Ликвидация прихватов с помощью жидкостных ванн

Наиболее простой и распространенный метод ликвидации прихвата – установка ванн, благодаря которой извлекается вся бурильная колонна. Непременное условие для осуществления этого метода – наличие циркуляции бурового раствора. В зависимости от причины прихвата применяют нефтяную, водяную или кислотную ванну. Для ликвидации прихватов колонн из алюминиевых труб ванны из плавиковой кислоты и из смеси плавиковой и соляной кислот использовать запрещается. Для ликвидации прихвата этих труб в карбонатных породах рекомендуется применять ванны из 15-20 % раствора сульфаминовой кислоты.

При выборе технологии установки ванн надо иметь в виду следующее:

1) Плотность жидкости для ванны желательно иметь равной или немного больше (для ликвидации прихвата в призабойной зоне) плотности бурового раствора.

2) Плотность, вязкость и СНС бурового раствора, находящегося в скважине, должны быть минимальными.

3) Объем жидкости для ванны должен быть равен объему скважины от долота до верхней границы прихвата плюс 50 %. Следует отметить, что там, где жидкость ванны заполняла весь открытый ствол, установка ванны давала лучшие результаты. При возможности жидкость ванны должна перекрывать все пласты с проницаемыми породами. Американские исследователи рекомендуют минимальный объем жидкости для ванны 24 м³, даже если по расчету его требуется меньше.

Технология установки ванны предусматривает следующее.

Жидкость для ванны подается в зону прихвата не вся сразу: последние 3-5 м³ жидкости, находящейся в трубах, закачиваются порциями по 1 м³ через 1 ч стояния под ванной.

Нагрузка на крюке в момент закачивания и нахождения бурильной колонны под ванной должна быть равной нагрузке до прихвата.

Время нахождения колонны под ванной не должно превышать 24 ч. Действие ванны продолжается в среднем 12 ч.

Максимально допустимые растягивающие нагрузки при расхаживании инструмента не должны превышать 80 % предела текучести для соответствующего класса труб. При безрезультатности расхаживания снижается натяжка до веса колонны перед прихватом и колонна оставляется на 1 ч до очередного расхаживания. При расхаживании делается 2-3 попытки провернуть колонну труб.

Если ванна не дала положительного результата, то ее повторяют или переходят на другие способы ликвидации прихвата. При освобождении колону осторожно расхаживают с интенсивной промывкой, удаляют жидкость ванны и поднимают колонну.

Нефтяная ванна.

Устанавливают при прилипании бурильных или обсадных колонн либо прихвате их сальником, а иногда для ликвидации обвалов. Эффективность нефтяных ванн резко повышается при добавлении в нефть ПАВ: до 2,0% сульфонола, до 1,0% дисульфона или 0,5-2,0% дисолвана к объему закачиваемого количества нефти.

Нефтесмоляная ванна.

Нефть – 75-85%, смолистые вещества – 10-16%, алюминат натрия – 4-7%, ПАВ – 1-2%. Плотность состава примерно 1,08 г/см³.

Нефтенатриевая ванна.

Нефть – 10-88%, 50%-ный раствор едкого натра, окисленный петролатум 0,5-2,0%. Для регулирования плотности раствора до 1,43 г/см³ применяют серебристый графит (10-70% к объему состава).

Для предупреждения всплывания нефти рекомендуется применять буферную жидкость. Она должна иметь следующие параметры: плотность, равную плотности бурового раствора; вязкость максимально возможную; СНС, замеренную за 10 мин, не менее 27 Па; фильтрацию не больше фильтрации бурового раствора в скважине. Кроме того, буферная жидкость при смешивании с буровым раствором не должна вызывать его коагуляцию. Объем буферной жидкости берут из расчета заполнения 150-200 м кольцевого пространства.

Для успешного применения нефтяной ванны необходимо устанавливать ее своевременно, т.е. не более чем через 3-5 ч после возникновения прихвата. Продолжительность первой нефтяной ванны не должна превышать 24 ч. При установке второй ванны продолжительность увеличивается. Если повторная ванна не дает результата, то иногда переходят к сплошной промывке нефтью в течении 2-3 ч, а при отрицательных результатах – в течении 5-6 ч.

Установка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Поэтому необходимо соблюдать тщательные меры пожарной безопасности.

Водяная ванна.

Ее преимущество – быстрота установки, так как не требуется специальных агентов, агрегатов и специальной подготовки для ее осуществления. Эффективна, когда замена глинистого раствора нефтью может привести к выбросу, если в зоне ванны встречены обваливающиеся глины, и особенно, когда бурильная колонна заклинена в интервале залегания магниевых и натриевых солей.

