книги / Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин
..pdfТехническая характеристика УЛП-190-1 |
|
|
Диаметр скважины, мм.................................................................. |
>190 |
|
Статическая растягивающая нагрузка, т с ................................... |
150 |
|
Допустимая рабочая нагрузка, т с ................................................. |
70 |
|
Диаметр промывочного канала, м м ............................................. |
56 |
|
Габаритные размеры, мм: |
1790 |
|
длина при штоке, |
убранномвнутрькорп уса.......................... |
|
длина при штоке, |
выдвинутом изкорпуса............................. |
1970 |
Наружный диаметр, мм.................................................................. |
178 |
|
Масса, к г ........................................................................................ |
|
400 |
Устройство состоит |
(рис. 19) из корпуса 1 и штока 2. К што |
ку электросваркой приварены два симметрично расположенных кулачка 5 с зубчатыми элементами на боковой поверхности, входящие в зацепление с ответными зубчатыми элементами на корпусе 4, выполненными по спирали. К верхней и нижней ча стям кулачков приварены полукольца 6, предотвращающие вы падение из окон корпуса в случае разрушения устройства. Для предупреждения размыва корпуса и штока буровым раствором
в |
верхней части штока установлена уплотнительная манжета |
3, |
поджатая гайкой. |
|
Для соединения с прихваченной частью бурильных труб или |
ловильным инструментом устройство снабжено резьбами 3-147. Для обеспечения циркуляции и пропуска геофизических снаря дов через УЛП-190-1 шток выполнен полым. Полукольца 7 и
штифты 8 |
предотвраща |
|
|||||
ют |
рассоединение |
корпу |
Б - Б |
||||
са и штока в случае раз |
|||||||
|
|||||||
рыва одного из них. |
|
||||||
ки, |
Динамические |
нагруз |
|
||||
создаваемые |
устрой |
|
|||||
ством |
при |
ударе |
вверх, |
|
|||
воспринимаются кулачка |
|
||||||
ми и штоком с помощью |
|
||||||
кольцевых |
проточек, поз |
|
|||||
воляющих |
выдерживать |
|
|||||
значительные силы и пре |
Вид А |
||||||
дохранять сварные соеди |
|
||||||
нения |
кулачков от осе |
|
|||||
вых |
нагрузок. |
|
Удары |
|
|||
вниз |
производятся |
непо- |
|
||||
Рис. 19. Схема УЛП-190-1: |
|
||||||
1 — корпус; 2 — шток; 3 — манже |
|
||||||
та |
уплотнительная; |
4 — зубчатые |
|
||||
элементы корпуса; 5 — кулачки с |
|
||||||
зубчатыми элементами; |
6 и 7 — по |
|
|||||
лукольца; 8 — штифты |
|
|
|
141
средственно корпусом по упору, выполненному на нижнем зам ковом соединении штанги.
УЛП-190-1 применяют для ликвидации прихватов вследст вие заклинивания элементов бурильной колонны в желобных выработках, посторонними предметами, в суженных участках ствола, при сальникообразованиях и расклинивании долот.
Порядок ликвидации прихвата с использованием УЛП-190-1 следующий.
Перед спуском УЛП в скважину проводят тщательную ре визию состояния всего бурового оборудования, вышки, крупных блоков, подкроноблочных и подроторных балок и КИП. Осо бое внимание обращают на центровку вышки относительно устья скважины, состояние зажимов стопорных устройств вкла дышей и клиньев ротора. Роторные клинья при проведении ра бот с УЛП должны быть надежно закреплены болтами. Для
исключения заклинивания инструмента в |
роторных |
клиньях |
при его движении в застопоренном роторе |
применяют |
клинья |
с вращающимися роликами. |
|
|
После составления схемы аварийной компоновки, определе ния меры колонны бурильных труб и УБТ, располагаемых не посредственно над УЛП, ориентировочно устанавливают силу срабатывания устройства, определяемую с учетом категории прихвата, величины посадки (или затяжки), веса инструмента, а также сил сопротивления при движении инструмента в сква жине. Если при этом получили предел Прочности верхней части бурильных труб выше допустимого, необходимо заменить их более прочными или ограничить силу срабатывания.
Перед отсоединением свободной части бурильной колонны от прихваченной с помощью торпеды из детонирующих шнуров при циркуляции выравнивают показатели бурового раствора по всему объему, доводя их значения до рекомендованных гео лого-техническим нарядом. Если циркуляция отсутствует, то по казатели выравнивают после отсоединения бурильных труб при максимальном приближении «головы» оставшихся труб к верхней границе прихвата. При заклинивании колонны труб в желобных выработках во избежание потери «головы» прихва ченной части трубы отвинчивают на расстоянии 15—25 м от верхней границы желоба (для гарантированного соединения устройства с прихваченными трубами).
