Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов

Гидроимпульсный способ (ГИС) рекомендуется для ликвидации дифференциальных прихватов, при заклинивании колонны в желобе и прихватов, которые возникли при подъеме бурильной колонны. ГИС можно использовать при наличии циркуляции бурового раствора и относится к категории оперативных способов, не требующих длительного времени для его подготовки и осуществления.

Способ основан на создании избыточного давления внутри бурильной колонны или затрубном пространстве и последующем мгновенном снятии этого давления при быстром открытии затвора (разрывающие диафрагмы, золотники, ДЗУ и т.п.).

Назовем вариант ГИС при создании избыточного давления внутри бурильной колонны – прямым (ПГИС), а при создании этого давления в затрубном пространстве – обратным (ОГИС).

При наличии циркуляции избыточное давление создают путем закачки в трубы (затрубное пространство) более легкой чем буровой раствор жидкости (вода, нефть, нефтепродукты и др.) или газа (воздуха).

Избыточное давление на устье по окончании закачки определяется по формуле:

где l – длина столба замещающей жидкости, м; ρ_л – плотность замещающей жидкости, кг/м 3 ; ρ_бр – плотность бурового раствора, кг/м 3 .

Использование газа (воздуха) предпочтительнее во многих случаях, однако необходим компрессор или другой источник газа с высоким давлением. При использовании газа (воздуха) расчет по формуле (7.1) производят при ρ_л = 0.

При проведении ПГИС после резкого открытия задвижки возникает переток жидкости из затрубного пространства внутрь бурильной колонны, где было создано избыточное давление. При проведении ОГИС, наоборот, переток происходит из внутреннего пространства бурильной колонны в затрубье. В результате резкого перетекания раствора происходит размывание глинистой корки, снижается гидростатическое давление в скважине и формируются сильные затухающие колебания в колонне, которые способствуют ликвидации прихвата. Интенсивность колебаний зависит от величины первоначального избыточного давления. После затухания колебаний высота столба бурового раствора в скважине уменьшается, а следовательно гидростатическое давление скважине. Поэтому необходимо постоянное поддержание нижнего предела допустимого значения гидростатического давления в скважине с целью предупреждения проявлений и осыпей стенок.

Принимая, что давление в скважине на глубине h после цикла ГИС не должно быть ниже Р, получаем формулу для вычисления максимальной высоты столба замещающей жидкости:

где S₁ и S₂ – средневзвешенная площадь поверхности соответственно внутренней полости труб и затрубного пространства, м 2 .

По формуле (7.1) при l=L_max, находим максимальное избыточное давление на устье из условия нижнего предельно допустимого давления в заданном сечении скважины.

В свою очередь, максимальное давление на устье при ПГИС ограничивается прочностью труб на разрыв в условиях сложного нагружения при известных значениях коэффициента запаса прочности.

Предельное значение давления, исходя из прочности труб на растяжение, находят по формуле:

где σ_т – предел текучести стали для верхней трубы бурильной колонны площадью сечения по металлу f; G – вес колонны по индикатору веса при реализации ГИС; а – коэффициент запаса прочности.

Имея значение предельного давления по формуле (7.3), находим из формулы (7.1) предельную длину столба замещающей жидкости, исходя из прочности бурильной колонны. Имея два расчетных значения длины столба замещающей жидкости, принимаем наименьшее значение (l).

Далее определяют необходимый объем замещающей жидкости для первоначального цикла ГИС.

После цикла ГИС в бурильной колонне (затрубном пространстве) остается столб легкой жидкости длиной:

После каждого цикла ГИС из скважины выбрасывается (вытесняется) легкая жидкость в объеме:

Объем жидкости, рассчитанный по формуле (7.6), следует закачивать в скважину при каждом последующем повторении цикла ГИС.

Приведенные формулы применимы для любого варианта исполнения ГИС. При ПГИС их используют в приведенной записи, при реализации ОГИС S₁ заменяется на S₂ и наоборот. При использовании газа (воздуха) расчеты ведут при ρ_л=0. При реализации ОГИС расчеты по формуле (7.3) не проводят.

Гидростатическое давление после в скважине после цикла ГИС находят по формуле:

где h_ст – статический уровень бурового раствора, м; h – расчетная глубина, м.

