Способ освобождения прихваченных труб

 

Изобретение относится к нефтяной, газовой, геологоразведочной промышленности и может применяться при бурении скважин во время ликвидации прихватов колонны труб (Т). Целью изобретения является сокращение времени ликвидации прихвата Т от действия перепада давления в системе скважина - пласт. Для этого определяют глубину рассоединения колонны Т по формуле H_мин≥ (10⁵·ΔP):(ρ_р-ρ_ж) при этом где ΔP - заданная величина снижения перепада давления в системе скважина - пласт над зоной прихвата; ρ_p, ρ_ж - плотности соответственно раствора в скважине и облегченного рабочего агента (РА);, - допустимые давления, на которые рассчитаны соответственно обсадные или бурильные Т. Затем перед рассоединением в скважину м. б. подана жидкость ванны. Колонну Т рассоединяют, и закачивают в скважину облегченный РА. Производят выравнивание гидростатических давлений (ГСД) в затрубье и Т. После этого соединяют колонну Т воедино и расхаживают ее. После подачи в скважину облегченного РА можно закачать буровой раствор объемом, равным выдавливаемому из скважины при выравнивании ГСД, причем плотность борового раствора в этом объеме равна плотности бурового раствора в скважине. 2 з. п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной, газовой, геологоразведочной промышленности и может применяться при бурении скважин во время ликвидации прихватов колонны труб. Целью изобретения является сокращение времени ликвидации прихвата труб от действия перепада давления в системе скважина пласт. На фиг. 1 изображена схема скважины с прихваченными трубами после установки нефтяной ванны; на фиг. 2 процесс рассоединения труб и подачи рабочего агента; на фиг. 3 и 4 процесс выравнивания давлений; на фиг. 5 стадия способа после воссоединения колонны труб; на фиг. 6 схема замещения с установленной ванной. В способе освобождения прихваченных труб путем закачивания в скважину рабочего агента плотностью, меньшей плотности бурового раствора 1 после разъединения и до соединения колонны труб выше границы прихвата, достижение цели зависит от глубины разъединения колонны труб и направления подачи рабочего агента. Так, перед закачиванием рабочего агента в затрубное пространство и соответствующим выдавливанием бурового раствора из бурильных труб наружу минимальная глубина разъединения колонны труб для достижения запланированного снижения перепада давления Δ Р в системе скважина пласт определяется следующими ограничениями H_мин≥ при этом Δ P<[P<SUB>доп-, где [P_доп] допустимое избыточное давление в затрубном пространстве, на которое рассчитана обсадная колонная труб, МПа; ρ_р, ρ_ж плотности бурового раствора и рабочего агента, закачиваемого в скважину после разъединения колонны труб выше верхней границы прихвата, кг/м³. После возникновения прихвата предварительно определяют глубину рассоединения труб. Перед закачиванием рабочего агента в трубы и выдавливанием бурового раствора из затрубного пространства глубина разъединения колонны труб Н_мин определяется следующими ограничениями: H_мин≥ при этом Δ P<[P<SUB>допдоп]" допустимая величина давления в бурильных трубах, МПа. При снижении давления в затрубном пространстве в процессе закачивания легкого рабочего агента в трубах остается буровой раствор, следовательно, возникает разность давлений, которая проявляется как избыточное давление, действующее на обсадные трубы. Если нагрузки от избыточного давления превышают допустимые нагрузки, на которые рассчитаны обсадные трубы, то может возникнуть аварийная ситуация. Поэтому величина столба спецжидкости в затрубном пространстве ограничивается соответствующей величиной. При выравнивании давлений в трубах и затрубном пространстве наружу, а в трубах уровень бурового раствора снижается, т.е. оставшийся столб рабочего агента в затрубном пространстве Δ h становится меньше того Δ Н, который был во время закачивания. Следовательно, величина, на которую возможно было бы снизить перепад давления над верхней границей прихвата, будет меньше. С целью достижения максимального снижения перепада давления над верхней границей прихвата при сохранении целостности обсадной колонны после рабочего агента, закачиваемого в затрубное пространство после разъединения колонны труб выше зоны прихвата, закачивают порцию бурового раствора объемом V (м³), равным
