Схема, принцип та технологія ліквідації прихоплення з допомогою УЛПП.

Пристрій для зниження гідравлічного тиску в зоні прихоплення Цей пристрій призначений для ліквідації диференційних прихоплень.

Основними елементами пристрою є: пакер і золотниковий клапан, який після відкриття з'єднує підпакерний простір, тобто зону прихоплення із внутрішньої порожниною бурильної колони, що заповнена буровим розчином на задану висоту. Це забезпечує різке зниження гідростатичного тиску в зоні прихоплення й усуває притискувальну силу. Схема пристрою показана на рисунку 2.11.

До складу цього пристрою входить рухомий ствол 3 з верхнім перевідником 1 та нерухомого корпуса 6 з нижнім з’єднанням 12, між якими розміщений основний пакеруючий елемент 2 та допоміжний пакер 4.

На нижньому кінці ствола 3закріплено поршень 7із зворотним клапаном 9. У вихідному положенні отвір 8у поршні й отвір 10у корпусі, що утворюють золотниковий клапан, не суміщені і буровий розчин не може перетікати зі свердловини всередину бурильної колони. З'єднання підпакерного простору з внутрішньою порожниною труб відбудеться після стискування пакера й переміщення поршня на величину h до регулювального кільця 11, при цьому отвори 8і 10 з’єднуються. У пристрої застосовують стандартні 180- і 195-мм пакерні манжети, призначені для пакерування стовбура діаметром, відповідно до 200-208 і 220-225 мм. Середні розрахункові значення ходу h і навантаження на пакер, що забезпечують розпакерування, залежно від діаметра стовбура в місці установлення пристрою наведені нижче.

Діаметр пакера, мм…180 – 195Діаметр свердловини, мм.200 – 220 Хід h, мм…….135 – 176Осьове навантаження, кН……95 – 150

1 – верхній перевідник; 2 –основний пакеруючий елемент; 3 – ствол; 4 – допоміжний пакер; 5 – отвір в поршні; 6 – корпус; 7 – поршень; 8 – отвір в поршні;

9 – зворотній клапан; 10 – отвір в корпусі;11 – регулювальне кільце; 12 – нижнє з’єднання;h – хід поршня.

Пристрій для зниження гідростатичного тиску в зоні прихоплення

Порядок роботи

Відкручують неприхоплену частину колони. Місце відкручування підбирають так, щоб пристрій розміщався усередині обсадної колони, що забезпечить надійність пакерування. Зібраний пристрій опускають на бурильних трубах, які частково заповнюють буровим розчином і з’єднують з прихопленою бурильною колоною. Частково колону труб розвантажують на 90–150 кН. Під дією осьового зусилля пакери 2 і 4 збільшуються в діаметрі і перекривають затрубний простір. Ствол 3 разом з поршнем 7 переміщається вниз. Отвори 8 і 10 з’єднується між собою, рідина із зони прихоплення перетікає всередину труб, тиск в затрубному просторі різко зменшується, утримуюча сила зменшується. Після ліквідації прихоплення, знімають осьове навантаження, промивають свердловину, провертають і піднімають колону. Для надійного розпакерування необхідно забезпечити стиск пакера. У зв'язку з цим виникає необхідність визначати мінімальну глибину спуска пристрою, при якій забезпечується заданий тиск у зоні прихоплення, а також мінімальну глибину при якій досягається необхідна вага бурильної колони.

Рівень бурового розчину в бурильній колоні, що відлічуються від гирла, який забезпечує заданий тиск у свердловині в зоні прихоплення, визначають за формулою

, (2.29)

де L_П – глибина зони прихоплення; Р_пл – пластовий тиск; r_Р – густина бурового розчину; а₁ – коефіцієнт депресії(а ≤ 1).

Мінімальну глибину спускання пристрою, за якої забезпечується пакерування, визначають за формулою:

, (2.30)

де а₂ – коефіцієнт резерву (1< a₂ ≤1,3); G_П – навантаження для пакерування; l₀ – довжина ОБТ; b – коефіцієнт, що враховує виштовхувальну силу, ; q₀ – вага 1 м ОБТ; q_Т – вага 1 м бурильних труб (середньозважена); S₁ – площа перерізу внутрішньої порожнини бурильних труб; r_м – густина матеріалу труб;

Розрахунок виконують для перевірки співвідношення . У противному випадку застосувати цей спосіб неможливо.

 

Т

Технологія проведення ПГІС.

1 Визначити верхню межу прихоплення, а при нагоді і інтервал прихоплення.

2 Забезпечити бурову двома діафрагмовими камерами, засувкою високого тиску, нагнітальною головкою та наголовником.

3 У верхній частині бурильної колони встановити ОБТ так, щоб її верхня частина виступала над ротором не більше, ніж на 40-50 см.

4 Відновити циркуляцію, інтенсивно промити свердловину до вирівнювання параметрів бурового розчину.

5 Приєднати до бурильної колони наголовник з діафрагмами, вибраними відповідно до розрахунку. Опресувати наголовник, нагнітальну головку та діафрагмову камеру на тиск, що перевищує максимальний при ГІС на 25 %. Обв’язати обладнання для проведення ГІС відповідно до схеми на рисунку 2.1.

6 Цементувальні агрегати під’єднати до відвідних патрубків нагнітальної головки і до приймальних ємностей з водою.

7 Розвантажити бурильну колону повністю (якщо її вага до місця прихоплення менша 1000 кН), або частково (якщо її вага до місця прихоплення перевищує 1000 кН). Залишати бурильну колону, підвішену на талевій системі, або закріпляти натягнуту колону у роторі забороняється.

8 Закачати в бурильну колону воду чи іншу рідину, яка має значно меншу густину від густини бурового розчину у свердловині у розрахованій кількості. Перепад тиску необхідно забезпечити в межах 10-15 МПа, але не менше 6 МПа. Висота стовпа води в колоні повинна бути не більше 2/3 її довжини.

9 Для отримання серії імпульсів закачування води не припиняють до розриву діафрагм, яких у наголовнику є 5 штук.

1 - нагнітальна головка; 2 – діафрагма наголовника; 3 - засувка