для талевої системи і устаткування. Через кожну годину після початку ходіння перевіряють наявність сифона в трубах і частина нафти з труб (порціями по 0,5-0,7 м 3) продавлюють в затрубний простір.
Після ліквідації прихвата промивають стовбур, вимиваючи нафту на гирлі, піднімають колону труб зі свердловини, ретельно перевіривши їх якість дефектоскопії, і опрацьовують стовбур в ускладненому інтервалі.
Вимиту з свердловини нафту збирають; вона може бути ис-користуватися при установках наступних ванн.
Якщо протягом 12-16 год після установки ванни прихват ліквідовувати не вдалося, циркуляцію відновлюють, сква-Жіну промивають, вирівнюють показники бурового розчину і повторно встановлюють нафтову ванну. Число повторних нафтових ванн визначається конкретними умовами району, однак встановлювати більш трьох-чотирьох ванн не рекомен-дується.
Щоб успішно провести операцію по установці ванни, необхідно правильно встановити відстань від місця прихвата до гирла свердловини, тобто глибину прихвата. У промисловій практиці глибина прихвата зазвичай визначається за величиною подовження вільної непріхваченной частини бу-рільним труб при ходіння бурильної колони. Для визначення довжини вільної частини колони бурильних труб по їх подовження посту-пают наступним чином.
1. Натягують колону із зусиллям Р1 яке на 5 поділок перевищує показання індикатора, відповідне повного вазі колони до пріхва-та, і роблять на провідній або бурильної трубі позначку.
2. Проводять додаткову натяжку на 5 поділок по індикатору ваги і зараз же знижують її до первісної, зробивши другу позначку на провідній трубі. Різниця в перших двох відмітках пояснюється тертям в роликах талевої системи.
3. Ділять відстань між першими двома позначками навпіл і вва-тануть середню межу початком відліку.
4. Притуляють до колони силу Р2. яка на 10 - 20 ділень пре-щує p1, і роблять на провідній трубі нову позначку.
5. Проводять додаткову натяжку на 5 поділок вище і зараз же знижують навантаження до Р2, зробивши на провідній трубі другу позначку.
Розділивши відстань між двома позначками навпіл, отримують нижню від-мітку для відліку величини подовження труб.
6. Вимірюють відстань між верхньою і нижньою позначками, яке і дає шукане подовження вільної непріхваченной частини бурильних труб.
Вільну довжину колони, розташовану вище місця прихвата, оп-чати по формулі
Де: Dl - подовження при навантаженні Р2 - Р1 в см; k - коефіцієнт, постійний для даного типорозміру труб в залежності від розміру труб.
Недоліком описаного вище способу визначення довжини вільної від прихвата частини бурильної колони, є значна похибка.
Для більш точного визначення місця прихвата необхідно використовувати пріхватоопределітель, порядок роботи з яким описані вище.