Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В практике бурения находят применение различные устройства для ликвидации прихватов [80], которые могут быть классифи­цированы на поверхностные и погружные. К числу поверхност­ных относятся гидравлические домкраты и эксцентриковые виб­раторы. Необходимо отметить, что поверхностные устройства не находят широкого использования в связи с тем, что глубина их эффективного воздействия не превышает 200 м.

Из погружных устройств, широко применяемых в геологораз­ведочном бурении, следует отметить забойные гидравлические домкраты и забойные вибраторы.

В глубоком бурении используют в основном погружные удар­ные устройства (механического или гидравлического принципа действия) и вибраторы.

Простейшее ударное устройство — яс, разработанный Кар — ловской ЭГРБ и УкрНИИПНД [91], основная составная часть которого конусная пара. В случае прихвата свободную часть инструмента извлекают и спускают яс. После соединения его с прихваченной частью труб колонну разгружают на 5—10 тс. Затем при натяжении колонны с силой, превышающей вес сво­бодной части колонны на величину разгрузки, резко разъединя­ют конусную пару, при этом вследствие накопленной энергии деформации колонна с большой скоростью перемещается вверх, ударяясь головкой-молотком яса по упору-наковальне.

Основные недостатки яса: невозможность создания ударов вниз и затруднительность регулирования сил срабатывания ко­нусной пары, особенно на больших глубинах, так как послед­нее зависит от свойств бурового раствора, его состава, плавно­сти и величины разгрузки колонны при зарядке конусной пары, конфигурации ствола и искривления скважины. С уменьшени­ем глубины прихвата эффективность устройства снижается вследствие недостаточного веса бурильной колонны и невоз­можности получать сильные удары.

Устройство для ликвидации прихватов УЛП-190-1 конструк­ции ВНИИКРнефти [54, 59, 79] лишено недостаток яса [41]. В конструкцию устройства заложен принцип передачи вверх или вниз осевых динамических нагрузок прихваченной части бурильной колонны, создаваемых растяжением или сжатием части колонны, расположенной над зоной прихвата.

Техническая характеристика УЛП-190-1

Диаметр скважины, мм……………………………………………………………….. >190 Статическая растягивающая нагрузка, тс………………………………. 150 Допустимая рабочая нагрузка, тс. …………………………………………….. 70 Диаметр промывочного канала, мм…………………………………………….. 56 Габаритные размеры, мм: длина при штоке, убранном внутрь корпуса……………………… 1790 длина при штоке, выдвинутом………………………………….. из корпуса 1970 Наружный диаметр, мм……………………………………………………………… 178 Масса, кг………………………………………………………………………………….. 400

Устройство состоит (рис. 19) из корпуса 1 и штока 2. К што- ку электросваркой приварены два симметрично расположенных кулачка 5 с зубчатыми элементами на боковой поверхности, входящие в зацепление с ответными зубчатыми элементами на корпусе 4, выполненными по спирали. К верхней и нижней ча- стям кулачков приварены полукольца 6, предотвращающие вы- падение из окон корпуса в случае разрушения устройства. Для предупреждения размыва корпуса и штока буровым раствором в верхней части штока установлена уплотнительная манжета 3, поджатая гайкой. Для соединения с прихваченной частью бурильных труб или ловильным инструментом устройство снабжено резьбами 3-147. Для обеспечения циркуляции и пропуска геофизических снаря- дов через УЛП-190-1 шток выполнен полым. Полукольца 7 и штифты 8 предотвраща- ют рассоединение корпу- са и штока в случае раз- рыва одного из них. Динамические нагруз- ки, создаваемые устрой- ством при ударе вверх, воспринимаются кулачка- ми и штоком с помощью кольцевых проточек, поз- воляющих выдерживать значительные силы и пре- дохранять сварные соеди- нения кулачков от осе- вых нагрузок. Удары вниз производятся непо-

Рис. 19. Схема УЛП-190-1: 1 — корпус; 2 — шток; 3 — манже­та уплотнительная; 4 — зубчатые элементы корпуса; 5 — кулачки с зубчатыми элементами; 6 и 7 — по­лукольца; 8 — штифты

I

Вид А

1

средственно корпусом по упору, выполненному на нижнем зам­ковом соединении штанги.

