Реферат
Попередження прихватів при бурінні свердловин
Рішення цієї задачі зводиться до розробки комплексу технологічних
заходів, що усувають чи мінімузуючих прихватоенбезпечну ситуацію
(виникнення утримуючої сили) при бурінні свердловини заданої конструкції
в конкретних гірничо-геологічних умовах. Задачу вирішують, прежде, на
стадії розробки технічного проекту, з потім коректують у процесі буріння
скважини. Профілактика прихватів передбачає:
– установлення прихватонебезпечних інтервалів;
– вибір раціональної конструкції бурильної колони і насамперед КНБК;
– уточнення і перевірку відповідності проектних технологічних рішень
бурінню скважини при наявності прихватонебезпечних ситуацій (параметри
режиму буріння; питання технології: частота пророблень, проміжні
промивання швидкість спуску при СПО та ін.; очищення бурового розчину;
герметичність колони і т.п.);
– матеріально-технічне забезпечення бурової;
– організаційні заходи (кваліфікація і навчання бурової бригади й ін.).
У переліку профілактичних заходів більше увага повинна бути приділена
технологічним властивостям бурового розчину: щільності, реологічним
характеристикам, фільтрації і коркоутворенню; змащуючим властивостям
розчину, і фільтраційних кірок.
Змащуючі властивості розчину, і кірок регулюють добавками нафти і
реагентів СМАД-1, кремнійорганічних рідин (ГКЖ-10; ГКЖ-11); омиленних
жирних кислот (ОЖК); суміші гудронів (СГ-1); флотореагентів (Т-66, Т-80)
іншими. Необхідно знати умови застосування реагентів, їхню сумісність з
рецептурою бурового розчину.
Фрикційні властивості фільтраційних (глинистих) кірок можна вимірювати
на приладі ПТ-2 (прилад тертя, друга модель), розробленому в
Івано-Франківськом інституті нафти і газу.
Прилад дозволяє вимірювати момент тертя, а, отже, напруга зрушення при
обертанні кірки, сформованої на приладі ВМ-6, відносно притиснутого до
неї зверху металевого (сталевого, алюмінієвого) диска діаметром 43,5мм і
визначати деформацію кірки при проведенні досліду. Нормальне
навантаження на кірку можуть призначатися рівні (0,5/2,0)х10 Па за
рахунок знімних вантажів. Швидкість обертання кірки 0,2 про/хв. Час
статичного контакту диска з кіркою під початковим навантаженням
приймають будь-яким (звичайно приймають 15 хв.)
Виміри проводять при кімнатній температурі й атмосферному тиску в
середовищі бурового розчину, з якого сформована кірка. За допомогою
спеціальної приставки, встановлюваної в днище склянки, вимір на приладі
можна проводити при температурі до 70°С.
Результати вимірів на ПТ-2 у якісному плані цілком відтворюють
результати вимірів на складних установках, що моделюють реальні умови в
свердловині. У цьому відношенні прилад ПТ-2 ідентичний серійному приладу
для визначення фільтрації ВМ-6, що дозволяє вимірювати статичну
фільтрацію бурового розчину.
Розроблено два варіанти приладу: з візуальним і автоматичним записом
напруги зрушення в часі. В другому випадку запис ведеться на стрічці
самописа.
Результати досвідів на ПТ-2 підтверджуються промисловими даними при
виникненні диференціальних прихватів і динаміки їхнього розвитку в
часі.
По фрикційних властивостях кірок можна судити і про змазуючі властивості
бурового розчину в цілому.
Про диференціальний прихват і его профілактику
Утримуюча сила (сила прихвату) визначається формулою
F = ((bn(p + (ab1) ln + (Gn (
5.2)
де b1 і bn – відповідно середньозважена ширина смуги прихвату по дузі і
її хорді; (р – середньозважений перепад тиску, що притискає трубу до
стінки;
( – коефіцієнт тертя труби об кірку; (a – дотичне напруження адгезії;
ln – довжина зони прихвату; Gn – нормальна складова ваги інструменту в
зоні прихвату.
