М. 2 ЛЕКЦИЯ Жидкостные ванны. Особенности и установка жидкостных ванн

• Название: Особенности и установка жидкостных ванн
• Дата: 01.12.2022
• Размер: 1.61 Mb.
• Имя файла: М. 2 ЛЕКЦИЯ Жидкостные ванны.docx
• Тип: Документы; #822337

ТЕМА 2. ОСОБЕННОСТИ И УСТАНОВКА

ЖИДКОСТНЫХ ВАНН

План:

1. 
   Особенности применения жидкостных ванн. Безопасные методы работы при применении жидкостных ванн.
   
2. 
   Расчёт и установка жидкостных ванн.
   
3. 
   Особенности установки ванн в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.
   
4. 
   Ликвидация прихватов методом сообщающихся сосудов (U-образной трубы).
   

1. 
   ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЖИДКОСТНЫХ ВАНН Безопасные методы работы при применении жидкостных ванн
   

Установка жидкостных ванн является одним из основных наиболее распространенных способов ликвидации прихватов.

Способ эффективен как для освобождения труб в проницаемых породах, когда колонна прижата к стенке скважины перепадом дифференциального давления (ванна на основе нефти, дизтоплива), так и для устранения заклинок долота и КНБК в карбонатных и глинистых известняках, доломитах и других породах, поддающихся действию кислоты (применение кислотной ванны).

Водяная ванна в основном эффективная в случае прихвата в отложениях магниевых и натриевых солей или, когда замена бурового раствора нефтью может привести к выбросу.

При закачке жидкостных ванн необходимо обеспечить компактную доставку и удержание агента в планируемом интервале установки в течение необходимого времени за счет применения эффективных, соответствующих условиям разделительных буферных жидкостей.

Способ не рекомендуется для освобождения колонн, заклиненных посторонними предметами, обвалившейся горной породой, а также бурильных труб в нарушенной обсадной колонне.

Основным условием применения жидкостной ванны является сохранение циркуляции бурового раствора при прихвате.

В зависимости от литологического состава пород в зоне прихвата применяют нефть, дизельное топливо (с добавлением смазывающих добавок), воду, кислоты, щелочи, а также комбинированные по составу ванны.

Перед установкой жидкостной ванны определяют суммарное гидростатическое давление столбов бурового раствора и агента ванны (должно превышать пластовое давление на всех этапах установки, если это условие не выполняется, то необходимо утяжелить буровой раствор).

При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует производить с загерметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с планом ликвидации аварий.

Меры безопасности.

У становка нефтяных ванн сопряжена с возможностью возникновения пожара. Для его предупреждения необходимо тщательно подготовить все необходимое для производства работ оборудование, проверить наличие и качество запасного бурового раствора, обеспечить правильное хранение и исключить возможность возгорания нефти (Д/Т) при проведении работ. Проверить исправность и комплектность средств пожаротушения. Установить на бурильную колонну обратный клапан (или КШЦ выше стола ротора - в зависимости от ситуации) на случай разгерметизации (порыва) нагнетательной линии во время закачки и продавки нефти (Д/Т). Обратный клапан опрессовать на полуторакратное максимально ожидаемое давление при закачке ванны. В целях безопасности по возможности использовать жесткие линии нагнетания.

При использовании для установки ванн кислот обеспечить работающий с ними персонал соответствующими средствами индивидуальной защиты.

Р ассмотрим пример установки нефтяной ванны (установка жидкостных ванн на других агентах в принципе аналогична установке нефтяной ванны)

Действие нефтяной ванны сводится в основном к созданию условий, уменьшающих перепад давлений за счет снижения гидростатического давления и интенсивного выравнивания пластового давления в приствольной части скважины (нефть проникает между частицами глины и снижает вязкость между ними).

2. 
   РАСЧЁТ И УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
   

Установка нефтяной ванны

Р ассмотрим пример установки нефтяной ванны (установка жидкостных ванн на других агентах в принципе аналогична установке нефтяной ванны).