Результативность работы при использовании ГИС будет иметь место, если расчетное избыточное давление по формуле (7.1) составляет не менее 5 МПа на каждую 1000 м бурильной колонны. Это значительная величина, но именно она определяет интенсивность встряхивания колонны при цикле ГИС. Приняв минимальное значение Р_изб=5 МПа на 1000 м, из (7.1) получаем формулу для оценки нижнего значения плотности бурового раствора при заданной плотности замещающей жидкости:

где С – коэффициент, показывающий, какую часть бурильной колонны (затрубного пространства) предполагается заполнить замещающей жидкостью (0 3 Диаметр бурильных труб, мм Толщина стенки бурильных труб, мм Масса 1м бурильных труб, кг/м Предел текучести бурильных труб, МПа Вес колонны, т

Расчет параметров ОГИС

S₁ = 0,785 * (0,127 — 2 * 0,009) 2 = 0,0093 м 2

S₂ = 0,785 * ((0,245 — 2 * 0,010) 2 — 0,127 2 ) = 0,0271 м 2

По формуле (7.2) определяем длину столба воды (легкой жидкости) в затрубном пространстве:

L_max = l = [(1100 * 10 * 2100 – 22 * 10 6 ) * (0,0093 + 0,0271-

-0,0093 * 0,91)] / [0,0271 * 10 * 100] = 695 м

Далее по формуле (7.5) определяем длину оставшегося в затрубном пространстве столба воды после проведения ОГИС:

l_л = (695*0,0271) / (0,0093+0,0271–0,0093*0,91)=675 м

Объем воды, который следует закачать в затрубное пространство, определяется по формуле (7.4):

V_л = 0,0271 * 695 = 18,8 м 3

Находим избыточное давление в конце закачки воды по формуле (7.1). Это давление служит дополнительным ориентиром окончания закачки.

Р_изб = 695 * 10 * (1100 – 1000) = 0,695 МПа

Объем вытесненной воды по формуле (7.6) после открытия задвижки (превентора) будет равно:

V_выт = 0,0271 * (695 – 675) = 0,54 м 3

Статический уровень внутри бурильной колонны по окончании вытеснения находим, используя формулу (7.7):

h_ст = 675 * (1 – 1000 / 1100) = 60,7 м

Проверим по формуле (7.7) давление в скважине в интервале прихвата при h=2100м:

Р_с = 1100 * 10 * (2100 – 60,7) = 22 МПа

Давление в скважине получилось наперед заданной величине, поэтому технологические расчеты выполнены верно.

Расчет параметров ПГИС

S₁ = 0,785 * (0,127 — 2 * 0,009) 2 = 0,0093 м 2

S₂ = 0,785 * ((0,245 — 2 * 0,010) 2 — 0,127 2 ) = 0,0271 м 2

По формуле (7.2) определяем длину столба воды (легкой жидкости) внутри труб:

L_max = l = [(1100 * 10 * 2100 – 22 * 10 6 ) * (0,0093 + 0,0271-

-0,0271 * 0,91)] / [0,0093 * 10 * 100] = 1384 м

По формуле (7.3) определяем предельное значение давления, исходя из прочности труб на растяжение:

Р_пр = [(655*10 6 * 0,0033 / 1,5) – 24 * 10 3 ] / 0,0093 = 2,1 МПа

f = 0,785 * (0,127 2 – 0,109 2 ) = 0,0033 м 2

Из формулы (7.1) определяем l:

l = 2,1 * 10 6 / (10 * (1100 – 1000) = 2100 м

Имея два значения l (1384 м и 2100 м), выбираем наименьшее, равное 1384 м, которое будем использовать при дальнейших расчетах.

Далее по формуле (7.5) определяем длину оставшегося в трубном пространстве столба воды после проведения ПГИС:

l_л = (1384*0,0093) / (0,0093+0,0271–0,0271*0,91)=1100 м

Объем воды, который следует закачать в затрубное пространство, определяется по формуле (7.4):

V_л = 0,0093 * 1384 = 12,9 м 3

Р_изб = 1384 * 10 * (1100 – 1000) = 1,38 МПа

Объем вытесненной воды по формуле (7.6) после открытия задвижки будет равно:

V_выт = 0,0093 * (1384 – 1100) = 2,64 м 3

Статический уровень внутри бурильной колонны по окончании вытеснения находим, используя формулу (7.7):

h_ст = 1100 * (1 – 1000 / 1100) = 99 м

Проверим по формуле (7.7) давление в скважине в интервале прихвата при h=2100м:

Р_с = 1100 * 10 * (2100 – 99) = 22 МПа

Давление в скважине получилось наперед заданной величине, поэтому технологические расчеты выполнены верно.

