Авария связанная с потерей подвижности прихват колонны труб спущенной в скважину (стр. 4 из 7)

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;

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).

(12)

где k – запас прочности, который при расчетах, связанных с освобождением прихваченной бурильной колонны, можно принимать в пределах 1,3 – 1,2, а иногда и ниже.

δ_т– предел текучести

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

Подставляя числовые значения в формулу (12) определяем допустимое натяжение при рассхаживании бурильной колонны

2.5.3 РАСЧЕТ ДОПУСТИМОГО ЧИСЛА ПОВОРОТОВ ПРИХВАЧЕНОЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Допустимое число поворотов прихваченной бурильной колонны (при ее отбивке ротором), необходимое для ее освобождения, если диаметр колонны с высаженными внутрь концами равен 114 мм, глубина прихвата L _н.п. = 2500 м. Материал труб – сталь группы прочности Д; δ = 10 мм, натяжение бурильной колонны Q_доп. = 0,5 МН; запас прочности, связанный с освобождением прихваченной бурильной колонны, k = 1,3.

где: L _н.п. – длина неприхваченой части бурильной колонны, м;

D – наружный диаметр бурильных труб, м;

δ_т – предел текучести материала труб, МПа;

δ_р – напряжение растяжения, МПа.

, (14)

где: F = 32.8 см² – площадь поперечного сечения тела трубы.

Q_доп. – допустимое натяжение бурильной колонны.

2.1 КЛАССИФИКАЦИЯ АВАРИЙ ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ БУРЕНИИ

Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.