У першому випадку при вибуху торпеди напроти зони прихвату ударна хвиля сприяє відриву труб від стінки свердловини або від сальника.
Цей метод дає позитивні результати, якщо застосовувати його одразу ж після виникнення прихвату і під час встановленої ванни. Застосування цього методу після ванн та інших тривалих робіт не дає відчутного результату. Торпеди типу ТДШ рекомендується використовувати за тиску в місці вибуху до 80 МПа і температури до 120 °С,
Торпеди виготовляють з детонаторного шнура марок ДШВ, ДШУ і ДШТ. У свердловинах з великими температурами потрібно застосовувати детонаторний термостійкий шнур і відповідні вибухові патрони. Величина заряду торпеди має забезпечити необхідний ефект і виключити пошкодження труби.
Довжина торпеди ТДШ для ліквідації прихвату має дорівнювати або бути трохи більшою за довжину зони прихвату, але з розрахунком, щоб загальна маса заряду не перевищувала 5 кг. На практиці вибір кількості рядів детонаторного шнура можна рекомендувати: дваряди - при здійсненні вибуху в бурильних трубах і три ряди в ОБТ.
▬ Для ліквідації прихвату за допомогою шнурової торпеди ТДШ проводять такі роботи:
• визначають інтервал або верхню межу прихвату;
• спускають у свердловину торпеду потрібної довжини і встановлюють її навпроти зони прихвату;
• натягують бурильну колону з максимально можливим зусиллям або розвантажують її в залежності від виду прихвату;
• здійснюють вибух.
Після цього колона має звільнитися. Для більшої ефективності ліквідації прихвату, як було сказано вище, рекомендується встановити попередньо ванну.
Для торпедування без визначення знаходження замкового з'єднання торпеди вибирають на 2—3 м більшими за довжину труби (в зоні торпедування), щоб забезпечити розташування заряду навпроти замкового з'єднання.
На практиці часто трапляються випадки, коли колона прихоплена на велику довжину і заряду в 5 кг для її звільнення недостатньо.
Тоді здійснюють кілька послідовних операцій торпедування і роз'єднання колони частинами. Виникають ситуації, коли необхідно провести роз'єднання колони з інших причин (наприклад, для встановлення в колону ударного механізму).
Тому, використання шнурових торпед дає можливість керування самим процесом роз'єднання, що виключає роз'єднання колони в небезпечних зонах (наприклад, у кавернах і під башмаком обсадної колони).
► Роз'єднувач колони — безпечний перехідник призначений для роз'єднання від прихопленого інструменту в заданому місці з подальшим приєднанням аварійної компоновки до ловильної різьби роз'єднувача колони.
Переваги роз'єднувача колони:
— роз'єднання колони правим обертанням в раніше заданому місці;
— простота конструкції і надійність роботи;
— можливість застосування на довільних глибинах у складних умовах.
В більшості випадків використовуються гідравлічні роз'єднувачі (FDL, JAF).
Роз'єднувач колони використовують у складі КНБК, де цей пристрій виконує функції звичайного перехідника. Осьове навантаження і крутний момент передаються від ніпеля 1 до корпусу 2 через поздовжні шліци 9 і торцеві зуби 6 (рисунок 3.25, а).
Для роз'єднання бурильної колони в труби опускають кулю, яка перекриває канал у втулці 7. Під дією надлишкового тиску розриваються болти 4. Муфта 8 переміщується вниз, звільнюючи зачеплення. Фіксація лівої різьби 3 знімається, і по ній правим обертанням здійснюється роз'єднання колони. Після роз'єднання циркуляційні канали відкриваються, створюючи на поверхні падіння тиску, які сигналізують оператору, що роз'єднання пройшло успішно.
У залишеній в свердловині частині роз'єднувача колони передбачена права муфтова різьба 5 для приєднання ловильного інструменту.
а) б)
| Рисунок 3.25 — Роз'єднувачі колони (безпечні перехідники): а — схема роз'єднувача колони; б — загальний вигляд |
Заслуговує на увагу дещо простіша конструкція безпечного перехідника американської фірми «Baker Oil Tools», роз'єднання в якому відбувається обертанням колони вліво.
Розробку і випуск роз'єднувача колони — безпечного перехідника здійснює ВНДІБТ, зокрема типу БП (РК).
► Технологія проведення робіт для роз'єднання (звільнення) колони способом шнурового торпедування та підйому її частинами подібна до технології роз'єднання різьбового з'єднання, тобто заряд торпеди слід розташовувати не менше ніж на 1—2 м нижче від муфти, в якій розкручується колона. Маса заряду не повинна перевищувати 5 кг, оскільки в противному разі можливі ускладнення від дії ударної хвилі.