Звичайно останній доданок у (5.2) мало в порівнянні з першим і ним можна
зневажити.
По формулі (5.2) можна знайти припустиме верхнє значення коефіцієнта
тертя по оцінці максимальної величини утримуючої сили в конкретних
умовах буріння свердловини, при якій вона буде переборена звичайним
натягом (чи розходженням) бурильної колони. Це одна з технологічних
передумов профілактики диференціального прихвату, по якій підбирають
добавки, що змазують, до бурового розчину і їхній зміст, наприклад, за
допомогою приладу ПТ-2.
Усі величини, що входять у формулу (5.2), змінюються часу, тобто з
початку притиснення труби до стінки. Майже усі вони в часі зростають,
что приводить до неминучого збільшення F . Величина b1 , як відомо,
залежить від співвідношення діаметрів труби і свердловини, характеру
коркоутворення в динамічних (при бурінні) і в статичних умовах
деформації кірки, конструкції інструменту в зоні прихвату (гладкі,
спіральні УБТ, наявність центраторів, замків і т.п.). Величина b1 по
довжині зони прихвату розрізняється через нерівності стінок свердловини
і неоднаковості проникності породи.
Початкове торкання труби зі стінкою звичайно має місце при наявності
кірки, сформованої в умовах динамічної фільтрації. Після прихвату кірка
продовжує наростати у вільній частині стовбура і біля притиснутої труби
в так званій застійній зоні, а труба за рахунок деформації кірки
вдавлюється в неї. Це збільшує не тільки і стільки b1, але, перш за все,
ущільнює кірку і зменшує динамічний тиск під трубою в зоні прихвату, що
приводить до помітного зростання (р відповідно до формули:
(р = рс – рg (5.3)
де рс – тиск у свердловині на глибині прихвату; рg – середньозважений
динамічний тиск під трубою, притиснутої до стінки.
Величина рg визначається відомими законами фільтрації і багато в чому
залежить від співвідношення проникності корки, зони кольматації породи,
причому проникність кірки і зони кольматації по шляху фільтрації,
звичайно, не однакова, тому що неоднаково будова цих зон по товщині.
Проникність глибинних шарів кірки помітно менша, ніж проникність
поверхневих, і в цілому знижується по її ущільненню, тобто вижимання з
її дисперсійного середовища бурового розчину. Можлива стратегія
підвищення рg а, отже, зменшення (р і сили прихвату укладена формуванні
низкопроникної зони кольматації, тобто зони, розташованої в поровій
пристінній частині породи, утворенні кірки з більш високою проникністю.
У граничній ситуації, коли проникність кірки в зоні прихвату значно
нижча сумарної проникності зони кольматації і породи, рg наближається до
пластового тиску
З формул (5.2) і (5.3) випливає, що чим менша репресія на шар, тим менша
притискаюча сила. Цей фактор є одним з головних керуючих факторів
профілактики прихвату. При (р —> 0 утримуюча сила буде визначатися лише
адгезіоним компонентом. При прихваті в жолобі (р ( рс тобто р8
–>0.
У цілому технологічні рекомендації профілактики прихвату складаються в
обмеженні передумов для первісного притиснення колони в прихватоопасном
інтервалі до стінки свердловини, обмеження часу перебування колони без
руху. Необхідно стежити за періодичністю пророблення пробуреного
інтервалу і провороту бурильного інструменту при бурінні забійними
двигунами. Буровий розчин повинен містити мінімальну кількість твердої
фази, фільтрація розчину повинна забезпечувати формування тонких,
щільних кірок з низькими фрикційними властивостями. Інші рекомендації
випливають з аналізу формул (5.2) і (5.3).
При профілактиці диференціальних прихватів фрикційні властивості кірок
можна істотно знизити не за допомогою традиційних добавок, що змазують,
а шляхом введення в буровий розчин скляних кульок діаметром 0,4 ( 0,9мм.
