Выбор вида жидкостной ванны и ее расчет для ликвидации прихвата бурильной колонны.

Для ликвидации прихвата бурильной колонны необходимо выбрать основу жидкостной ванны в зависимости от категории прихвата и литологии зоны, в которой находится бурильная колонна. Для выбора типа жидкостной ванны воспользуемся рекомендациями работы [19], приведенными в таблице 15.

Таблица 15

Категория прихвата	№№ пп	Основа ванны	Количество реагента на 1 м3	Разработчик
1	2	3	4	5
Перепад давления (гранулярный коллектор)	1	вода	КМЦ 5-20 кг, хромпик 1-2 кг	Среда с НИПИнефть
	2	вода	СП-10 22-34 л, ПАА 11-24кг, Уксусно-кислый калий 90-118 кг.	ВНИИБТ
	3	вода	Полиэтиленгликоль 112-252 л.	США
	4	вода	Глицерин 9-27 л., Хлорид натрия 88-115 кг.	Среда с НИПИнефть
	5	нефть	СП-10 4,6-193 л, 50%-ный раствор едкого натра 95-8954 л, серебристый графит 100-700 кг на 1 м3 эмульсии	Полтавское отделение УкрНИГРИ
	6	нефть	ОП-1019-38л, ССКА-20 193-494 л, Вода 193-494 л, Серебристый графит 100-500 кг на 1 м3
Обвал стенок скважины, сальнико- образование	7	нефть	ОП-108,5-25,5 л.	ПГО "Архангель-скгеология"
	8	нефть	Смолистые вещества 90-157 л, Дисольван 11-24л.	Чернигов-ское отделение УкрНИГРИ

 

1	2	3	4	5
	9	Дизельное топли-во или легкая нефть	Масла моторные отработанные 420-649 л, серебристый графит 312-4 86 кг, дисольван 8-26 л	ИФИНГ
II Заклинивание, затяжка в желоб (карбонатные породы)	10	вода	Соляная кислота - по расчету, формалин товарный 6-8 л	Полтавское отделение УкрНИГРИ
III Обвал стенок скважины (карбонатные породы)	11	вода	ССКА-20 950-1000л, формалин товарный 5-10 л	ИФИНГ
I Перепад давления (песчаники) II Обвал стенок, сальнико-образование (глины, песчаники, аргиллиты, алевролиты)	12	нефть легкая 5-6 м3	ПАВ - 1:3% от объема нефти: сульфонол, дисолван, АС-5, НЧК, жирные кислоты	ВНИИКр-нефть, СибНИИНП

 

В таблицу дополнительно введена рекомендация по применению нефтяной ванны (№12), широко используемая буровыми предприятиями Тюменской области.

При расчете жидкостной ванны предполагается, что жидкость должна полностью перекрыть зону прихвата с превышением на 50-100 м. Необходимо учитывать также кавернозность ствола.

Разницу между диаметрами УБТ, турбобуров и бурильных труб обычно не учитывают.

Расчет проводится двумя способами.

I способ. Пластовое давление в зоне прихвата известно (Р_пл). Рекомендуется использование номограммы [2, рис.5].

Предварительно определяется суммарное гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны (например, нефти). Превышение давления столба жидкости Р₁ над пластовым 4-15%, поэтому для примера, заимствовано из работы [12], при глубине скважины 4000 м, пластовом давлении в зоне прихвата 65 МПа, плотности бурового раствора 1,8×10³ кг/м³.

Затем определяется условная плотность столба раствора и нефти:

На номограмме откладываем плотности легкого компонента (нефти) - 0,85 кг/м³ × 10³ (точка С) и бурового раствора - 1,8 кг/м³ × 10³ (точка Д). Соединяем точки прямой. На правой оси находим точку А, соответствующей плотности

Рис.8.

смеси 1,71 кг/м³×10³, из нее проводим горизонтальную прямую до пересечения с прямой СД. Из точки Е проводим вертикальную прямую до пересечения с осью абсцисс (точка Б), которая соответствует 10%. Таким образом, объем нефтяной ванны должен быть равен 10% от объема ствола скважины и флюидопроявления из пласта во время действия ванны не произойдет.

2 способ. Бурение ведется в районе с малоизученными геолого-техническими условиями. Величина пластового давления в интервале прихвата не известна.

Объем жидкостной ванны при прихвате инструмента на забое Q(м³) определяется по формуле:

где: k - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата;

D _д - диаметр долота, м;

D _н, d _в - наружный и внутренний диаметры труб, м;

Н - длина прихваченной части колонны, м;

h - высота подъема жидкостной ванны выше зоны прихвата, м;

h ₁ - высота столба нефти в бурильных трубах, м.

Объем продавочной жидкости Q _п рассчитывается по формуле:

где: L - длина бурильной колонны, м;

Q _н.л - объем продавочной жидкости (бурового раствора) для заполнения нагнетательной линии и подводов к бурильной колонне, м³.

При прихвате инструмента на значительном расстоянии над забоем объем жидкостной ванны рассчитывается из условия размещения агента выше и ниже интервала прихвата не менее чем на 50м.

                    (12)

где: H ₁ - длина прихваченной части бурильной колонны, м.

Объем продавочной жидкости Q_n вычисляют по формуле:

 

 

            (13)

где: h _затр - высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве до нижней границы жидкого агента в зоне прихвата.

Контрольное задание. Провести выбор вида жидкостной ванны для ликвидации прихвата бурильной колонны и рассчитать объемы ванны и продавочной жидкости. Исходные данные для расчетов позаимствовать в таблице 14 (работа 5.3) недостающие данные, в т.ч. по литологии зоны прихвата, принять самостоятельно.

 

Литература

1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. - М.: Недра, 1988, 501 с.

2. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. - М.: Недра, 1991. - 142 с.

3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Т.1. - М.: Недра, 1985. - 414 с.

4. Войтенко В.С. Прикладная геомеханика в бурении. - М.: Недра, 1990. - 252 с.

5. Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин в Восточной Сибири и Якутии. - Иркутск: ВостСибНИИГГиМС, 1983.

6. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. - М.: ВНИИБТ.

7. Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1970. - 24 с.

8. Инструкция по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием. - Л.: Недра, 1976. - 67 с.

9. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник - М.: Недра, 1990. - 303 с.

10. Маньковский А.В. и др. Рекомендации по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов (альбом). - Тюмень, 1988. - 360 с.

11. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с.

12. Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. - М.: Недра, 1979. - 182 с.

13. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1988. - 360 с.

14. Семенов Н.Я., Кагарманов Н.Ф., Поляков В.Н. Временное руководство по оценке размеров поглощающих каналов и выбору способов изоляции. - Уфа, БашНИПИнефть, 1977. - 278 с.

15. Фридляндер Л.Я. и др. Прострелочно-взрывная аппаратура. Справочник. - М.: Недра, 1990. - 278 с.

16. Фишер В.А. Гидравлические расчеты с использованием ЭВМ при бурении скважин в условиях Западной Сибири. - Тюмень: ТГУ, 1990. - 100 с.

17. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. - М: Недра, 1988. - 200 с.

18. Элияшевский И.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982. - 296 с.

19. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 334 с.