На основании проведенных расчетов составляем технологический регламент на проведение ПГИС и ОГИС:

Обозначение	l, м	l_л, м	V_л, м 3	V_выт, м 3	P_изб, МПа	h_ст, м	P_с, МПа
Формула	7.2	7.5	7.4	7.6	7.1	7.7	7.7
ОГИС	18,8	0,54	0,695	60,7
ПГИС	12,9	2,64	1,380	99,0

Рассчитать параметры ОГИС и ПГИС для ликвидации прихвата. Предел текучести материала труб принять 655 МПа. В качестве легкой жидкости использовать воду. Остальные исходные данные для расчета представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 – Исходные данные

Параметры	Вариант
Глубина верхней границы прихвата, м
Пластовое давление в верхней границе прихвата,МПа	19,5	20,0	20,5	21,0	21,5	22,0	22,5
Диаметр промежуточной колонны, мм
Глубина спуска промежуточной колонны, м
Толщина стенки промежуточной колонны, мм
Плотность бурового раствора, кг/м 3
Диаметр бурильных труб, мм
Толщина стенки бурильных труб, мм
Масса 1м бурильных труб, кг/м
Вес колонны, т	46,8	53,7	60,8	68,3	42,0	49,2	55,9

Окончание таблицы 7.2

Параметры	Вариант
Глубина верхней границы прихвата, м
Пластовое давление в верхней границе прихвата, МПа	23,0	23,5	24,0	24,5	25,0	25,5	26,0
Диаметр промежуточной колонны, мм
Глубина спуска промежуточной колонны, м
Толщина стенки промежуточной колонны, мм
Плотность бурового раствора, кг/м 3
Диаметр бурильных труб, мм
Толщина стенки бурильных труб, мм
Масса 1м бурильных труб, кг/м
Вес колонны, т	46,2	65,3	52,9	68,2	62,4	63,7	47,5

Дата добавления: 2014-05-28 ; просмотров: 1034 ; Нарушение авторских прав

Источник

Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов в скважине

Использование1 бурение и эксплуатация скважин. Сущность изобретения: способ включает закачку во внутреннюю полость колонны труб агента меньшей плотности по сравнению с применяемым буровым раствором , закачку дополнительной порции бурового раствора, герметизацию полости труб, последующее снятие давления в полости труб и сообщение ее с затрубным пространством посредством перепускного клапана. 1 ил.

(!9) (! !) СОЮЗ СОВЕТСКИХ

РЕСПУБЛИК (s!)s Е 21 В 23/00

ВЕДОМСТВО СССР, (ГОСПАТЕ НТ СССР) (21) 4798838/03 (22) 05. 02,90 (46) 15.12.92. Бюл, N. 46 (75) Э.А.Диффинэ и А,Г.Чернобыльский (73) А.Г.Чернобыльский (56) Пустовойтенко И,П. и Сельващук А.П.

Краткий справочник мастера по сложным буровым работам. M.: Недра, 1983, с.11.

Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. М.: Недра, 1988, с.114.

Изобретение относится к технике бурения и эксплуатации скважин и может быть использовано для ликвидации прихватов.

Известен гидроимпульсный способ ликвидации прихватов, основанный на возбуждении волны разгрузки за счет резкого снятия предварительно созданных напряжений в материале колонны труб и напряжений сжатия жидкости, заполняющей полость труб.

Наиболее близкое техническое решение заключается в закачке во внутреннюю полость колонны труб агента, плотность которого меньше плотности агента в затрубном пространстве, создание избыточного давления внутри труб и резкое снятие давления внутри труб путем сообщения внутренней полости труб с атмосферой.