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 1.0
повинна перевищувати фільтрацію бурового розчину. У якості реагентів
рекомендують: при температурі до 100°С – крохмаль; при 100(150°С – КМЦ і
при більш високій температурі – метас каустичною содою.
Сумарний 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 затрубному просторі 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 подовжньої хвилі в сталі близька 5000 м/с, а
у рідині бурильної колони приблизно в чотири рази менше. При наявності
циркуляції додатково виникає перетік рідини з затрубного простору
усередину бурильної колонни, тобто в посудину, де був створений
надлишковий тиск.
Перераховані процеси формують сильні затухаючі коливання в бурильній
колоні, що сприяють ліквідації прихвату. Інтенсивність коливань
визначається величиною первісного надлишкового тиску. Після загасання
коливань висота стовпа бурового розчину в свердловині зменшується, а
отже, і гідростатичний тиск. Для запобігання можливого ускладнення і
перш за все прояву треба забезпечити підтримку нижнього гранично
припустимого значення гідростатичного тиску в свердловині. Думаючи, что
промивні отвори долота не забиті і рідина може вільно перетікати в
свердловину, оцінюють всі інші шукані величини. Приймаючи, что тиск у
свердловині на глибині z0 після циклу ГІС не повинне бути нижче рс,
одержуємо формулу для обчислення максимальної висоти стовпа рідини, що
заміщається
l1 = ((gz0 – pc)((S1 + S2 – S2(1)(/(): S1(2)g(( – (л)
(5.9)
де S1 і S2 – середньозважена площа перетину, відповідно, внутрішньої
порожнини труб і затрубного простору.
По формулі (5.8) при l = l1 знаходимо максимальний надлишковий тиск на
устя, з умови нижнього гранично припустимого тиску в заданому перетині
свердловини.
У свою чергу максимальний тиск на устя при ПГІС обмежується міцністю
труби на розрив в умовах складного нагружения при відомих значеннях
коефіцієнта запасу міцності.
Граничне значення тиску, виходячи з міцності верхньої труби на
розтягання, можна оцінити по формулі:
Pln = (0,8( (T(1– G)
(5.10)
де (T — границя плинності стали для верхньої труби бурильної колони
площею перетину по металу (1, G – вага колони по індикаторі ваги при
реалізації ГІС.
Граничний тиск відповідно до формули Барлоу
Р2п = 1,52((Т(/dT)
(5.11)
де ( – товщина стінки труби, dT – діаметр труби.
Знаючи тиску по формулах (5.10) і (5.11) знаходять по (5.8) граничну
довжину стовпа рідини, що заміняється, виходячи з міцності бурильної
колони. Маючи три розрахункових величини довжини стовпа рідини, що
заміняється, приймають найменше значення (lm)/
Далі визначають необхідний обсяг рідини, що заміняється, для первісного
циклу ГІС
Vл =S1(2)(lm
(5.12)
Після циклу ГІС у бурильній колоні (затрубному просторі) залишається
стовп легкої рідини довжиною:
lл = S1(2)( lm : (S1 + S2 – S2(1)(/(
(5.13)
Після кожного циклу ГІС зі свердловини викидається (витісняється) легка
рідина в обсязі:
Vл =S1(2)((lm – lл)
(5.14)
Обсяг рідини по (5.14) варто накачувати в свердловину при кожнім
наступному повторенні циклу ГІС.
Приведені вище формули застосовні для будь-якого варіанту виконання ГІС.
При ПГІС – їх використовують у приведеному записі, при реалізації ЗГІС,
що можна зробити лише при закритті універсального превентора, S1
заміняється на S2 і навпаки. При використанні газу (повітря) розрахунки
ведуть при рл=0. При реалізації ЗГІС розрахунки по (5.10) і (5.11) не
роблять.
Гідростатичний тиск у свердловині після циклу ГІС знаходять по формулі:
Рс= (g(z – hcm)=(g[z –lл(1 –(л/()]
(5.15)
де hcm – статичний рівень бурового розчину; z – розрахункова глибина; lл
– величина по (5.13).
