книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdf
|
|
|
|
I |
й) 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 52 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Номер скважины, |
та 3 |
й S в |
|
|
|
|
|
Компоновка оставшейся |
|
Режим работы |
|
|
||||||||||
о S g |
Причина |
прихвата |
|
|
|
Результат |
||||||||||||||||
|
площадь, |
ксо |
Н |
Л |
|
в скважине части |
|
УЛП-190-1 |
|
|||||||||||||
|
объединение |
^ |
о о |
|
|
|
|
|
|
бурильной колонны |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
50 Пограничная, |
<Xсе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
1709 |
1540 |
Слом |
бурильной |
тру |
Долото 295, ЗТВ, 156 м, |
50 |
ударов |
|
вверх |
при |
Авария нс ликви |
|||||||||||
Саратовнефтегаз |
|
|
|
бы и падение колонны |
178-мм У13Т, 140-мм бу |
нагрузке |
0,9—1,0 МН, |
дирована |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рильные трубы |
|
20 ударов вниз при на |
|
|||||||
58 Некрасовская, |
657 |
644 |
В процессе поглощения |
Долото |
1У243Т, тур |
грузке 40 МН |
вверх |
при |
Освобождение ко |
|||||||||||||
10 |
ударов |
|
||||||||||||||||||||
Саратовнефтегаз |
|
|
|
раствора |
бурильная |
ко |
бобур Т12МЗ-7 1/2", пе |
нагрузке 0,75 МН |
|
лонны |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
лонна |
|
прихвачена |
при |
реводник 2°, |
16 м 178-мм |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
очередном наращивании |
УБТ, 127-мм бурильные |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
70 Колотовская, |
1942 |
860 |
Заклинивание при подъ |
трубы |
|
турбобур |
40 ударов вниз при на |
То же |
||||||||||||||
Долото, |
|
|||||||||||||||||||||
Саратовнефтегаз |
|
|
|
еме колонны |
|
|
|
2ТС5Б-9", |
32 м 178-мм |
грузке 0,20—0,25 МН |
|
|||||||||||
6 Северо-Лиман- |
3058 |
3058 |
Заклинивание |
при |
бу |
УБТ, бурильные |
трубы |
115 |
ударов |
вверх при |
Авария не ликви |
|||||||||||
Долото |
|
215, |
9СЗТ, |
|||||||||||||||||||
ская, |
Саратовнеф |
|
|
|
рении |
без промывки |
за |
214-мм |
стабилизатор, |
нагрузке |
1,7—1,9 МН |
дирована |
||||||||||
тегаз |
|
|
|
|
|
боя |
|
|
|
|
|
255 м 178-мм УиТ, 140-мм |
|
|
|
|
|
|
|
|||
45 |
Топовская, |
2293 |
1300 |
Заклинивание при про |
бурильные трубы |
|
170 |
ударов |
вверх при |
Освобождение ко |
||||||||||||
Долото 1У243С, 243-мм |
||||||||||||||||||||||
Саратовнефтегаз |
|
|
|
работке |
и |
подготовке |
калибратор, |
9 м |
178-мм |
нагрузке |
1,0—1,2 МН |
лонны |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
ствола |
скважины перед |
УБТ, 243-мм калибратор, |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
спуском 219-мм обсадной |
9 м 178-мм УБТ, 127- и |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
81 |
Колотовская, |
1443 |
1439 |
колонны |
|
|
|
|
114-мм бурильные трубы |
75 |
ударов |
|
вверх |
при |
То же |
|||||||
Заклинивание при спус |
Долото |
215, |
9СЗГВ, |
|
||||||||||||||||||
Саратовнефтегаз |
|
|
|
ке колонны |
в суженной |
турбобур Т12МЗ-7 1/2", |
нагрузке 0,75—0,80 |
МН |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
части ствола скважины |
переводник |
|
2°, |
магнит |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ный переводник |
длиной |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,7 м, УАБТ 6,4 м, 9,2 м |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
178-мм УБТ, |
127- и |
|
|
|
|
|
|
|
||
18982 |
Минниба- 1 1657 |
1602 |
Заклинивание |
после |
129-мм бурильные трубы |
120 |
ударов |
вверх |
при |
Авария не ликви |
||||||||||||
Долото, |
УБТ, буриль |
|||||||||||||||||||||
евская, Татнефть |
1284 |
974 |
слома падения колонны |
ные трубы |
|
турбобур |
нагрузке 0,5 |
МН |
при |
дирована |
||||||||||||
14981 |
Минниба- \ |
Спуск |
без |
промывки |
Долото, |
|
30 |
ударов |
|
вверх |
Освобождение |
|||||||||||
евская, Татнефть |
|
|
|
после |
разбуривания |
це- |
ЗТСШ1-195, |
бурильные |
нагрузке |
0,4 |
МН |
|
колонны |
12074 Сарманов- |
Г |
I |
1674 |
мептного калия |
долота |
трубы |
колонковый |
27 |
ударов |
виерх |
при |
То же |
|
|
||||||||
1677 |
|
Заклинивание |
Долото, |
|
|
|||||||||||||||||
ская, Татнефть |