Перед спуском УЛП по данным бурения, профилеметрии, кавернометрии, стандартному каротажу и инклинометрии оце нивают состояние ствола скважины. При наличии сужений, ус тупов и других сопротивлений, способных воспрепятствовать спуску устройства до «головы» прихваченных труб, ствол сква жины прорабатывают при жесткости низа бурильной колон ны, соответствующей жесткости аварийной компоновки с УЛП-190-1.
142
Перед сборкой аварийной компоновки тщательно проверяют состояние устройства и наличие в нем свободного хода штока в осевом и радиальном направлениях. Зубчатые элементы кор
пуса должны легко входить |
в зацепление с кулачками штока |
||
и выходить из него. |
|
|
|
Устройство УЛП-190-1 спускают в скважину в следующей |
|||
компоновке: направляющая |
воронка, |
ловильный |
инструмент, |
безопасный переводник, УЛП-190-1, |
утяжеленные |
бурильные |
трубы (УБТ) соответствующего диаметра длиной 60—70 м, цент ратор, бурильные трубы и ведущая (квадратная) штанга.
При спуске устройства в скважину первые 500—600 м бу рильных труб докрепляют машинными ключами УМК. Во избе жание удара корпусом вертлюга о стол ротора при создании ударной нагрузки вниз или подбрасывании роторных клиньев при нанесении удара вверх перед соединением УЛП с прихва ченными трубами меру инструмента подбирают так, чтобы дли на ведущей трубы (квадрата), находящейся ниже стола рото ра, составляла 1/3 длины.
По окончании спуска устройства до «головы» прихваченных труб скважину промывают и выравнивают показатели бурово го раствора, затем соединяют аварийную компоновку труб с прихваченной колонной, тщательно зафиксировав перед этим вес свободной части колонны по индикатору веса с учетом сил сопротивления при ее осевом перемещении в стволе скважины.
УЛП докрепляют не более чем на 4 оборота «отдачи» сто ла ротора, так как более высокие значения крутящего момента докрепления резко осложняют регулировку силы срабатывания устройства.
По окончании процесса докрепления циркуляция восстанав ливается, показатели бурового раствора выравниваются по все му циклу циркуляции. После этого приступают к ликвидации прихвата с помощью УЛП.
В зависимости от природы и характера прихвата определя ют направление ударов. В случае заклинивания колонны бу рильных труб при спуске удары направлены вверх, а в момент подъема — вниз.
Силу срабатывания устройства в начальный период опера ции по ликвидации прихвата принимают не более 25 тс. Впо следствии нагрузку наращивают на 10—12 тс через каждые 30—50 ударов. Конечное значение осевой нагрузки, принятое для срабатывания устройства, .ограничивается прочностной ха рактеристикой бурильных труб или самого УЛП, а также гру зоподъемностью бурового оборудования.
Силу удара, создаваемую при работе УЛП, регулируют с устья скважины проворачиванием колонны по часовой стрелке на расчетный угол, который фиксируют стопорными устройства ми ротора.
143
Угол закручивания (в градусах) колонны бурильных труб, необходимый для создания крутящего момента на корпусе уст ройства, должен соответствовать выбранному значению осевой силы:
ф |
90LQ |
|
_ --------2— |
|
|
Y |
D4 — d4, |
|
где |
Q — осевая сила, тс; |
L — расстояние от устья скважины |
до «головы» прихваченных |
труб, м; D, d — соответственно на |
ружный и внутренний диаметры бурильных труб, см.
Как показала практика применения УЛП, угол закручива ния, определенный по формуле (94), необходимо увеличивать, так как формула не учитывает влияния состояния ствола сква жины, кривизны и сил сопротивления при движении труб.
После фиксации этого угла стопорными устройствами рото ра осуществляется зарядка УЛП, которая в зависимости от приложенной *к бурильной колонне нагрузки (натяжение или разгрузка) выполняется обратным воздействием, т. е. при нали чии натяжения — плавной разгрузкой на 2—4 тс по отношению к собственному весу свободной части колонны труб, а при на личии разгрузки — плавным натяжением на 2—4 тс. Плавную разгрузку или натяжение проводят для того, чтобы можно было по внешним признакам обнаружить момент зарядки устройст ва, т. е. совмещение зубчатых элементов корпуса и штока. Этот
момент определяют по вибрации квадратной |
штанги. |
В зависимости от выбранного направления нанесения уда |
|
ров натяжение (при нанесении удара вверх) |
или разгрузку |
(при ударе вниз) осуществляют до осевой силы, фиксируемой индикатором веса. Натяжение проводят на самой малой скоро сти, допускаемой буровой установкой. Лебедку отключают от трансмиссии только после получения удара.