Действие нефтяной ванны сводится в основном к созданию условий, уменьшающих перепад давлений за счет снижения гидростатического давления и интенсивного выравнивания пластового давления в приствольной части скважины (нефть проникает между частицами глины и снижает вязкость между ними).

Для улучшения смачиваемости и фильтруемости жидких углеводородов через глинистую корку в нефтяную ванну добавляют поверхностно активные вещества.

Нефтяная ванна устанавливается в объеме обеспечивающим перекрытие интервала от долота до верхней границы прихвата плюс 50% (на 50-100 м выше верхней границы прихвата).

Закачиваемая нефть (диз. топливо) всегда легче бурового раствора, и значительная её часть может всплывать вверх по скважине. Поэтому объём закачиваемой жидкости должен быть рассчитан с соответствующим запасом и с учетом кавернозности открытого ствола.

Д ля компактной доставки нефти в зону прихвата и снижения эффекта всплытия необходимо использовать соответствующие конкретным условиям разделяющие буферные жидкости. Буферные жидкости должны иметь следующие параметры – плотность не ниже плотности бурового раствора, вязкость - максимально возможная (не течет), СНС за 10мин – более 27 дПа, водоотдача не выше чем у бурового раствора; контакт буфера с буровым раствором не должен вызывать коагуляцию. Высота буфера в кольце - 150-200м.

Продавку жидкости ванны необходимо осуществлять буровыми н асосами с максимально возможной производительностью (не превышая производительность при бурении).

Максимальное давление на устье в трубном пространстве возникает в момент выхода жидкости ванны из труб в затрубное пространство.

Продавку жидкости ванны необходимо осуществлять буровыми насосами с максимально возможной производительностью (не превышая производительность при бурении).

Максимальное давление на устье в трубном пространстве возникает в момент выхода жидкости ванны из труб в затрубное пространство.

Для достижения лучшего результата время контакта закачиваемой жидкости с коркой (стоянка под ванной) должно быть не менее 8-12 часов.

После закачки ванны возможно использование взрывного способа ликвидации прихватов (торпедирование ТДШ инструмента на встряхивание в зоне прихвата).

Н агрузка на крюке при закачке и стоянке под ванной должна быть равной нагрузке

до прихвата (СВ). Через 4-6 часов приступают к расхаживанию с нагрузками и разгрузками в пределах допустимых норм. Максимальные допустимые растягивающие нагрузки не должны превышать 80% предела текучести используемых бурильных труб, при этом нагрузка на крюке не должна превышать допустимую на вышку, талевую систему, элеваторы, буровую лебедку и т.д. Через 1 час следует выдавливать из труб в затрубное пространство свежую порцию жидкости в объеме 0,5-1 м³. Время нахождения под первой

ванной не должно превышать 24 часа.

Если результата нет, то ее повторяют (не более 3-4 раз) или применяют другой метод ликвидации прихвата. При установке второй ванны продолжительность увеличивают.

При наличии каверн над верхней границей прихвата бурильную колонну расхаживать не рекомендуется из-за возможной поломки труб в этой зоне.

В таких случаях проводится максимально допустимое натяжение колонны и плавная разгрузка на 20-30т НСВ. При безрезультатности расхаживания снижается натяжка до веса колонны перед прихватом (СВ), закачивается 0,5-1м³ продавочной жидкости и колонна оставляется на 1 ч до очередного расхаживания. При расхаживании делаются 2-3 попытки проворота колонны труб на СВ, число оборотов которой может рассчитывается после оперативного определения верхней границы прихвата по приведенным ниже таблицах.