УЛП-190-1 применяют для ликвидации прихватов вследст­вие заклинивания элементов бурильной колонны в желобных выработках, посторонними предметами, в суженных участках ■ствола, при сальникообразованиях и расклинивании долот.

Порядок ликвидации прихвата с использованием УЛП-190-1 следующий.

Перед спуском УЛП в скважину проводят тщательную ре­визию состояния всего бурового оборудования, вышки, крупных блоков, подкроноблочных и подроторных балок и КИП. Осо­бое внимание обращают на центровку вышки относительно устья скважины, состояние зажимов стопорных устройств вкла­дышей и клиньев ротора. Роторные клинья при проведении ра­бот с УЛП должны быть надежно закреплены болтами. Для исключения заклинивания инструмента в роторных клиньях при его движении в застопоренном роторе применяют клинья с вращающимися роликами.

После составления схемы аварийной компоновки, определе­ния меры колонны бурильных труб и УБТ, располагаемых не­посредственно над УЛП, ориентировочно устанавливают силу срабатывания устройства, определяемую с учетом категории прихвата, величины посадки (или затяжки), веса инструмента, а также сил сопротивления при движении инструмента в сква­жине. Если при этом получили предел Прочности верхней части бурильных труб выше допустимого, необходимо заменить их более прочными или ограничить силу срабатывания.

Перед отсоединением свободной части бурильной колонны от прихваченной с помощью торпеды из детонирующих шнуров при циркуляции выравнивают показатели бурового раствора по всему объему, доводя их значения до рекомендованных гео- лого-техническим нарядом. Если циркуляция отсутствует, то по­казатели выравнивают после отсоединения бурильных труб при максимальном приближении «головы» оставшихся труб к верхней границе прихвата. При заклинивании колонны труб в желобных выработках во избежание потери «головы» прихва­ченной части трубы отвинчивают на расстоянии 15—25 м от верхней границы желоба (для гарантированного соединения устройства с прихваченными трубами).

Перед спуском УЛП по данным бурения, профилеметрии, кавернометрии, стандартному каротажу и инклинометрии оце­нивают состояние ствола скважины. При наличии сужений, ус­тупов и других сопротивлений, способных воспрепятствовать спуску устройства до «головы» прихваченных труб, ствол сква­жины прорабатывают при жесткости низа бурильной колон­ны, соответствующей жесткости аварийной компоновки с УЛП-190-1.

Перед сборкой аварийной компоновки тщательно проверяют состояние устройства и наличие в нем свободного хода штока в осевом и радиальном направлениях. Зубчатые элементы кор­пуса должны легко входить в зацепление с кулачками штока и выходить из него.

Устройство УЛП-190-1 спускают в скважину в следующей компоновке: направляющая воронка, ловильный инструмент, безопасный переводник, УЛП-190-1, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) соответствующего диаметра длиной 60—70 м, цент­ратор, бурильные трубы и ведущая (квадратная) штанга.

При спуске устройства в скважину первые 500—600 м бу­рильных труб докрепляют машинными ключами УМК. Во избе­жание удара корпусом вертлюга о стол ротора при создании ударной нагрузки вниз или подбрасывании роторных клиньев при нанесении удара вверх перед соединением УЛП с прихва­ченными трубами меру инструмента подбирают так, чтобы дли­на ведущей трубы (квадрата), находящейся ниже стола рото­ра, составляла 1/3 длины.

По окончании спуска устройства до «головы» прихваченных труб скважину промывают и выравнивают показатели бурово­го раствора, затем соединяют аварийную компоновку труб с прихваченной колонной, тщательно зафиксировав перед этим вес свободной части колонны по индикатору веса с учетом сил сопротивления при ее осевом перемещении в стволе скважины.

