Авария связанная с потерей подвижности (прихват) колонны труб спущенной в скважину

    Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются  расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной  колонны. Усилие, которое прикладывается к трубам во время расхаживания, может намного превышать собственный вес колонны и лимитируется прочностью труб и талевой системы. Поэтому перед расхаживанием должно быть тщательно проверено состояние вышки, талевой системы, лебедки и их прочность, а также состояние индикатора веса. Если расхаживанием не удается ликвидировать прихват, то дальнейшие работы будут зависеть от вида прихвата. Так, прихваты, происшедшие под действием перепада давления, как правило, ликвидируют жидкостными ваннами (нефтяными, водяными, кислотными и щелочными).

      Несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин. Место прихвата определяют при помощи прихватоопределителя. Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов, размагничивающихся при деформации предварительно намагниченных участков. В зону предполагаемого места прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб. Производится первый контрольный замер в месте прихвата. Далее в зоне прихвата устанавливаются контрольные магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на 10 м. При этом на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15 - 20 см.

      Вторым контрольным замером записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Последние на кривой магнитной индукции выделяются четкими аномалиями. На диаграмме меньшими аномалиями отбиваются также замки и муфты. После этого прихваченную колонну труб расхаживают непродолжительное время, при этом металл не прихваченных труб испытывает деформацию, в результате которой магнитные метки пропадают. В зоне прихвата магнитные метки не исчезают, так как этот участок не деформируется. Третьим контрольным замером определяют участок, где магнитные метки не исчезли, т. е. определяется интервал прихвата.

Для предупреждения прихватов необходимо соблюдать следующие мероприятия

1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;

2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;

3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;

4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;

5) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;

6) при вынужденных остановках необходимо:

• через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную  колонну и проворачивать ее ротором;
• при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии

 

бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес,   соответствующий той части колонны труб, которая находится в не обсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;

• в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;
• для предотвращения прихвата бурильной колонны при использовании утяжеленного глинистого раствора следует систематически применять профилактические добавки: нефть (10 - 15%), графит (не более 0,8%), поверхностно-активные вещества (например, сульфонол в виде 1 - 3 %-ного водного раствора, смазочные добавки СМАД-1 (до 3%) и СГ (до 2%). Подбор рецептур в каждом определенном случае должен уточняться лабораторией глинистых растворов. При бурении разведочных скважин добавлять нефть и другие добавки на нефтяной основе не рекомендуется, чтобы не исказить представление о продуктивности горизонтов.

 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 

2.5 РАСЧЕТ ЛИКВИДАЦИИ  ПРИХВАТА 

2.5.1 Расчет установки  нефтяной ванны 

      При ликвидации прихвата бурильного  инструмента возникшего на скважине  № 5051 К – 283А Приобского  месторождения была установлена  нефтяная ванна. 

Исходные  данные к расчету установки нефтяной ванны: 

 D_тр = 140*8мм – диаметр бурильных труб

 D_д. = 295,3мм - диаметр долота

 Н = 3370 м – глубина скважины

 ρ _б.р. = 1,27 г/см³ – плотность бурового раствора

 ρ_н = 0,85 г/см³ – плотность нефти

 

    

Определяем  необходимое количество нефти для ванны: 

,  (1) 

где D_скв – диаметр скважины, м;

       D = 0,140 м – наружный диаметр бурильных труб, м;

       Н₁ – высота подъема нефти в затрубном пространстве. Нефть поднимают      на 50 – 100 м выше места прихвата;

       Н₂ – высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического            (через 1-2 ч) подкачевания нефти в затрубное пространство.                 Принимая Н₂ = 200 м;

       d - внутренний диаметр бурильных труб, м; 

 (2) 

где k – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины за счет  
 

               образования каверн, трещин и пр., (величина его 1,05 – 1,3);

       D_д. - диаметр долота;

      

Определяем  высоту подъема нефти в затрубном пространстве 

, (3) 

где   Н – глубина скважины, м;

         L_н.п. – длина неприхваченой части бурильной колонны, м; 

Определяем  длину неприхваченой части бурильной  колонны 

 (4) 

где   E = 2,1*10⁴ кН/см² – модуль упругости стали бурильных труб;

          F = 38,7 см² – площадь поперечного сечения тела 140-мм бурильных труб с    δ = 8 мм;  

Определяем  внутренний диаметр бурильных труб  

,              (5) 

где     δ = 8 мм – толщина стенки бурильных труб;

         D_{тр –} диаметр бурильных труб, м; 

Подстовляя  числовые значения в формулу (1) определяем необходимое количество нефти для  установки нефтяной ванны

,  (6) 

Определяем  количество бурового раствора для продавки нефти: 

, (7)

  где Н – глубина скважины, м;

       Н₂ – высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического            (через 1-2 ч) подкачевания нефти в затрубное пространство.                 Принимая Н₂ = 200 м;

       d - внутренний диаметр бурильных труб, м; 

Подстовляя  числовые значения в формулу (8) определяем максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью: 

,  (8) 

где   Р₁ – давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине (в трубах и за трубами)

          Р₂ – давление, идущее на преодоление гидравлических потерь

,  (9) 

где   ρ _б.р. – плотность бурового раствора

         ρ_н – плотность нефти 

,       (10) 

Считая, что нефтяная ванна будет, проводится при помощи агрегата ЦА-320, мощность двигателя которого N = 120 кВт, можем определить возможную подачу насоса

,   (11) 

где: η – кпд. насоса агрегата ЦА-320, равный 0,635.

       N – мощность двигателя 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 

2.5.2 РАСЧЕТ ДОПУСТИМЫХ УСИЛИЙ ПРИ

РАССХАЖИВАНИИ ПРИХВАЧЕНЫХ ТРУБ 

       Допустимое усилие натяжения при рассхаживании прихваченной бурильной колонны диаметром D = 140 мм с толщиной стенки δ = 8 мм из стали группы прочности Д (δ = 380 МПа).