▬ Послідовність робіт для вивільнення прихопленої колони роз'єднанням та підйому її частинами за допомогою вибуху є такою:
• визначають місце прихвату акустичним цементоміром або прихватовизначником;
• залежно від місця прихвату, довжини торпеди (із врахуванням маси заряду) вибирають довжину труб, які потрібно або можна розкрутити;
• бурильну колону натягують із зусиллям, що дорівнює її вазі, до замка, в якому передбачається роз'єднання колони;
• натягнуту колону закріплюють у клинах і закручують ротором вліво (кількість обертів залежить від діаметру труб та довжини неприхопленої частини колони);
• стіл ротора фіксують, в труби спускають шаблон торпеди, потім торпеду;
• здійснюють вибух;
• піднімають кабель із рештками вузлів торпеди;
• труби розкручують і встановлюють циркуляцію розчину;
• свердловину промивають, і колону піднімають;
• в свердловину опускають «голий кінець» - бурильні труби без жодного ловильного інструмента, проводять з’єднання із залишеною в свердловині частиною колони і продовжують її вивільнення за вищеописаною технологією.
Недолік витягування бурильної колони частинами полягає в тому, що від'єднати колону труб у прихопленій ділянці не завжди вдається. Роз'єднання часто відбувається значно вище місця прихвату або на несприятливій ділянці — навпроти каверн, де утруднене наступне з'єднання з колоною труб, яку треба витягнути; в місцях з найбільш зношеними різьбовими з'єднаннями порівняно з тими, що знаходяться навпроти місця вибуху торпедою типу ТДШ; на ділянках зависання колони на стінках стовбура свердловини або на ділянках з менш навантаженими різьбовими з'єднаннями. Крім того, іноді недоцільно роз'єднувати замкове з'єднання (внаслідок малих зазорів між бурильними і обсадними трубами), оскільки це виключає застосування зовнішніх ловильних інструментів або оббурювання.
Якщо вивільнення прихопленої бурильної колони методом роз'єднання її за допомогою вибуху не дає результату, то прихоплену колону труб можна оббурювати і піднімати її частинами за допомогою ловильних інструментів з лівою різьбою.
► Оббурювання прихопленої колони та звільнення її частинами — це ефективний спосіб звільнення труб за наявності достатнього зазору між бурильними трубами і стінкою свердловини, або між бурильною та обсадною колонами. Величина кільцевого зазору впливає на тривалість оббурювання та його інтервал.
Турбобури, електробури і ОБТ оббурюють тоді, коли діаметри свердловини і предмету, який оббурюють, відрізняються між собою на 95—100 мм.
Для оббурювання прихопленої ділянки бурильної колони спускають кільцевий фрезер, який прикріплюється до обсадних труб (можна використовувати тонкостінні труби).
Кільцеві фрезери (рисунок 3.26) виготовлятися в різних конфігураціях, які відповідають різним умовам в свердловині.
а) б)
| Рисунок 3.26 — Кільцеві фрезери: а — для роботи у відкритому стовбурі; б — для роботи в обсадній колоні |
Довжина обсадних труб, в нижній частині якої знаходиться кільцевий фрезер, має бути на 2—3 м більша за довжину свічі або труби, яку оббурюють. Інколи замість обсадних труб застосовують корпус турбобура з верхнім перехідником. До нижньої частини корпусу прикріплюють кільцевий фрезер, оскільки у разі роботи лівим фрезером можливе відкручування бурильних труб з правими різьбами, які знаходяться в свердловині. Для роботи лівим фрезером на обсадних трубах або на корпусах турбобурів перерізають різьбу з правої на ліву.
У процесі оббурювання бурильних труб, які знаходяться у свердловині, важко ввести труби («голову труб») в кільцевий фрезер. Як відомо, різниця між зовнішнім діаметром фрезера і діаметром свердловини в 25—30 мм не завжди забезпечує захід труби у фрезер одразу ж, оскільки дуже рідко труба розташована в центрі свердловини.
Частіше всього фрезер відразу стає на трубу. Легкими поворотами з невеликим навантаженням 5—20 кН вдається ввести трубу у фрезер, але не завжди. Тоді в інтервалі залягання твердих порід доводиться застосовувати підвищені навантаження. Для цього створюють навантаження на верхній кінець труб до 100—120 кН і під час наступних періодичних провертань ротора можна завести трубу у фрезер. Збільшення навантаження на гак свідчить про те, що фрезер заходить у затрубний простір. Легкість обертання ротора (що видно з роботи ротора та ланцюгової передачі) підтверджує, що фрезер знаходиться в затрубному просторі.
Бурильні труби оббурюють роторним способом за частоти обертів колони не більше 60—80 об/хв із навантаженням 20—60 кН за швидкості піднімального потоку рідини не менше 1,2 м/с.
Забороняється залишати трубу, якщо оббурюється затрубний простір, на тривалий час без руху, навіть під час підготовчих робіт до нарощування бурильних труб рекомендується її постійно обертати.
Після оббурування бурильних труб на довжину фрезера з обсадними трубами свердловину промивають до вирівнювання густини промивальної рідини і піднімають фрезер. Під час промивання не можна залишати фрезер без руху, оскільки він може бути прихопленим.
Після цього опускають бурильні труби з лівою різьбою та з лівим ловильним інструментом і відкручують частину бурильної колони з правою різьбою, яка знаходиться у свердловині.
► Витягування бурильної колони частинами здійснюють за допомогою таких ловильних інструментів:
• трубоуловлювачів;
• мітчиків;
Дата добавления: 2015-07-25; просмотров: 79 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Імпульсно-хвильовий. | | | Дзвонів. |