1666 |
|
1666 |
при спуске |
|
долота |
набор 98 м, |
178-мм УБТ |
нагрузке 0,8 МН |
|
при |
Освобождение |
||||||||||
14115 Абдрахма- |
|
Заклинивание |
Колонковый |
снаряд |
60 |
ударов |
вверх |
|||||||||||||||
новская, Татнефть |
|
|
|
на забое при спуске |
|
«Недра», 1-16 м 178-мм |
нагрузке 0,4 |
МН |
|
|
колонны |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УБТ, 127-мм бурильные |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
315Бесединская, |
2071 |
|
2060 |
Прихват под действием |
трубы |
|
|
|
100 ударов при нагруз |
Авария |
ие |
лик |
||||||||||
|
Долото 2ВК-214/60СТ, |
|||||||||||||||||||||
Оренбургнефть |
|
|
|
перепада |
давления |
при |
снаряд СК, |
51 м 178-мм |
ке 0,2—0,3 МН |
|
|
видирована |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
оставлении |
колонны без |
УБТ, 127-мм бурильные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
2563 |
Ямашкиис- |
1536 |
|
1401 |
движения в течение 48 ч |
трубы |
|
турбобур |
26 ударов при |
нагруз |
То же |
|
|
|||||||||
|
Заклинивание турбобу |
Долото, |
|
|
|
|||||||||||||||||
кая, Татнефть |
|
|
|
ра после |
перехода |
на |
ЗТСШ1-195, |
127-мм |
бу |
ке 0,4 МН |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
промывку глинистым рас |
рильные трубы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
34 |
Мектебская, |
3100 |
|
3032 |
твором |
|
буриль |
Долото, |
73 м, 178-мм |
280 |
ударов |
вниз |
при |
Авария |
не |
лик |
||||||
|
Заклинивание |
|||||||||||||||||||||
Ставропольиефте- |
|
|
|
ной |
колонны посторон |
УБТ, 127-мм бурильные |
нагрузке 0,4 МН |
|
|
видирована |
|
|
||||||||||
газ |
|
3091 |
|
3066 |
ним предметом |
буриль |
трубы |
15 |
м КНБК, |
293 |
удара |
вверх |
при |
То же |
|
|
||||||
113 Русский Ху |
|
Заклинивание |
Долото, |
|
|
|||||||||||||||||
тор, |
Ставрополь- |
|
|
|
ной колонны при спуске |
260 м 178-мм УБТ, 140-мм нагрузке 60—80 МН, 26 |
|
|
|
|||||||||||||
нефтегаз |
|
|
|
|
|
|
|
|
бурильные трубы |
|
ударов вниз при нагрузке |
|
|
|
||||||||
2 Аркабаш, Даг- |
2986 |
|
2735 |
То же |
|
|
|
Долото 295, СТВ, 10 м |
0,5—0,6 МН |
|
|
|
Освобождение |
|||||||||
|
|
|
|
22 удара вверх при на |
||||||||||||||||||
нефть |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
245-мм УБТ, 24 м 229-мм |
грузке |
0,20—0,64 |
МН, |
колонны |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УБТ, 292-мм центратор, |
12 ударов вниз |
при на |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
43 м 203-мм УБТ, бу |
грузке 0,93—1,06 |
МН |
|
|
|
|||||||
7 Лабинская, |
4953 |
4950 |
Заклинивание колонко |
рильные трубы |
47 |
м |
10 ударов |
вверх |
при |
Освобождение |
||||||||||||
I4CM-188/80, |
||||||||||||||||||||||
Кубаньгазпром |
|
|
|
вого |
снаряда |
188/80 в |
146-мм УБТ, колонковый |
нагрузке 0,34 |
МН |
|
колонны |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
суженной части ствола |
снаряд «Недра», 63 м бу |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
1 Южно-Нефтян- |
|
|
73 |
Заклинивание |
колонны |
рильных труб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
2707 |
Долото диаметром 346 |
140 |
ударов |
вверх |
при |
Освобождение |
||||||||||||||||
ская, |
Краснодар |
|
|
|
при спуске |
|
|
мм, |
8 м 203-мм УБТ, |
нагрузке 0,7 МН |
|
|
колонны |
|
|
|||||||
нефтегаз |
|
|
|
|
|
|
|
|
344-мм спиральный рас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ширитель, 16 м 203-мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УБТ, |
344-мм спиральный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
о> |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
расширитель, 76 м 203-мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УБТ, |
257-мм спиральный |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
w |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
центратор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
чего предупреждается возможность заклинивания штока при скоп лении шлама, а нагрузка, создаваемая яссом, не зависит от гидро статического давления в скважине. Изменением вязкости масла, заполняющего тормозную камеру, можно регулировать силу удара.