При соответствии силового режима работы с расчетными данными повторяют зарядку устройства в указанной последо вательности и получают следующий удар.
Если при созданной нагрузке устройство не срабатывает, уменьшают угол закручивания или увеличивают прилагаемую осевую нагрузку.
В случае, когда после 60—70 ударов при максимальном си ловом режиме работы устройства не обнаружено заметного сдвига прихваченных труб, устанавливают жидкостную ванну и через 5—6 ч продолжают ликвидацию прихвата с помощью устройства.
В случае внезапного освобождения прихваченных труб, характеризуемого резким перемещением колонны, перед ее подъемом из скважины проверяют состояние талевой системы и отсутствие соскока талевого каната с беговых дорожек ро ликов кронблока или талевого блока.
144
Если при работе снижается осевая сила срабатывания уст ройства, повысить которую не удается даже увеличением угла закручивания колонны, то аварийную компоновку труб отвин чивают и поднимают из скважины УЛП. Потеря чувствительно сти устройства к изменению сил срабатывания указывает на значительный износ его зубчатых элементов, что позволяет правильно определить момент прекращения работ и своевре менно поднять УЛП из скважины, не осложняя аварийной си туации.
В качестве примера рассмотрим порядок работы по ликви дации прихвата на скв. 1 Южно-Нефтянской объединения Краснодарнефтегаз, где УЛП-190-1 использовали в максималь но допустимом силовом режиме (рис. 20).
Интересно отметить, что расположение расширителей в представленной компоновке полностью совпадает с местом на хождения желобов и сужений ствола скважины (см. рис. 20).
При спуске данной компоновки произошла посадка долота в интервале 722 м, а при расхаживании бурильного инструмен та — затяжка верхнего расширителя в желобную выработку, которая не позволяла отвинтить бурильный инструмент с по мощью ТДШ ниже верхнего расширителя.
Установка двух нефтяных ванн и встряхивание бурильных труб с помощью ТДШ не освободили инструмент. Дальнейшие работы проводили с использованием УЛП-190-1. Осуществили 150 ударов при нагрузке срабатывания 70 тс сверх собствен ного веса, в результате чего, судя по дополнительной вытяжке бурильных труб на длину 400 мм, т. е. на длину перьев рас ширителя, выбили верхний расширитель из желоба.
Затем отвинтили бурильный инструмент ниже расширителя и подняли его из скважины.
Осмотр расширителя после подъема из скважины показал, что он освободился в результате разрушения стенок желоба и раскрепления при ударах от жесткой компоновки, оставшейся в скважине.
Анализ процесса ликвидации прихвата на этой скважине показал, что динамические силы, развиваемые с помощью УЛП, весьма велики и иногда достаточны даже для разрушения не больших уступов и сужений в интервале залегания пород сред ней твердости. Раскрепление расширителя от жесткой компо новки произошло потому, что конструкция расширителя была правого вращения и при ударах создавался раскрепляющий мо мент.
Вторичный спуск в скважину этого же УЛП, которым до полнительно произвели 20 ударов с максимальным силовым режимом, позволил ликвидировать сложную аварию.
Необходимо отметить, что после 15-го удара для зарядки устройства потребовалась значительная разгрузка колонны бурильных труб, а разрядка его произошла при нагрузке сра-
145.
0 ZtJ ko БОсм
Рис. 20. Кавернограмма ствола скв. 1 Южно-Нефтянская и компоновка при хваченного инструмента
Обозна- |
Компоновка |
Диаметр, |
Обозна |
Компоновка |
Диаметр, |
чение на |
мм |
чение на |
мм |
||
рисунке |
|
|
рисунке |
|
|
I |
Бурильные трубы |
140 |
5 |
УБТ |
178 |
2 |
Расширитель |
257 |
6 |
Расширитель |
344 |
3 |
УБТ |
178 |
7 |
УБТ |
178 |
4 |
Расширитель |
344 |
8 |
Долото |
346 |
146
Фатывания 30—35 тс сверх собственного веса, т. е. в 2 раза меньше, чем в предыдущей серии ударов. Увеличение угла за кручивания не позволило довести нагрузку срабатывания УЛП до первоначальной. При подъеме устройства из скважины вы яснили, что зубья плашек имеют значительную сработку, кото рая привела к нарушению сварных соединений плашек и штока и дальнейшая работа этим устройством могла вызвать ослож нение !аварийной ситуации.