Вважається, что результативність роботи при використанні ГІС буде мати
місце, якщо розрахунковий надлишковий тиск по (5.8) складає не менш 5,0
МПа на кожну 1000м бурильної колони. Це значна величина, але саме вона
визначає інтенсивність струшування колони при циклі ГІС. Прийнявши
мінімальне значення Ризб = 5(106 Па/103 м з (5.8) одержуємо формулу для
оцінки нижнього значення щільності бурового розчину при заданій
щільності рідини, що заміняється:
(р = (л + (500/С1),
(5.16)
де С1 – коефіцієнт, що показує яку частину бурильної колони (затрубного
простору) передбачається заповнити рідиною, що заміняється, (0 8(10 МПа) чи іншого джерела
стиснутого повітря (газу).
Особливості ПГІС складаються в наступному:
– створюються хвильові процеси в бурильній колоні й у стовпі рідини;
– превентор не використовується і залишається відкритим;
– швидко відкривається пристрій монтується на бурильній колоні;
– рівчак бурового розчину йде з затрубного простору усередину бурильної
колони.
Видно, що при ПГІС створюються більш інтенсивні струшування схопленої
колони, а отже, формується більше передумов до ліквідації прихвату.
Недолік ПГІС визначається надходженням бурового розчину усередину
бурильної колони, що може зашламувати турбобур і навіть УБТ, не говорячи
про долото. Тому інтенсивне промивання свердловини перед ПГІС –
обов’язкова. Небажано його застосовувати при значної каверзності
свердловини.
Особливості ЗГІС:
– створюються хвильові процеси тільки в стовпі рідини;
– операція проводиться при закритому універсальному превенторі, що
створює сили тертя на контакті: гумове ущільнення – бурильна труба;
– швидко відкривається пристрій монтується на бічному відводі
превентора;
– рівчак бурового розчину йде з бурильної колони в затрубний простір;
– накачування легкої рідини можливі в межах довжини обсадної колони.
ЗГІС забезпечує більш слабке струшування схопленої колони.
ЗГІС (і ПГІС) можна застосовувати і для тимчасового зниження
гідростатичного тиску в свердловині з метою ліквідації диференціальних
прихватів. У цьому випадку немає необхідності монтувати швидко
відкриваючий пристрій. Випуск легкої рідини ведуть повільно через затвор
на викиді превентора.
Особливості монтажу гирлового устаткування, підвіски бурильної колони і
питання технології робіт при ПГІС розглянуті в інструкції, розробленої
ВНИИБТ і інститутом механіки МГУ. Загальне число циклів не повинне
перевищувати тридцяти. Обмеженнями до застосування ГІС є негерметичність
бурильної колони і наявність осипів і обвалів у свердловині, буріння з
забійним двигуном.
Після ліквідації прихвату легку рідину зі свердловини витісняють у
ємність. Повітря і тут має перевагу.
Тимчасово зменшити гідростатичний тиск у свердловині можна за
допомогою зануреного пристрою з пакуром. Для цього, однак, потрібно
відгвинтити і підняти частина бурильных труб, а потім спускати цей
пристрій, що ускладнює використання цього способу.
5.4.4 Ударні компонування
Ударні компонування (далі КК) дозволяють ліквідувати прихват шляхом
нанесення подовжніх одиничних ударів по схопленому інструменті. Їх
застосовують для ліквідації важких прихватів у тому числі в сполученні з
рідинними ванними. Удари повторюють іноді кілька десятків разів.
Напрямок удару: чи нагору вниз залежить від характеру утримуючої сили в
тому числі технологічної операції, що передує прихвату. Удари нагору
використовують частіше, що очевидно, тому що схоплений інструмент
вибивають з свердловини. Такий режим роботи характерний, зокрема, при
ліквідації заклинювання долота при спуску бурильної колони.
Ударне компонування складається з ударного механізму (далі УМ), молота,
представленого утяженими бурильними трубами визначеної маси, а отже, і
довжини, і далі бурильної колони, що виконує роль пружини.