УЛП докрепляют не более чем на 4 оборота «отдачи» сто­ла ротора, так как более высокие значения крутящего момента докрепления резко осложняют регулировку силы срабатывания устройства.

По окончании процесса докрепления циркуляция восстанав­ливается, показатели бурового раствора выравниваются по все­му циклу циркуляции. После этого приступают к ликвидации прихвата с помощью УЛП.

В зависимости от природы и характера прихвата определя­ют направление ударов. В случае заклинивания колонны бу­рильных труб при спуске удары направлены вверх, а в момент подъема — вниз.

Силу срабатывания устройства в начальный период опера­ции по ликвидации прихвата принимают не более 25 тс. Впо­следствии нагрузку наращивают на 10—12 тс через каждые 30—50 ударов. Конечное значение осевой нагрузки, принятое для срабатывания устройства, .ограничивается прочностной ха­рактеристикой бурильных труб или самого УЛП, а также гру­зоподъемностью бурового оборудования.

Силу удара, создаваемую при работе УЛП, регулируют с устья скважины проворачиванием колонны по часовой стрелке на расчетный угол, который фиксируют стопорными устройства­ми ротора.

Угол закручивания (в градусах) колонны бурильных труб, необходимый для создания крутящего момента на корпусе уст­ройства, должен соответствовать выбранному значению осевой силы:

__90LQ_

где Q—осевая сила, тс; L — расстояние от устья скважины до «головы» прихваченных труб, м; D, d — соответственно на­ружный и внутренний диаметры бурильных труб, см.

Как показала практика применения УЛП, угол закручива­ния, определенный по формуле (94), необходимо увеличивать, так как формула не учитывает влияния состояния ствола сква­жины, кривизны и сил сопротивления при движении труб.

После фиксации этого угла стопорными устройствами рото­ра осуществляется зарядка УЛП, которая в зависимости ог приложенной * к бурильной колонне нагрузки (натяжение или разгрузка) выполняется обратным воздействием, т. е. при нали­чии натяжения — плавной разгрузкой на 2—4 тс по отношению к собственному весу свободной части колонны труб, а при на­личии разгрузки — плавным натяжением на 2—4 тс. Плавную разгрузку или натяжение проводят для того, чтобы можно было по внешним признакам обнаружить момент зарядки устройст­ва, т. е. совмещение зубчатых элементов корпуса и штока. Этот момент определяют по вибрации квадратной штанги.

В зависимости от выбранного направления нанесения уда­ров натяжение (при нанесении удара вверх) или разгрузку (при ударе вниз) осуществляют до осевой силы, фиксируемой индикатором веса. Натяжение проводят на самой малой скоро­сти, допускаемой буровой установкой. Лебедку отключают от трансмиссии только после получения удара.

При соответствии силового режима работы с расчетными данными повторяют зарядку устройства в указанной последо­вательности и получают следующий удар.

Если при созданной нагрузке устройство не срабатывает, уменьшают угол закручивания или увеличивают прилагаемую осевую нагрузку.

В случае, когда после 60—70 ударов при максимальном си­ловом режиме работы устройства не обнаружено заметного сдвига прихваченных труб, устанавливают жидкостную ванну и через 5—6 ч продолжают ликвидацию прихвата с помощью устройства.

В случае внезапного освобождения прихваченных труб, характеризуемого резким перемещением колонны, перед ее подъемом из скважины проверяют состояние талевой системы и отсутствие соскока талевого каната с беговых дорожек ро­ликов кронблока или талевого блока.

Если при работе снижается осевая сила срабатывания уст­ройства, повысить которую не удается даже увеличением угла закручивания колонны, то аварийную компоновку труб отвин­чивают и поднимают из скважины УЛП. Потеря чувствительно­сти устройства к изменению сил срабатывания указывает на значительный износ его зубчатых элементов, что позволяет правильно определить момент прекращения работ и своевре­менно поднять УЛП из скважины, не осложняя аварийной си­туации.