Практика применения УЛП-190-1 показала, что силу уда ра на глубине до 2500—3000 м регулируют в соответствии с зависимостью (94), а на глубинах свыше 3000 м этого соответ ствия уже не наблюдается.
Например, после спуска УЛП-190-1 в скв. 100 Левкинская •объединения Краснодарнефтегаз на глубину 4891 м и выпол нения всех требований по зарядке и регулированию устройства все попытки произвести удар не дали положительного результа та. Предположение о недостаточной величине угла закручива ния колонны труб (крутящего момента), который не обеспечи вает требуемой зарядки устройства, проверили постепенным увеличением этого угла. Однако результатов не получили.
Положительного эффекта не достигли также и при проверке предположения о недостаточной осевой силе, необходимой для срабатывания устройства, которую осуществляли медленным сбрасыванием крутящего момента бурильных труб при макси мально возможном их натяжении (допускаемом характеристи ками .труб и оборудования).
Приведенные работы показали, что использование УЛП-190-1 на больших глубинах при небольшом запасе и диапазоне сил •натяжения колонны труб, необходимых для устойчивого сраба тывания УЛП-190-1, требует иного подхода к вопросу регули рования силы удара устройства.
С учетом особенностей применения УЛП на больших глуби нах, а также опыта, накопленного на предыдущих скважинах, на скв. 7 Лабинская объединения Кубаньгазпром ликвидирова ли прихват бурильной колонны, происшедший на глубине 495(1 м в результате заклинивания нижней части бурильного инструмента в процессе спуска его в скважину.
Компоновка спускаемого в скважину инструмента следую щая:
колонковое долото ИСМ 188/80; колонковый снаряд «Нед ра»; 146-мм УБТ длиной 180 м; бурильные трубы.
В момент расхаживания при максимально допустимых на грузках на трубы до 65 тс сверх собственного веса произошел слом бурильных труб по ниппелю замка на глубине 4440 м. После ликвидации аварии, связанной со сломом бурильной ко лонны, в скважине остались: колонковое долото ИСМ 188/80; колонковый снаряд «Недра»; 146-мм УБТ длиной 47 м.
147
Так как расхаживание не привело к освобождению остав шейся части колонны, спустили УЛП-190-1.
Аварийная компоновка, спускаемая в скважину для ликви дации прихвата, следующая: УЛП-190-1; 146-мм УБТ длиной 66 м; бурильные трубы.
Работу с УЛП проводили в такой последовательности. Тео ретически определяли величину угла, на который необходимо закрутить бурильные трубы, чтобы получить максимально воз можное для данной компоновки значение удара. По результа там расчета угол закручивания равен 4 оборотам ротора и обеспечивает срабатывание УЛП при нагрузке 47 тс сверх соб ственного веса (85 делений по показанию ГИВ-2, собственный вес используемой для аварийных работ компоновки — 68 де лений).
УЛП соединяли и докрепляли с прихваченной частью ко лонны бурильных труб не с максимально допустимыми крутя щими моментами, как на скв. 100 Левкинская, а с моментом,, получаемым при закручивании бурильных труб на расчетный угол, т. е. до 4 об отдачи стола ротора. После зарядки и натя жения до получения удара устройство сработало: первый раз — при 85 делениях по показанию ГИВ-2, а последующие два ра за — со значительно меньшими по величине силами, так как пружина, созданная на УЛП в процессе его докрепления к при хваченным трубам, при каждом ударе постепенно перемеща лась вверх, на что указывало вращение ротора против часовой стрелки.
В связи с невозможностью повторной зарядки устройства ввиду полной отдачи пружины бурильного инструмента колон ну труб вновь закрутили на 4 оборота и зафиксировали стол ротора специальными стопорными устройствами, затем продол жили работы с УЛП-190-1.
При таком режиме на прихваченную часть бурильной ко лонны было передано последовательно 10 ударных импульсов, после которых колонна освободилась. Сложную аварию ликви дировали всего за 46 ч.
Следовательно, |
в глубоких |
или искривленных |
скважинах |
при докреплении |
ловильного |
инструмента с прихваченными |
|
трубами в бурильной колонне |
(вследствие значительной длины |
||
и увеличенных сил |
трения) появляется остаточная |
упругая де |
формация кручения, которую необходимо учитывать при регу лировании силы срабатывания УЛП.
На практике работы по регулированию УЛП-190-1 в глубо ких скважинах ведут в определенной последовательности.