УМ – це телескопічний механізм, що має бойок, ковадло і пристрій, що
захватно-вивільнюється, рамок. Бойок закріплений на штоку, а ковадло на
корпусі УМ. Бойок жорстко зв’язаний з молотом, а ковадло зі схопленим
інструментом. Призначення замка – забезпечити можливість пружнього
подовжнього деформування бурильної колони (чи натягом розвантаженням)
при заданому положенні бойка стосовно ковадла, а потім різко звільнити
бойок, що наприкінці шляху розгону вдаряє по ковадлу. Розгін бойка разом
з молотом забезпечується через перетворення потенційної енергії пружно
деформованої бурильної колони як пружини в кінетичну енергію молота.
Створено досить багато конструкцій УМ одиничної дії, що по-істоті
відрізняються тільки виконанням пристрою, що захватно-вивільнює. Замок
повинен насамперед забезпечити за завданням оператора будь-яке зусилля
розчіплювання, його робота не повинна залежати від властивостей бурового
розчину, температури в свердловині й інше. Цим умовам найбільше повно
відповідає замок типу: поршень у циліндрі. На цьому принципі створений
УМ у Росії й інших країнах. Крім них іноді використовуються УМ із замком
цангового типу, з конусною парою. Але ці конструкції володіють рядом
недоліків. УМ і технологія їх використання для ліквідації прихватів
докладно розглянута в роботі [ 1 ].
Енергія одиничного удару молота по ковадлу визначається по формулі:
А = (mV2)/2
(5.17)
де т – маса молота, V- швидкість удару.
Оскільки швидкість удару входить у (5.17) у другий степені, той її вплив
на роботу УК, а отже, на результативність ліквідації прихвату, великий.
Молот, складений з УБТ, у розглянутій компоновці жорстко з’єднаний з
розташованої вище бурильною колоною. Схоплений інструмент, як правило,
складається з колони УБТ із долотом, а іноді і з забійним двигунами тому
кожен удар представляє собою складний технологічний процес, що
заснований на закономірностях взаємозв’язків стрижневих систем, що є
своєрідними хвилеводами. Імпульс напруги, що формується при ударі,
переміщається зі швидкістю звуку по першому і другому хвилеводах від
місця удару, тобто від УМ. Ці імпульси мають, як правило, складну форму
і переміщаються, відповідно до фізичних законів руху подовжніх ударних
хвиль, тобто піддаються диссипации (загасанню) і відбиваючи у тому чи
іншому ступені й у відповідній фазі від різних неоднородностей
хвилеводу. Ці хвилі утворять у колонне труб перемінні деформації і
відповідні їм напруги стиску і розтягання. Усе це створює переміщення
інструменту в зоні прихвату і сприяє його вивільненню.
Діаметр, а краще типо-розмір, ударної маси УБТ, тобто молота, повинний
бути дорівнює діаметру інструменту в зоні прихвату.
За рекомендацією Г.Кемпа довжину молота в метрах можна визначити по
співвідношенню:
l = 0.36 ( d ,м
(5.18)
де d – діаметр молота, мм.
За іншими оцінками маса молота, як правило, не повинно на перевищувати
5000 кг.
У розглянутому компонуванні як пружину використовується бурильна колона
на ділянці від молота до устя свердловини. Сили тертя тут дуже великі, і
це помітно погіршує ефективність її роботи. Опір обумовлено взаємодією
поверхні тіла труб і замків об стінки свердловини через глинисту кірку,
шлам, об промивну рідину. Сила тертя зростає в скривлених ділянках
свердловини, при високих щільності і
структурно-механічних властивостях бурового розчину і збільшується на
ділянках локальних перегинів стовбура.
Тому УК даного типу доцільно застосовувати лише у вертикальній
свердловині, коли велика частина її закріплена обсадною колоною, тобто
перераховані вище фактори зведені до мінімуму.
