- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
Для каверн, у которых а |
> dA (рис. |
7.9, IV), измеряются а |
и Ь, затем суммируются Ь и |
(1,15-1,20) |
а (коэффициент 1,15- |
1,20 берется из анализа поперечных сечений, представленных в виде окружностей), и полусумма этих величин также счита ется средним диаметром этого сечения.
7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
7.5.1. ВЫБОР СПОСОБА ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ
Действия исполнителя при ликвидации при хвата базируются на совокупности накопленного им опыта и имеющейся информации о причине происшедшего прихвата и заключаются в выборе наиболее эффективного способа для конкретного случая и последовательном применении или че редовании различных способов.
В сложной ситуации, особенно в условиях, характеризую щихся неопределенностью обстановки в скважине при воз никновении прихвата, не всегда удается принять оптимальные решения о путях ликвидации прихвата. В этих условиях наи более целесообразно выбирать решение, обеспечивающее минимальные потери времени и средств, исходя из методов теории статистических решений.
Согласно существующим представлениям о причинах при хватов выделяются три основные категории прихватов (по терминологии теории статистических решений - "состояние природы"): 0, - прихват под действием перепада давления; 02 - заклинивание (в том числе при спусках-подъемах, вра щении, в желобных выработках), 03 - прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины (при обвали вании пород, сальникообразовании, оседании утяжелителя, шлама, течении высокопластичных пород и т.д.).
Результативность известных способов ликвидации прихва тов во многом определяется "состоянием природы". Так, ис пользование ванн наиболее результативно при ликвидации прихватов, происшедших под действием перепада давления, а устройства импульсного воздействия (яссы, вибраторы) наи более эффективны при ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием. Существующие способы ликвидации прихва тов классифицируются по четырем группам (по терминологии теории статистических решений - "действия"): ах - установка
ванны; а2 - механическое, гидромеханическое и другие виды импульсных воздействий; а3 - обуривание труб; а4 - установ ка моста и забуривание нового ствола.
Критерием оценки сравнительной эффективности спосо бов принимается время Г, затраченное на ликвидацию при хвата, которое определяется с учетом проведения необходи мых операций при производстве работ (расхаживание и оп ределение зоны прихвата, подготовка агента ванны, его зака чивание и продавливание, время воздействия или сборка ясса, отвинчивание и подъем свободной части колонны, спуск яс са, соединение с прихваченными трубами, промывка, работа яссом и т.д.).
7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
Расхаживание (натяжение и посадка) колонны труб и отбивка ее ротором не считаются самостоятельным методом освобождения прихваченной колонны, за исключе нием некоторых легких случаев прихватов. Способ расхажи вания и значения нагрузок зависят от вида прихвата.
В случае прихвата под действием перепада давления необ ходимо производить расхаживание с помощью талевой сис темы 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 нагрузку до значения, не превышающего 15% веса свободной части инструмента, что бы не допустить распространения зоны прихвата вверх по стволу. Расхаживание должно быть непрерывным.
При освобождении инструмента, прихваченного вследствие сальникообразования, расхаживание ведется таким образом, чтобы не допустить уплотнения сальника чрезмерной посад, кой и особенно натяжкой колонны труб или гидравлическим давлением при интенсивном восстановлении циркуляции. На тяжка при расхаживании не должна превышать 100 кН (при условии непревышения давления при промывке). Если колонна труб движется в ограниченных пределах, бурильщик обя зан провернуть ее ротором и продолжать вращение на пер. вой скорости, а также попытаться восстановить циркуляцию и промыть скважину. Дальнейшие работы должны прово. диться под руководством бурового мастера и мастера или инженера по сложным работам.
В процессе расхаживания необходимо поддерживать ко лонну труб в таком положении, при котором ее все время можно было бы спускать вниз до восстановления нормально го веса. Циркуляцию следует вызывать только в том месте, где инструмент движется свободно; при необходимости сле дует постепенно увеличивать подачу насоса без резкого уве личения давления. Во время промывки необходимо следить за показаниями манометра на насосе и весом колонны труб по индикатору. Падение веса ниже нормального свидетельствует
озапрессовке сальника при восстановлении циркуляции. Если прихват труб произошел вследствие обвалообразова-
ния, оседания шлама, утяжелителя или заклинивания в жело бе, освободить их расхаживанием не удастся. Поэтому в этих случаях колонну труб необходимо расхаживать с нагрузками, не превышающими вес ее свободной части.
При расхаживании следует строго руководствоваться прочностными характеристиками бурильных труб. В отдель ных случаях допускается расхаживать колонну труб с обес печением запаса прочности 1,3, но при этом необходимо тщ а тельно проверить индикатор веса, токовую систему, подъем ные механизмы, тормозную систему, вышку, фундамент.
Для определения степени закручивания свободной части прихваченной одноразмерной (по толщине и диаметру труб) колонны труб необходимо пользоваться зависимостью
2,1лKGD
где <р — степень закручивания, число оборотов; а т — предел текучести металла труб при растяжении, кг/см 2; L — длина свободной части колонны, см; рм, рж — соответственно плот ность металла бурильных труб и бурового раствора в сква жине, кг/см 3; К — коэффициент запаса прочности; G — мо дуль упругости II рода, кг/см2; D — наружный диаметр бу рильных труб, см.