1. Теоретически определяют величину угла, на который не обходимо закрутить бурильные трубы, чтобы получить макси мально допустимую для них силу срабатывания устройства. Этот угол используют при докреплении соединения применяемой
148
для аварийных работ компоновки с прихваченной в скважине бурильной колонной.
2.После фиксирования стола ротора стопорными устрой ствами проводят пробный удар и по показателю индикатора веса определяют силу, при которой срабатывает УЛП.
3.Если сила срабатывания значительно меньше ранее вы бранной, необходимо дополнительно закрутить бурильные тру бы на 0,5 оборота ротора и, зафиксировав его, произвести по вторный удар. Силы срабатывания УЛП-190-1 доводят до за данного значения повторением названных работ.
После ликвидации прихвата с помощью устройства колонну поднимают на величину квадратной штанги, восстанавливают циркуляцию, скважину промывают в течение одного-двух цик лов, а затем поднимают на поверхность трубы. При раскрепле нии труб во время подъема пользоваться ротором не рекомен дуется.
При безрезультатности ликвидации прихвата устройство от винчивают в безопасном переводнике при натяжении колонны на расчетную величину или с помощью торпеды из детонирую щего шнура (в случае отсутствия переводника).
После подъема аварийной компоновки из скважины прове ряют ротор и его запорные механизмы, лебедку, вышку и ее основание, талевую систему, машинные ключи. Замеченные не исправности устраняют.
Трубы, находящиеся на расстоянии не менее 500 м над УЛП-190-1 при ликвидации аварии, подвергаются дефектоско пии. Неисправные трубы заменяют.
Дальнейшие работы по скважине ведут в соответствии с дополнительным планом или программой, указанной в геолого техническом наряде.
Устройство УЛП-190-1 отличается от других механических устройств ударного действия простотой конструкции, возмож ностью создания мощных ударов, значительно превышающих те, которые можно создать другими устройствами, в направлениях вверх или вниз, наружным расположением рабочих органов, позволяющим оценить их состояние в процессе эксплуатации.
В Армавирском УБР объединения Кубаньгазпром и Запад но-Грузинском УРБ нашло применение ударное устройство, со стоящее из корпуса 1, штока 2 и ограничительной втулки 3 с квадратным отверстием, соединяющейся с корпусом резьбой и расположенной в его нижней части (рис. 21). Для предупреж дения размыва корпуса и штока промывочной жидкостью шток в верхней своей части имеет уплотнительные манжеты, а уст ройство (для обеспечения циркуляции и пропуска торпеды) — сквозной канал. Шток в своей средней части имеет квадратное сечение (соответствующее сечению отверстия ограничитель ной втулки) с цилиндрической проточкой посередине.
149
Рис. 21. Схема устройства ударного действия:
1 — корпус; 2 — шток; 3 — ограничительная втулка
Высота сечений позволяет устройству при его разрядке передвигаться вверх или вниз на. 150 мм.
Устройство спускают и закрепляют так же, как и УЛП. Силу удара регулируют натяжением или разгрузкой бурильной колонны. Устройство» после спуска в скважину и соединения с прихва ченным бурильным инструментом заряжают следующим образом.
Колонну бурильных труб с помощью ротора закручивают до 1 об, затем разгружают инст румент с одновременной попыткой провернуть его ротором. Как только ограничительная втул ка корпуса окажется в зоне цилиндрической
проточки, разделяющей квадратные сечения штока, колонна бурильных труб будет свободно проворачиваться без набора пружины. Затем следует натяжка бурильной колонны. Отсутст вие при этом свободного хода устройства указывает на то, что» квадратное сечение втулки не совпало с квадратным сечением штока и устройство готово для следующих операций, обеспе чивающих срабатывание. В зависимости от направления удара натяжение или разгрузку бурильной колонны ведут до величи ны, необходимой для получения удара определенной силы, после чего бурильную колонну при помощи ротора проворачи вают. В момент, когда квадратное отверстие ограничительной втулки корпуса совпадает с квадратным сечением штока, кор пус под действием силы натяжения или разгрузки мгновенноперемещается до упора, в результате чего происходит удар, который передается прихваченной части труб.
Главный недостаток этого устройства — малая опорная по верхность рабочих элементов, быстро выводящая их из строя. Размещение ударных поверхностей, работающих при ударе вверх, внутри устройства не позволяет после проведения ава рийных работ визуально определять их состояние, т. е. без раз работки устройства выявить его дальнейшую работоспособ ность.
Технологический недостаток — вращение бурильных труб при зарядке устройства в определенном положении (в зоне ци линдрической проточки штока), что не всегда осуществимо на больших глубинах.
150