Определение верхней границы прихвата бурильной колонны. Самый простой способ определения верхней границы прихвата (для вертикального участка скважины) – приближенный расчет, при котором считают, что каждые 1000м труб, свободных от прихвата, при натяжении с усилием на 20 т, превышающим их собственный вес, удлиняется следующим образом:







П ри освобождении производить осторожное расхаживание бурильного инструмента, вымыть жидкость ванны, произвести интенсивную промывку (как при бурении) скважины перед подъемом

Если суммарное гидростатическое давление в процессе вымыва ванны может снизиться ниже пластового (из-за геометрии кольцевых пространств скважины), то в этом случае для выполнения условия Ргс › Рпл вымыв ванны необходимо производить с загерметизированным устьем и созданием необходимого противодавления.

Для создания более плавного режима вымыва изменение значения создаваемого противодавления в зависимости от закачиваемого объема бурового раствора рекомендуется вести с шагом 0,5 м³.

Создаваемое суммарное давление (Рг.ст.+Рг.с.+Ризб.кп.) не должно превысить давление гидроразрыва слабого сечения (0,95Ргрп)



Расчет и правила установки кислотной ванны

Для освобождения прихваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота, турбобуров в карбонатных, глинистых и других породах, поддающихся действию кислоты, применяют кислотные ванны. Для установки кислотных ванн используют техническую соляную кислоту 8—14%-ной концентрации, смеси соляной кислоты и воды или нефти, а также 15—20%-ной соляной и 40%-ной плавиковой кислот, причем соотношение компонентов смеси подбирают опытным путем, исходя из условия активного действия смеси кислот на образцы пород. Необходимое количество кислоты для установки кислотной ванны определяют по указанной выше формуле для расчета количества нефти для установки нефтяной ванны. Объем воды, необходимой для получения 1 м3 соляной кислоты требуемой концентрации, которая оценивается по плотности полученной смеси, определяют по формуле:


(ρ1 – ρ2)V = (ρ2 – ρ3)


где ρ1 — плотность исходной соляной кислоты, г/см³;

ρ2 — плотность кислоты требуемой концентрации, г/см³;

ρ3 — плотность воды, г/см³.

Ниже в таблице приведены плотности и соответствующие ей концентрации разбавленной кислоты при температуре 15°С:



Для уменьшения вредного влияния кислоты на бурильные трубы и оборудование следует в качестве ингибитора коррозии применять формалин (6 кг формалина на 1 т 10%-ной соляной кислоты), униколы, масла, поверхностноактивные вещества. Смешивание кислот, разбавление их водой, добавку ингибиторов проводят в условиях буровой с соблюдением соответствующих правил техники безопасности. Необходимо обращать особое внимание на соблюдения правил охраны труда, так работы с кислотами опасны для здоровья исполнителей работ.

В качестве буферной жидкости используют воду, закачиваемую из расчета заполнения не менее чем 50 м высоты затрубного пространства и бурильных труб. В остальном методика установки кислотной ванны не отличается от нефтяной.

Последовательность операций при установке кислотной ванны начинается с закачки порции воды, затем закачивается кислота, причем в затрубное пространство первоначально выдавливается 25-35% расчетного объема с оставлением 65-75% объема кислоты в колонне. За кислотой следует закачка второй порции воды и расчетное количество продавочной жидкости.

Колонна должна находиться под ванной в течение 3-6 часов. Через 1 час инструмент расхаживают и продавливают в зону прихвата 1 – 4 м³ кислоты.

Особенности установки водяной ванны. Установка водяной ванны применяется в случае, если геологический разрез представлен устойчивыми породами, не склонными к осыпям и обвалам. Установка водяных ванн наиболее эффективна в скважинах, для промывки которых используется глинистый раствор на основе выбуренных пород, а также заклинки колонны в интервалах залегания натриевых и магниевых солей. Считается, что эффект от водяной ванны обусловлен осмотическим массопереносом через фильтрационную корку.

Преимущества водяной ванны по сравнению с нефтяной следующие:

- установку ванны полностью можно производить буровыми насосами;

- возможность незамедлительной установки в случае отсутствия запаса нефти на буровой, что особенно важно для буровых, удаленных от баз снабжения или не имеющих круглогодичного транспортного сообщения;

- вода тяжелее нефти, что способствует предотвращению флюидопроявлений;

- вода как агент активна, легко проникает в тонкие каналы фильтрационных корок и менее интенсивно по сравнению с нефтью всплывает в стволе скважины, заполненной глинистым раствором;

- безопасна в пожарном отношении.