К гидравлическим яссам закрытого типа относятся устройства конструкции ВНИИБТ. Этот ясс (типа ГУМ) состоит из корпуса, в котором имеются две ступенчатые камеры, и штока, на котором смонтирован поршень. Снизу и сверху корпус герметизирован уп лотнениями, а камеры заполнены маслом. При заряженном состоя нии ясса поршень находится в крайнем нижнем положении. Зазор между поршнем и цилиндром нижней камеры минимален и состав
ляет 90—100 мкм.
Ясс работает следующим образом. После его спуска и соедине ния с прихваченными трубами колонну натягивают. В связи с нали чием небольшого зазора в паре поршень — цилиндр в камере, запол ненной маслом, создается давление, которое пропорционально рас тягивающей нагрузке. Усилие натяжения колонны труб через шток, сжатое масло и корпус передается на прихваченные трубы. Одновременно жидкость под действием высокого давления перете кает через зазор в паре поршень — цилиндр в подпоршневую зону, в результате чего поршень получает возможность двигаться вверх. Колонну бурильных труб растягивают на некоторую величину (в пределах упругой деформации) и в ней накапливается энергия де формации.
Когда поршень входит в расширенную часть камеры, давление зв системе резко падает, шток и растянутая часть колонны свободно перемещаются вверх, за счет энергии упругой деформации наносит ся удар по верхней части корпуса ясса. Сила удара пропорциональ на накопленной энергии и скорости движения. Энергия удара через корпус ясса передается прихваченным трубам. На этапе зарядки ясс работает как гидравлическая машина, на этапе разрядки (на несения удара) как механическая.
В СССР разработан ряд конструкций устройств для создания •сложных колебаний колонн. Объединейием Саратовнефтегаз сов местно с Саратовским политехническим институтом создан и испы тан глубинный эксцентриковый вибратор ВМЗ-2 с приводом от ва ла турбобура. Вибратор создает колебания в радиальном направ лении.
Момент |
дебаланса, |
Н м . . . . . . . . |
. |
70,7 |
||
Возмущающая сила при частоте вращения |
. . . |
48 |
||||
вала |
турбобура |
1000 об/мин, |
кН . |
|||
Наружный диаметр корпуса, |
м м ....................... |
|
|
170 |
||
Длина, |
мм ................................................................ |
|
|
|
|
2000 |
Масса, |
к г ........................................................ |
|
|
|
|
960 |
ВМЭ-2 состоит из корпуса, через который передаются вибрации на прихваченный инструмент, вала с насаженными на него дебалан сами, создающими вибрацию, шлицевой полумуфты, которая соеди няет вал турбобура с валом вибратора. С помощью этого устройст ва были ликвидированы прихваты на ряде скважин объединений
J66
зуется и для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, осыпями, обвалами пород. Практика применения ВУК вы явила его недостатки: невозможность регулирования ударной нагрузки непосредственно в процессе ликвидации аварии; невозмож ность создания жесткого удара, т. е. работы устройства в режиме ударного ясса по направлению к забою; сложность изготовления узлов сцепления и регулировки и технологического обслуживания устройства.
Особую группу технических средств для ликвидации прихватов представляют устройства, встраиваемые в компоновку низа буриль ной колонны. В процессе бурения они обычно работают как жесткие соединения, передающие осевую нагрузку и вращающий момент к позволяющие осуществлять промывку скважины. В^случае же необ ходимости они включаются для ликвидации прихвата сразу же после его возникновения. В геологоразведочном бурении применя ются встраиваемые вибраторы. Забойный вибратор конструкции И. А. Нестерова для включения в работу поворачивают влево на 45°, при этом скошенные зубцы ударника выводятся из зацеплений с зубцами нижней пробки. При натяжении колонны труб до 13 кН
иодновременном вращении создаются вибрации.