Фосфорно-кислая ванна на водной основе.

Водный раствор трехзамещенного фосфорно-кислого калия – 95-97%, ПАВ (ОП-10) – 2-3%, ПАА – 1-2%. Данный состав позволяет приготовить жидкость с плотностью до 2,0 г/см³.

Уксусно-кислая ванна на водной основе.

Водный раствор уксусно-кислого калия – 92-96%, КМЦ – 3-5%, ПАВ (ОП-10) – 1-3%. Данный состав позволяет приготовить жидкость с плотностью до 1,36 г/см³.

Ванна из винно-каменной кислоты на водной основе.

Вода – 85-95%, винно-каменная кислота – 5-15%. Рекомендуется устанавливать для ликвидации прихватов, возникших в песчано-глинистых, меловых и хемогенных породах.

Ванна из сбросовых вод.

Сбросовые воды нефтяных товарных парков – 98,0-99,5%, дисолван – 1,0-0,5%.

Кислотная ванна.

Предназначена для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобура в карбонатных, глинистых и других породах, поддающихся действию кислоты. Для кислотных ванн используют в основном соляную кислоту 8-14% концентрации. Однако, часто применяют смеси соляной кислоты и воды, нефти и кислоты или 15-20% соляной и 40% плавиковой кислот (10% к объему). Для получения оптимальной концентрации соляной кислоты кислоту, полученную с баз, разбавляют водой.

Для закачивания в скважину необходимо применять кислоту, хорошо поддающуюся ингибированию и дающую высокую растворимость пород. Скорость реакции карбонатных пород с соляной и плавиковой кислотами зависит от давления и температуры. С увеличением давления скорость реакции уменьшается, а с ростом температуры – повышается. Например, при увеличении температуры на 20-25^о С скорость реакции увеличивается в 2-3 раза.

В качестве ингибиторов используют товарный формалин, униколы различных марок, легкие смоляные масла, различные ПАВ и т.д. Ингибиторы уменьшают вредное действие кислоты на трубы.

Применение кислотной ванны начинают с закачки воды в объеме, зависящем от соотношения между диаметрами скважины и бурильных труб. При этом исходят из того, что 50 м высоты затрубного пространства между кислотой и промывочной жидкостью должны заполняться водой. Затем закачивают расчетный объем кислоты и за ней воду из расчета заполнения труб на высоту 50 м. При кислотной ванне в колонне сначала должно быть оставлено 65-75% закачанного расчетного объема кислоты, после чего колонну оставляют под давлением на 3-6 ч. Одновременно колонну расхаживают и подкачивают через 1 ч в кольцевое пространство от 1 до 4 м³ кислоты.

При установке кислотных ванн особое внимание надо уделять соблюдению правил техники безопасности.

Расчет ванны.

В скважинах номинального диаметра зону прихвата надо перекрывать на 100 м. Если в скважине имеются каверны, то следует увеличить количество жидкости для перекрытия места прихвата, так как возможны большие расхождения предполагаемых и истинных каверн.

При расчетах ванн разницей между диаметрами турбобура, УБТ и труб пренебрегают. Для расчета объема жидкости, необходимого для заполнения затрубного пространства, исходят из разницы между диаметрами скважины и бурильных труб.

При прихвате труб, турбобура и УБТ на забое количество агента для ванны определяется по формуле:

Q = 0,785 * (k * Д_д² – Д_тр²) * (H + h) + 0,785 * d_в² * h₁ (5.1)

где k – коэффициент кавернозности; Д_д – диаметр долота, м; Д_тр – наружный диаметр бурильных труб, м; H – высота подъема жидкого агента от забоя до верхней границы прихвата, м; h – высота подъема жидкого агента выше зоны прихвата, м; d_в – внутренний диаметр труб, м; h₁ –высота подъема жидкого агента в бурильных трубах, м.

При прихвате бурильной колонны высоко над забоем жидкий агент для ванны должен находиться в зоне прихвата, ниже и выше ее не менее чем на 100 м. Количество жидкости для ванны определяют по формуле:

Q = 0,785 * (k * Д_д²– Д_тр²) * (H₁ + h₂)(5.2)

Задача

Подобрать тип ванны и рассчитать необходимый объем жидкого агента и продавочной жидкости. Исходные данные представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Исходные данные для расчета

Окончание таблицы 5.1

Дата добавления: 2014-05-28; просмотров: 2889; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!