V Δhʹ·S_з= ΔH1- S_т= ·S_т где Δ h высота столба бурового раствора, закачанного после рабочего агента и выдавливаемого из скважины при выравнивании давлений в трубном и затрубном пространствах, м;
S_з, S_т осреднение по длине Δ Н площади поперечных сечений затрубного и трубного пространств, м². Если же прочность обсадной колонны достаточна, то буровой раствор вслед за рабочим агентом не закачивают, и из затрубного пространства стравливают при балансировании часть рабочего агента. Способ может применяться путем закачивания определенного объема рабочего агента в трубы или в затрубное (кольцевое) пространство, как с оставлением всего объема рабочего агента в том пространстве, так и с перетоком избыточной части объема в сообщающееся пространство, например, при закачивании в трубы с перетоком в затрубное пространство. После закачивания рабочего агента в трубы и после выравнивания давлений в сообщающихся пространствах (трубах и кольцевом пространстве) в затрубном пространстве снижается уровень бурового раствора и над ним остается воздух, что снижает перепад давления над зоной прихвата. К аналогичному результату приводит метод U-труб, однако осуществляется этот способ без разъединения колонны труб выше верхней границы прихвата и при этом возникает опасность засорения шламом отверстий долота, так как переток идет из затрубного пространства в трубы. Засорение вызовет прекращение циркуляции и может привести к разрыву пласта, если уровень раствора понижают со стороны затрубного пространства газом под давлением. Рассмотрим возможные примеры закачивания рабочего агента. В первом случае после закачивания рабочего агента в затрубное (кольцевое) пространство скважины в сообщающихся пространствах в затрубном пространстве остается часть объема закачанного рабочего агента, а часть выдавливается наружу. При этом в трубах снижается уровень раствора и перепад давлений над зоной прихвата снижается на величину
Δ P= 10^-5 Δ h˙(ρ_р- ρ_ж), где Δ h высота столба жидкости, оставшейся в затрубном пространстве после выравнивания давлений, м. Во втором случае после закачивания рабочего агента в трубы с частичным выдавливанием его в затрубное пространство и после выравнивания давлений в сообщающихся пространствах в затрубном пространстве также снижается уровень бурового раствора, но больше, чем в первом случае. В третьем случае после закачивания рабочего агента в затрубное пространство с частичным выдавливанием его в трубное пространство и после выравнивания давления в сообщающихся пространствах в трубах больше снижается уровень бурового раствора, чем во втором случае. Максимальному снижению Δ Р соответствует такая последовательность действий, при которой после выравнивая гидростатических давлений балансирования в трубах или в затрубном пространстве буровой раствор полностью замещен на рабочий агент на всей длине разъединенной колонны труб. Максимальное снижение Δ Р возможно и за счет уменьшения ρ_ж, например заменой жидкости на газообразный флюид (воздух, аэрированная жидкость и др). Если H< Δ H, то это означает необходимость замены всего бурового раствора в затрубном пространстве на легкий рабочий агент. Условие может быть невыполнимо по соображениям обеспечения устойчивости стенок скважины выше зоны прихвата, если наиболее эффективным способом удержания стенок скважин в устойчивом состоянии является взаимодействие фильтрата бурового раствора с породой. Но данное ограничение не ущемляет возможностей применения способа. Разъединение труб выше верхней границы прихвата выполняется либо с помощью натяжения колонны труб до рассчетных величин и последующим