Спочатку відгвинчують вільну частину бурильної колони від схопленого
інструменту і піднімають її зі свердловини. Знаючи інструмент у зоні
прихвату, підбирають і спускають у свердловину УК, що складається з
безпечного переводника, ударного механізму, молота і далі бурильної
колони і згвинчують з інструментом у зоні прихвату. Оптимальна швидкість
удару забезпечується ходом бойка від вихідного положння до ковадла, що
приблизно дорівнює 0,2 м. Пружнє подовження бурильної колони при кожнім
ударі знизу-нагору залежить від зусилля розчіплювання замка УМ, величина
якого при роботі призначається звичайно в межах G2 =200(600 кН. Саме з
таким зусиллям треба натягнути бурильну колону понад власну вагу для
забезпечення кожного удару. Для наступного удару потрібно знову небагато
опустити бурильну колону, зарядити замок УМ, натягнути бурильну колону з
необхідним зусиллям G2, і процес повторюється.
Швидкість удару зростає зі збільшенням зусилля G2, а отже, і енергія
удару відповідно до формули (5.17).
Пружне подовження бурильної колони при кожнім ударі повинне в два рази і
більш перевищувати хід бойка, тобто ( 0,2 м. Ця умова визначає
мінімально можливу глибину застосування КК.
При кожнім ударі виникає коливання верхньої частини бурильної колони,
талевої системи і навіть вишки. Тому гальмом лебідки керує майстер по
складних роботах, а всі інші працівники віддаляються з буровий. По зсуві
інструменту нагору судять про результативність ударів. Для ліквідації
прихвату іноді приходиться наносити 60 і більш ударів. Розроблено
убудовані ударні механізми, які можна вставити в компонування низу
бурильної колони і привести в робочий стан відразу після виникнення
прихвату. Такі компонування доцільно використовувати при бурінні ділянок
потенційно небезпечних по прихватум. Убудований УМ не повинний
послабляти міцність, твердість і герметичність бурильної колони.
Робота ударного компонування в несприятливих умовах, перелік яких був
викладений, буде нерезультативної через слабкі удари, незважаючи на
коливання верхньої частини бурильної колони, що фіксуються оператором.
Ця обставина варто визнати головною причиною невдалого застосування УМ
для ліквідації прихватів, що відзначається на практиці.
Несприятливі фактори можна обійти за допомогою автономного ударного
компонування (УКА), у якій бурильна колона, що виконує функцію пружини,
замінена зануреним акумулятором потенційної енергії (АК). АК – це
занурений механізм, типу поршень у циліндрі, із пружним тілом, у якості
якого використовується рідинна пружина із силікону. Бурильна колона тут
виконує функцію не пружини, а довгого стрижня, за допомогою котрого
заряджають АК, тобто стискають пружину. УКА складається з ударного
механізму, молота й АК. Далі розташована бурильна колона до устя
свердловини. Довжина автономної ударної компоновки не перевищує 50м,
причому основну частину довжини займає, молот, тобто гладкоствольний
УБТ.
Автономне ударне компонування більш складне через використання АК, але
ефективність її работы не залежить від глибини свердловини. Вона буде
успішно працювати, тобто ліквідувати прихват, і на малій глибині, коли
пружне розтяження бурильної колони мале, і на великій глибині, коли
великі сили зовнішнього тертя по довжині бурильної колони.
Тут немає твердого зв’язку молота з бурильною колонной, тому що АК
виконує і функцію роз’єднувача – демпфера, і ударна маса УБТ представляє
собою вільний довгий молот. При роботі УКА істотно знижується передача
коливань на бурильну колону і на талеву систему.
Усе це разом узяте визначає автономність ударної компонувки з АК і
велику результативність ліквідації прихвату в порівнянні зі звичайним
ударним компонуванням без АК.
Запропоновані й інші конструкції ударних і вібраційних пристроїв,
наприклад, безупинної дії, що працюють подібно відбійному молотку, але
усі вони виявилися не ефективними в глибокому бурінні, в основному,
через слабкі удари.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