Эффективность водяных ванн увеличивается при добавках ПАВ 1-2% и некоторых химреагентов: ОП-10, полиэтиленгликоль, глицерин, КМЦ, соляная кислота.

В некоторых случаях, если позволяют горно-геологические условия, для освобождения от прихвата возможен переход на круговую промывку ствола скважины водой.

3. 
   ОСОБЕННОСТИ УСТАНОВКИ ВАНН В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
   

Особенность установки ванн в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах:

– расчет объемов жидкости ванн, буферов, продавки ведется по длине ствола;

– расчет давлений по вертикали.

При расхаживании (вращении) инструмента необходимо учитывать дополнительные силы трения, препятствующее передаче нагрузки и крутящего момента на низ КНБК. Исходя из этого необходимо применять максимально допустимый крутящий момент для верхней секции бурильной колонны

4. 
   ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ МЕТОДОМ СООБЩАЮЩИХСЯ СОСУДОВ (U-ОБРАЗНОЙ ТРУБЫ)
   

При методе снижения давления (методе сообщающихся сосудов) производится закачивание в трубы порции облегчённого рабочего агента (жидкого или газообразного) с последующим выпуском его через регулируемый дроссель наружу до выравнивания гидростатических давлений в трубном и затрубном пространствах. Основное условие применения – наличие циркуляции и отсутствие в бурильной колонне обратного клапана. Чем быстрее удаётся провести эту операцию, тем она эффективнее.

В качестве жидкого рабочего агента можно использовать: тех. воду, дизельное топливо.

Когда рабочий агент выпускают из труб, уровень жидкости за трубами падает, а значит и снижается давление на пласт со стороны скважины. Если таким способом удаётся достигнуть равенства гидростатического (забойного) давления в скважине и пластового давления, колонна труб освобождается от дифференциального прихвата.

Этот метод считается относительно безопасным, так как гидростатическое давление в скважине снижается дросселированием постепенно в несколько этапов и поэтому можно избежать рискованных ситуаций. Плотность бурового раствора не меняется, и в случае начала проявления из пласта можно использовать для глушения скважины рабочим раствором, вытесненным из затрубного пространства.

В некоторых случаях закачку рабочего агента ведут в загерметизированное превентором затрубное пространство, а более тяжёлый раствор вытесняют через бурильные трубы. Эти операции следует производить максимально осторожно, так как гидросопротивление в трубах на много выше, чем в затрубном пространстве, и вероятность гидроразрыва пласта больше.

Основная суть рассматриваемого способа состоит в искусственном снижении уровня жидкости в скважине, что тем самым снижает забойное давление, ведущее к освобождению прихваченного перепадом давления инструмента.

В любом случае требуется точный расчёт, чтобы вытеснить столько бурового раствора, сколько необходимо для ликвидации прихвата.

При использовании буровых растворов с плотностью, незначительно превышающей плотность воды, закачка облегченных жидких агентов не дает значительного снижения забойного давления. В этом случае более эффективно использовать газообразные агенты.

После проведения операции по снижению забойного давления производят интенсивное расхаживание прихваченной колонны с применением максимально допустимых нагрузок в течение 30 минут - 1 час с последующей тех. стоянкой 30 минут, после чего расхаживание повторяют.


При отрицательном результате заполняют скважину буровым раствором рабочей плотности, промывают скважину до выравнивания параметров, производят повторный расчет с уточнением величины репрессии на пласт и повторяют операцию.

В процессе стоянки необходимо вести постоянный контроль за возможным ГНВП, определяется по наличию перелива из скважины. Длительность нахождения скважины с депрессией на пласт определяется интенсивностью возможного поступления флюида из пласта и устойчивостью стенок скважины.