отбиванием ротором, либо встряхиванием шнурковыми торпедами в зоне предварительно закрученных на отворот труб, либо отвором в месте установки специального переводника. Способ осуществляют следующим образом. На фиг. 1 представлено состояние бурильной колонны в скважине после прихвата и установки нефтяной ванны в момент ее равновесного состояния. После этого разъединяют колонну труб выше верхней границы прихвата (желательно в технической колонне, чтобы снизить вероятность отворота в местах каверн, так как при отвороте в зоне каверн труднее соединиться с оставшимися трубами). Разъединение показано на фиг. 2. Закрывают превентер, открывают задвижку на манифольде для спуска бурового раствора из труб и через отводы превентера закачивают в затрубное пространство расчетный объем V рабочего агента плотностью, меньшей плотности бурового раствора
V= Δ H˙S_з, где S_з площадь кольцевого сечения скважины (осредненная по всему интервалу закачивания рабочего агента), м². Момент подачи рабочего агента в затрубное пространство показан на фиг. 2. После рабочего агента закачивают также через превентер определенный объем бурового раствора, который должен выдавливаться назад при балансировке системы методом сообщающихся сосудов. Этот объем рассчитывают по формуле
V Δhʹ·S_з= ΔH1- S_т где Δ h' высота столба бурового раствора, закачанного после рабочего агента, м;
S_т площадь сечения внутритрубного пространства, м². Открывают задвижку на сбросе превентера и производят балансировку. Балансирование показано на фиг. 3. После окончания балансирования давление столба раствора над верхней границей прихвата становится меньше, что создает предпосылку к освобождению труб. После балансирования соединяют с оставшимися трубами и приступают к расхаживанию или другим методам освобождения прихваченных труб. Расхаживание после соединения показано на фиг. 5. Расхаживание заканчивают освобождением прихваченных труб в том случае, если снижение забойного давления снизило перепад давления в зоне прихвата до величины, достаточной для страгивания труб под действием приложенных сдвигающих нагрузок. Данный способ возможно осуществить как автономно, так и в комбинации с ваннами и другими методами ликвидации прихватов. В комбинации с ваннами в зону прихвата закачивают жидкость 2 ванны из известных реагентов, а после отворота а колонны труб выше зоны прихвата б в затрубное пространство обычную воду (повторно использованную, которая всегда имеется в наличии на любой бурящейся скважине). Наиболее быстрый и простой вариант способа освобождения прихваченных труб включает немедленный после прихвата б отворот а колонны труб, закачивание в затрубное пространство через отвод превентера воды (открывают предварительно задвижку на манифольде) в определенном объеме, прекращение закачивания и открытие задвижки на отводе превентера, балансирование путем создания перетока бурового раствора из труб в затрубное пространство, фиксацию окончания перетока, соединение с оставшимися трубами и расхаживание. Пример практического применения. Техническая колонна спущена на глубину 2790 м. Ниже бурение производили долотом диаметром 295,3 мм при следующей компоновке: утяжеленные бурильные трубы диаметром 229 мм 89 м, диаметром 178 мм 8 м, спиральный центратор 263 м, бурильные трубы диаметром 127 и 140 мм. Ниже технической колонны залегают пропластки перемятых аргиллитов, глин и песчаников. В проницаемых песчаниках эквивалент пластового давления составляет 1,08-1,09 г/см³. Для предупреждения осыпей и обвалов плотность раствора поддерживали 1,59-1,61 г/см³, что создавало предпосылки для возникновения прихвата от действия перепада давления. Первый прихват произошел при забое 3198 м, верхняя граница прихвата б на 2855 м. Общий перепад давления на уровне верхней границы прихвата 15 МПа. Циркуляцию раствора восстановили при 25 МПа, что свидетельствовало и о зашламлении затрубного пространства кусками осыпающейся породы (содержимое шламосборника над долотом подтвердило это впоследствии). Развернулись на 2753 м, спустили ГУМ (гидравлический ударный механизм), установили нефтяную ванну, что снизило Δ Р на 2,3 МПа. Произвели 250 ударов ГУМом безуспешно. Вновь развернулись на 2753 м и в затрубное пространство закачали согласно описанному способу 71 м³ воды, тем самым снизив Δ Р на 7,6 МПа. ΔH 1284 м
