WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Попередження прихватів при бурінні свердловин - Реферат

Попередження прихватів при бурінні свердловин - Реферат

Позитивний досвід застосування скляних кульок підтверджений при бурінні свердловин.
Прихвати в жолобовій розробці. Насамперед, треба стежити за причиною прихвату, тобто жолобом (профілеметрія стовбура, наявність затягувань бурильної колони, присвячених до конкретного інтервалу). Найбільш небезпечні жолоби утворяться в щільних связных літологічно однорідних по довжині жолоба гірських породах.
Найбільша ймовірність заклинювання в жолобі має місце при 1.0Сумарний обсяг продавочной рідини для доставки вани в зону прихвату визначають по формулі:
Vпр = 0.785d2 (L - h3 - hб) (5.5)
де d - розрахункове значення внутрішнього діаметра бурильної колони; L - довжина бурильної колони; h3 , hб - відповідно довжина стовпа ванни в бурильній колоні і буферній рідині (hб= 150 200 м).
При накачуванні НВ тиск на устя зростає і, якщо обсяг рідини ванни перевищує обсяг внутрішньої порожнини бурильної колони, а щільність буферної рідини і бурового розчину однакові, максимальний очікуваний тиск відзначається в момент початку виходу її з труб у свердловину і знаходиться по формулі:
Ртах = Lg ( - н)+Ро, (5.6)
де р - щільність бурового розчину; рн - щільність НВ; Р0 - втрати тиску на гідравлічний опір у системі циркуляції.
Якщо обсяг НВ менше обсягу внутрішньої порожнини бурильної колони, то L в (5.6) заміняють на висоту стовпа НВ у трубах, починаючи від долота.
Тиск по формулі (5.6) не повиннен перевищувати тиску обпресування бурильної колони. В міру надходження НВ у затрубний простір тиск зменшується.
Після установки НВ і тим більше при її змиві після закінчення операції тиск у свердловині нижче верхньої оцінки НВ знижується, дотримуючись закону гідростатики. Знаючи граничне нижнє значення тиску у відповідному перетині свердловини Ртіп, наприклад, для попередження газопроявления з розкритого шару, можна оцінити максимально можливу висоту стовпа НВ:
(5.7)
Величина стовпа по формулі (5.7) повинна бути не менше висоти стовпа НВ у кільцевому просторі, обчисленої по обсязі відповідно до формули (5.3). Якщо висота НВ більше, то змивши НВ проводять при закритому превенторі з розрахунковим протитиском на устя.
Компоненти накачують у свердловину в такій послідовності: буферна рідина - рідина ванни - буферна рідина - продавочная рідина. Швидкість висхідного потоку в кільцевому просторі не менш такої при бурінні свердловини.
Після закачивания продавочної рідини крани на заливочній голівці закривають. У залежності від виду прихвату колона частково розвантажується або залишається під напруженням. Періодичність наступних розходжень колони як правило не рідше двох разів у годину. Через 1 2 години частина НВ із труб порціями по 0,2 0,7 м3 подають у затрубний простір. Особливість технологічних операцій визначається конкретними умовами.
Час дії НВ, по закінченні якого може бути усунута утримуюча силу і ліквідований прихват, складає від 2,5 годин і більш. Якщо по закінчені 15 20 годин після установки НВ прихват не ліквідований, можна спробувати установити повторну ванну, при цьому доцільно внести уточнення в її рецептуру й обсяг, застосувавши додаткових добавок або замінивши одні іншими. Кількість повторных ванн не повинне перевищувати трьох. В окремих випадках, відповідно з геологічними умовами, можна змінити ванну в цілому, тобто після невдалої спроби від застосування нафтової ванни установити ванну на іншій основі. Ефект від застосування НВ багато в чому визначається оперативністю робіт з ліквідації прихвату, тобто залежить від часу, що пройшов з початку прихвату до установки НВ. Обробка бурового розчину нафтою підвищує эффективність нафтових ванн.
Позитивний результат від застосування НВ визначаються не тільки відповідністю рецептури ванни характеристиці прихвату, але і залежить від обсягу НВ і повноти витиснення бурового розчину в зоні прихвату. Рідина ванни, зокрема нафта, може фільтруватися в шари й обсяг її в свердловині буде зменшуватися. Швидкість фільтрації залежить від відомих факторів. При високій забійній температурі в'язкість нафти сильно знижується, что також нужно приймати до уваги, і можливу наявність високої проникності шарів у зоні установки ванни, але розташованих, наприклад, нижче інтервалу прихвату.
Підвищення ефективності дії НВ можна забезпечити шляхом застосування більш зроблених буферних рідин, зокрема, що володіють в'язко-пружними властивостями, наприклад, композиції з латексом.
Іншим напрямком підвищення результативності НВ варто вважати накладення на зону прихвату після установки НВ вібраційних впливів, регулювання гідростатичного тиску в тому числі по циклі: репресія-депресія, зворотно-поступальне переміщення ванни на невеликій довжині й інше. Прихват через перепад тиску ліквідується більш надійно, якщо після установки ванни перепад тиску (формула 5.3) усувається, чи навіть створюється припустима депресія. Виходячи з цієї умови визначають і обсяг НВ.
5.4.3 Гідроімпульсний спосіб
Гідроімпульсний спосіб (ГІС) рекомендується для ліквідації диференціальних прихватів, при заклинювання колони в жолобі й інших, котрі виникли при підйомі бурильної колони. При використанні ГІС низ бурильної колони (долото) повинно бути вище вибою, тому що спосіб оснований на збиванні інструменту вниз і зниженні гидравличного тиску в свердловині. ГІС можна реалізувати перш за все при наявності циркуляції бурового розчину, а в окремому випадку навіть при її відсутності. Однак в останньому варіанті способу коливальні процеси менш інтенсивні.
ГІС відноситься до категорії оперативних способів, не потребуючих тривалого часу для його підготовки й застосування.
Спосіб заснований на створенні надлишкового тиску усередині бурильної колони аюо затрубному просторі і в послідуючому наступному миттєвому знятті цього тиску при швидкому відкритті затвора. У якості останнього можна використовувати різні запірні швидко відкриваються пристрої (розриваючі діафрагми; золотники; коркові краны, тощо).
Назвемо варіант ГІС при створенні попереднього надлишкового тиску усередині бурильної колони - прямим (ПГІС), а при створенні цього тиску в затрубномупросторі зворотним (ЗГІС).
При наявності циркуляції надлишковий тиск створюючи шляхом накачування в труби (затрубний простір) більш легкої чим буровий розчин рідини (в основному вода) чи газу (повітря).
Надлишковий тиск на устя по закінченні накачування можна оцінити по формулі:
Ризб = lg ( - л) (5.8)
де l - довжина стовпа рідини, що заміщається, щільністю л; - щільність бурового розчину.
Використання газу (повітря) переважніше в багатьох відшеннях, однак необхідний компресор чи інше джерело газу з високим тиском.
При відсутності циркуляції надлишковий тиск створюють не шляхом заміщення важкої рідини на більш легку, а простим нагнітанням бурового розчину в бурильну колонну як у замкнуту посудину.
Надлишковий тиск при реалізації ПГІС, знаходячись у межах припустимих для бурильної колони значень, створює напругу розтягу в трубах і напругу стиску в рідини. При миттєвому відкритті запірного пристрою формуються хвилі розвантаження в колоні й у рідині, що поширюються від устя до вибою. Швидкість поширення
Loading...

 
 

Цікаве