Однако этот способ имеет следующие недостатки. Уровень жидкости в затрубном пространстве при этом снижается, что может привести к появлению дополнительных осложнений и усугублению аварии. Поэтому требуется обеспечивать долив в затрубное (54) ГИДРОИМПУЛЬСНЫЙ СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ В СКВАЖИНЕ (57) Использование: бурение и эксплуатация скважин. Сущность изобретения: способ включает закачку во внутреннюю полость колонны труб агента меньшей плотности по сравнению с применяемым буровым раствором, закачку дополнительной порции бурового раствора, герметизацию полости труб, последующее снятие давления в полости труб и сообщение ее с затрубным пространством посредством перепускного клапана. 1 ил, пространство бурового раствора. Кроме то- (/) го площадка буровой заливается агентом выбрасываемым из внутренней полости колоннь!.

Целью изобретения является ускорение ликвидации аварии, исключение дополнительных осложнений и повышение безопасности проведения аварийных работ.

Указанная цель достигается тем, что по- 1 слезакачки во внутреннюю полость колон- ны труб агента, плотность ко1 орого меньше плотности бурового раствора находящегося О» в скважине, во вн т еннюю полость т б О у р

3 закачивают дополнительно 0,75 вЂ” 1,0 м бурового раствора, наголовник для проведения гидроимпульса устанавливается в верхней части бурильной колонны таким образом, что его сливные окна обеспечивают выход бурового .раствора, находящегося в верхней части колонны труб в затрубное простраегство, На чертеже показана схема обвязки скважины для проведения гидроимпульса.

Техред М.Моргентал Корректор О.Кравцова

Заказ 4289 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5. М. ;а л;Ив м ьыи-.-=. аъы ЦЭ :Мя:

Произподственно-издательский комбинат «Патент», r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Буровой раствор обозначен 1, агент малой плотности 2, наголовник 3, клапан наголовника 4, сливные окна наголовника 5, ведущая труба 6, отводной желоб 7.

Технология проведения работ. 5

В верхней части труб, находящихся в скважине, устанавливают наголовник 3 без барабана (no» заявке 4757183/03-123096 от

3.10,89) таким образом, чтобы сливные окна

5 наголовника были на 2 вЂ” 3 м ниже отвод- 10 ного желоба 7;

Соединяют ведущую трубу (квадрат) с наголовником.

Восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости и промывают скважину. 15

Буровым насосом или цементировочным агрегатом закачивают внутрь колонны труб агент малой плотности (воду) в объеме необходимом для получения расчетного перепада давления. Перепад давления обес-. 20 печить в пределах 10 вЂ” 15 МПа, но ке менее

6 МПа. Столб агента малой плотности должен быть не более 2/3 длины колонны труб.

Буровым насосом или цементировочным агрегатом закачивают в колонну труб 25

0,75 вЂ” 1,0 м бурового раствора.

Путем снятия давления над клапаном наголовника 4 (например открытием ДЗУ) производят гидроимпульс, при этом клапан поднимается и открывает сливные окна на- 30 головника в затрубное пространство, После выхода бурового раствора нахо-. дящегося в колонне труб поднимаютдавление над клапаном наголовника; вновь закачивают 0,75 вЂ” 1 м бурового раствора и 35 з проводят повторный гидроимпульс.

После проведения 5-7 гидроимпульсов начинают расхаживать колонну труб с целью ее освобождения.

Если первая серия гидроимпульсов не дает результатов, то проводят повторную серию. Если после 5 вЂ” 10 серий гидроимпульсов колонна труб не освободилась следует на 0,5 вЂ” 1 ч установить нефтяную ванну, после чего вновь вернуться к проведению гидроимпульсов.

Для ускорения освобождения колонны труб при этом следует увеличйть количество жидкости отбираемое из труб при обратном перетоке до 2 вЂ” 3 м, увеличив до этих же з пределов количество бурового раствора закачиваемого в колонну труб по.пункту «д».

Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов в скважине, включающий закачку во внутреннюю полость колонны труб агента, плотность которого меньше плотности- . агента в затрубном пространстве, герметизацию полости труб, последующее снятйе давления в полости труб и долив в затрубное пространство бурового раствора, плотность которого равна плотности раствора, находящегося в затрубном пространстве, отл ича ющийсятем,что,с целью

\ ускорения ликвидации аварии и повышения безопасности, после закачки во внутреннюю полость труб агента меньшей плотности над ним закачивают порцию бурового раствора и сообщают полость труб с затрубным пространством посредством перепускного клапана наголовника, установленйого в верхней части колонны труб.

Источник