Δ P Δ H˙(ρ_р- ρ_ж)˙10^-5 7,6 МПа. Для получения такого же эффекта нужно было бы закачать 60-70 м³ нефти для ванны или снизить плотность раствора до 1,31-1,32 г/см³. После балансирования соединились, сделали 65 ударов безуспешно. Промыли раствором скважину. Вновь установили нефтяную ванну с верхней границей до 2830 м, разъединились на 2753 м, закачали 66 м³ воды, сбалансировали уровень. В результате совокупного действия нефтяной ванны и закачанной воды Δ Р снизили на 8,1 МПа. Соединились, нанесли три удара ГУМом и освободились. Второй прихват произошел при забое 3651 м при плотности раствора 1,59 г/см³. При подъеме трижды случалась затяжка на 15 т сверх собственного веса. Дважды сбили бурильную колонну вниз, а после третьей затяжки случился прихват. Поставили одну нефтяную ванну (12 м³ нефти) на 13 ч, другую на 10 ч. Безуспешно. Прихватомером определили, что прихват в зоне УБТ. С помощью шнурковых торпед отвернули колонну на глубину 3536 м в зоне перехода с УБТ диаметром 178 мм на 229 мм. Спустили компоновку с безоспасным переводником и ГУМ. Соединились, нанесли 58 ударов безуспешно. Установили нефтяную ванну 14 м³, снова нанесли 122 удара над ванной безуспешно. Затрачено 23 ч, после этого привели балансированием нефтяную ванну в равновесие; отвернулись в безопасном переводнике; в затрубное пространство закачали 104 м³ воды из амбара плотностью 1020 кг/м³. Максимальное давление при закачке было 10,2 МПа, после остановки 9,4 МПа. Сбалансировали систему, при этом Δ Р над верхней границей прихвата снизилось на 10 МПа. Соединились безопасным переводником и сделали ГУМом 108 ударов, после чего колонна труб освободилась. На применение данного способа ушло 8 ч. Как видно из приведенных примеров, способ позволяет ликвидировать сложные комбинированные прихваты (в данном случае осыпи и заклинивание с действием перепада давления) и при этом прежде всего сокращается время ликвидации аварии.

Формула изобретения

1. СПОСОБ ОСВОБОЖДЕНИЯ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ, включающий подачу в скважину рабочего агента с плотностью, меньшей чем у бурового раствора, рассоединение колонны труб выше зоны прихвата до подачи в скважину рабочего агента, соединение колонны труб и выравнивание гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, отличающийся тем, что, с целью сокращения времени ликвидации прихвата труб от действия перепада давления в системе скважина-пласт, колонну труб соединяют после подачи в скважину рабочего агента и выравнивания давлений в трубах и затрубном пространстве, причем глубину рассоединения выбирают в соответствии со следующей зависимостью:

при этом
ΔP < [P^I_доп],
ΔP < [P^II_доп],
где H_мин - глубина рассоединения колонны труб;
ΔP - заданная величина снижения перепада давления в системе скважина-пласт над зоной прихвата;
ρ_ρ,ρ_ж - плотность бурового раствора в скважине и плотность рабочего агента;
[P^I_доп], [P^II_доп] - допустимые давления, на которые рассчитаны соответственно обсадные или бурильные трубы. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зону прихвата перед рассоединением колонны труб подают жидкость ванны. 3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что, с целью достижения заданного снижения гидростатического давления над зоной прихвата при сохранении целостности труб в скважине, после подачи в скважину рабочего агента закачивают буровой раствор объемом, равным выдавливаемому из скважины при выравнивании давления, причем плотность бурового раствора в этом объеме равна плотности бурового раствора в скважине.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6