Для стали рм = 7,85* 10~3 кг/см3; G = 8-105 кг/см2; К = 1,5. Для сплава Д16-Т рм = 2,8-Ю"3 кг/см3; G = 2,7-Ю5 кг/см2
(при Г = 20 °С); К = 1,8.
Если бурильная колонна составлена из труб, отличающих ся диаметром и толщиной стенки, изготовленных из различ ных металлов, расчет допустимого угла закручивания произ водится следующим образом:
а) определяется допустимый крутящий момент пойнтер-
вально снизу вверх для каждой одноразмерной секции бу рильных труб по формуле
М < ^ L |
К |
16 |
On +Оп-1 + • |
К \ |
т~ Ж |
_2 |
D l - d l |
|
где Мт — допустимый крутящий момент для наиболее опас ного верхнего сечения рассматриваемого участка колонны, кгссм; аТМ— предел текучести металла труб рассматриваемо го участка колонны, кг/см2; Оп, Оп.i и т.д. — вес одноразмер ных секций в воздухе, кг; Dm, dm — соответственно наруж ный и внутренний диаметры рассматриваемого участка к о лонны, см; Wm — момент сопротивления рассматриваемого сечения колонны бурильных труб, см3;
б) по результатам расчетов выбирается минимальный до пустимый крутящий момент Mmin и для него подсчитывается число оборотов свободной части колонны по формуле
ф < |
h j |
h + |
+ ^д _ |
Y |
г in G J / J |
G 2 / 2 |
GnIn_ |
где Mmin — минимальный крутящий момент, полученный при подсчетах допустимого крутящего момента для одноразмер
ных секций колонны |
бурильных труб, кгс • см; 7,, 12, |
, 7П — |
|||||
длина |
секций |
одноразмерных |
бурильных |
колонн, |
см; G,, |
||
G2, ..., |
Gn - |
модуль |
упругости металла |
труб |
при |
сдвиге, |
|
кг/см2; |
/2,..., |
7„ - |
полярный |
момент инерции |
кольцевого |
сечения бурильных труб, см4,
Пример расчета допустимого угла закручивания секционной колонны
бурильных труб.
Дано: колонна бурильных труб прихвачена на глубине 4300 м, и свобод ная ее часть состоит из четырех секций бурильных труб (табл. 7.13).
Т а б л и ц а 7.13
Характеристика колонны
Номер |
D, мм |
d, мм |
1, м |
Сталь |
МПа |
секции |
|
|
|
группы |
|
|
|
|
|
прочности |
|
1 |
146 |
124 |
1500 |
Е |
550 |
2 |
146 |
128 |
1000 |
D |
380 |
3 |
114 |
94 |
1000 |
Е |
550 |
4 |
114 |
98 |
800 |
К |
500 |
Скважина заполнена |
буровым раствором плотностью р = |
1,25-10 3 |
||||||||
кг/см3. Металл, из которого изготовлены бурильные трубы, |
имеет рм = |
|||||||||
= 7,85-Ю-3 кг/см3; К = 1,5; G = 8-105 кг/см2 (8-104 МПа). |
|
|
|
|||||||
Для каждой из четырех секций (снизу вверх) определяется допустимый |
||||||||||
крутящий момент в верхнем сечении: |
|
|
|
|
|
|||||
М4 |
2 *1.5 у |
50002 - - ^ - |
20 160 |
1- 1,25 |
1,52 =216 000 |
кгс-см; |
||||
|
|
3,142 |
11,42 - 9,82 |
7,85 |
|
|
|
|
||
М3< |
156 |
55002 |
16 |
20 160+29 900 ( |
1.25^ |
= 268 000 |
кгс-см. |
|||
2-1,5 |
3.142 |
11,42 - 9,42 I |
7,85J |
|||||||
|
|
|
|
|
Аналогично М2 = 219 000 кгс-см; М, = 373 000 кгс-см.
Следовательно, минимальный крутящий момент, равный 216 000 кгс-см, может быть приложен к четвертой секции труб. Из этого условия опреде ляется допустимый угол закручивания:
216 000 |
150 000 |
100 000 |
100 000 |
80 0001 |
Ф= -------------------------- Г |
2240 + |
1825 + |
891 |
+ 153 |
2,1- 3,14- 8-105 |
=13,9 оборота (87,3рад).
Приведенные расчеты справедливы для случаев, когда вес инструмента на крюке равен весу свободной его части, т.е. когда нейтральное (не испытывающее осевых напряжений) сечение колонны находится на верхней границе прихвата;
в) для случаев, когда вращение прихваченной колонны труб осуществляется при натяжении колонны, превышающем вес свободной ее части, определение допустимого крутящего момента производится по секциям сверху вниз по формуле
где F — сила натяжения инструмента по индикатору, кг; О — вес колонны труб на участке от устья скважины до рассмат риваемого сечения, кг.
Если принять для рассмотренного выше примера F = 140 000 кг, то
292 |
16^ |
140000 |
л2 |
|
= 310000 кгс-см; |
||||
Мх < 2-1,5 55002 |
ЗЛ42 |
14,6г -1 2 42 |
||
|