Ввибраторе Л-2 имеется специальная пружина. Для привода его в действие натягивают колонну труб сверх ее полного веса, пру жина сжимается, ведущая муфта с зубцами, навинченная на вал, выходит из гнезда квадратной формы и соприкасается с зубцами верхнего переводника. При вращении колонны труб создается виб
рация. Основной недостаток выбратора Л-2 — сложность конст* рукции и большое число деталей.
Существует также конструкция вибратора двойного действия, способного создавать вибрацию, направленную как вверх, так и вниз. Он приводится в действие натяжением колонны, при этом сре зается предохранительный элемент, в результате чего шток вибра тора поднимается и навинченный на него диск соприкасается с верх ним вибрационным переводником. При вращении колонны буриль ных труб в указанном положении создаются вибрации, направлен ные вверх. При разгрузке колонны труб диск соприкасается с ниж ним вибрационным переводником, и при вращении создаются вибрации, направленные вниз.
'Для ликвидации прихватов существует несколько конструкций гидравлических встраиваемых устройств.
В ряде районов страны для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, с успехом применяются испытатели пластов, которые спускают в скважину после извлечения неприхваченной части труб. В скв. 151 Долинского УБР (объединение Укрнефть) прихват под действием перепада давления произошел при забое 4013 м во время оставления труб без движения. Верхняя граница прихвата находилась около башмака 299-мм обсадной ко лонны— 3035 м. Традиционные методы (нефтяная ванна, гидронмпульсный способ, ясс) результатов не дали. После отвинчивания бурильных труб у башмака обсадной колонны на них был спущен
168
ленных специальной резьбой, осуществляется при полной разгрузке безопасного замка и левом вращении бурильной колонны.
Во ВНИИБТ сконструирован разъединитель бурильной колонны (РБК.), при использовании которого отсоединение прихваченной колонны от иеприхваченной осуществляется без вращения труб, т. е. в бурильные трубы бросают шар, при посадке которого на сто порную втулку создается давление и калиброванная втулка разрыва ется, после чего шлицевая муфта и стопорная втулка, перемещаясь до посадки на многогранник, освобождают от фиксации левую резь бу. Разъединение осуществляется по левой резьбе.
Во ВНИИКРнефти разработано разъединительное устройство, принцип действия которого основан на выдвижении специальной втулкой элементов, закрепляющих две части переводника, что позволяет разъединить переводник при натяжении колонны. Важ ное преимущество этого переводника— гарантированность разъе динения без приложения крутящего момента, а также возможность разъединения колонны труб в любом месте, где предварительно раз мещены в компоновке переводники.
Наряду с указанными имеется ряд других конструкций разъеди нительных переводников. Однако серийно выпускается лишь замок безопасный ЗБ конструкции АзИИПИнефти. Его применение в глу боких скважинах при наклонном и турбинном бурении точно не определено, так как для разъединения к нему требуется приложить крутящий момент, что не всегда возможно.
При ликвидации прихватов широко используются взрывные сред ства, с помощью которых: отвинчиваются трубы в резьбовых сое динениях без их повреждения при взрыве; «встряхиваются трубы»; ббрываются трубы. Взрывы применяют вместе с другими способами ликвидации прихватов.
Для отвинчивания и «встряхивания» труб в скважинах, где дав ление не превышает 50 МПа, а температура 100°С, используются торпеды ТДШ из детонирующего шнура марки ДШ-В, а также ма логабаритные торпеды типа ТШТ, снаряженные термостойкими ВВ, для обрыва труб — негерметичные и герметичные торпеды: для скважин с температурой до 100°С и давлением до 50 МПа — типа ТШ; до 120°С и 50 МПА —типа Ф-2; до 160°С и 80 МПа —типа ТШТ; до 170°С и 80 МПа — типа ФТ-60. Основные сведения о тор педах и технологии их использования приведены в Инструкции по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедиро ванием, разработанной Раменским отделением ВНИИГеофизики.
Полтавским отделением УкрНИГРИ разработана корпусная торпеда из детонирующего шнура (КТДШ), имеющая преимущест ва как шнуровой торпеды из детонирующего шнура (ТДШ), так и фугасной негерметичной торпеды (ТШГ). Конструкция торпеды
позволяет создавать необходимый по массе, диаметру |
и длине за |
|
ряд ВВ из детонирующего шнура непосредственно на |
буровой |
в |
зависимости от цели торпедирования. КТДШ используется |
без |
специального груза, корпус ее не разрушается при взрыве и может быть использован многократно.
Л70