5. 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)

где H₁ – высота прихваченного участка колонны, м; h₂ – высота подъема жидкого агента выше и ниже зоны прихвата, м.

Объем продавочной жидкости определяется по формуле:

при ликвидации прихвата у забоя

V_п = 0,785 * d_в² * (L – h₁)+ V_нл (5.3)

при ликвидации прихвата над забоем

V_п = 0,785 * (d_в² * L + (k * Д_д² – Д_тр²) * h_з) + V_нл (5.4)

где L – длина бурильной колонны, м; V_нл – объем жидкости для заполнения нагнетательной линии, м³; h_з – высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве до места расположения жидкого агента для ванны.

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

Параметры	Номер варианта
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Глубина скважины, м	2530	2650	2940	3040	3080	3110	3150	3260	3310	3390	3470	3550	3670	3790	3950
Диаметр долота, мм	393.7			295.3			215.9			190.5			215.9
Диаметр труб, мм	140			140			140			114			127
Толщина стенки труб, мм	9	10	11	9	10	11	9	10	11	9	10	11	9	10	11
Коэффициент кавернозности	1.20	1.30	1.40	1.10	1.20	1.30	1.05	1.15	1.25	1.25	1.15	1.05	1.10	1.20	1.30
Объем нагнетательной линии, м3	1,0	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9	2,0	2,1	2,2	2,3	2,4

Окончание таблицы 5.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Интервал прихвата, м	2300-2530	2000-2650	2050-2370	2570-3040	2430-2960	2030-2530	2740-3150	2150-2530	2870-3310	2030-2740	3000-3470	1700-2160	2900-3670	2360-2780	3650-3950
Тип пород	доломит			глина			песчаник			соль			известняк