В качестве примера рассмотрим порядок работы по ликви­дации прихвата на скв. 1 Южно-Нефтянской объединения Краснодарнефтегаз, где УЛП-190-1 использовали в максималь­но допустимом силовом режиме (рис. 20).

Интересно отметить, что расположение расширителей в представленной компоновке полностью совпадает с местом на­хождения желобов и сужений ствола скважины (см. рис. 20).

При спуске данной компоновки произошла посадка долота в интервале 722 м, а при расхаживании бурильного инструмен­та — затяжка верхнего расширителя в желобную выработку, которая не позволяла отвинтить бурильный инструмент с по­мощью ТДШ ниже верхнего расширителя.

Установка двух нефтяных ванн и встряхивание бурильных труб с помощью ТДШ не освободили инструмент. Дальнейшие работы проводили с использованием УЛП-190-1. Осуществили 150 ударов при нагрузке срабатывания 70 тс сверх собствен­ного веса, в результате чего, судя по дополнительной вытяжке бурильных труб на длину 400 мм, т. е. на длину перьев рас­ширителя, выбили верхний расширитель из желоба.

Затем отвинтили бурильный инструмент ниже расширителя и подняли его из скважины.

Осмотр расширителя после подъема из скважины показал, что он освободился в результате разрушения стенок желоба и раскрепления при ударах от жесткой компоновки, оставшейся в скважине.

Анализ процесса ликвидации прихвата на этой скважине показал, что динамические силы, развиваемые с помощью УЛП, весьма велики и иногда достаточны даже для разрушения не­больших уступов и сужений в интервале залегания пород сред­ней твердости. Раскрепление расширителя от жесткой компо­новки произошло потому, что конструкция расширителя была правого вращения и при ударах создавался раскрепляющий мо­мент.

Вторичный спуск в скважину этого же УЛП, которым до­полнительно произвели 20 ударов с максимальным силовым режимом, позволил ликвидировать сложную аварию.

Необходимо отметить, что после 15-го удара для зарядки устройства потребовалась значительная разгрузка колонны бурильных труб, а разрядка его произошла при нагрузке сра-

щ

Рис. 20. Кавернограмма ствола скв. 1 хваченного инструмента

г

is‘

Уэ

т

Южно-Нефтянская и компоновка при-

Обозна­чение на рисунке	Компоновка	Диаметр, мм	Обозна­чение на рисунке	Компоновка	Диаметр, мм
I	Бурильные трубы	140	5	УБТ	178
2	Расширитель	257	6	Расширитель	344
3	УБТ	178	7	УБТ	178
4	Расширитель	344	8	Долото	346

^батывания 30—35 тс сверх собственного веса, т. е. в 2 раза меньше, чем в предыдущей серии ударов. Увеличение угла за­кручивания не позволило довести нагрузку срабатывания УЛП до первоначальной. При подъеме устройства из скважины вы­яснили, что зубья плашек имеют значительную сработку, кото­рая привела к нарушению сварных соединений плашек и штока и дальнейшая работа этим устройством могла вызвать ослож­нение! аварийной ситуации.

Практика применения УЛП-190-1 показала, что силу уда­ра на глубине до 2500—3000 м регулируют в соответствии с зависимостью (94), а на глубинах свыше 3000 м этого соответ­ствия уже не наблюдается.

Например, после спуска УЛП-190-1 в скв. 100 Левкинская •объединения Краснодарнефтегаз на глубину 4891 м и выпол­нения всех требований по зарядке и регулированию устройства все попытки произвести удар не дали положительного результа­та. Предположение о недостаточной величине угла закручива­ния колонны труб (крутящего момента), который не обеспечи­вает требуемой зарядки устройства, проверили постепенным увеличением этого угла. Однако результатов не получили.

Положительного эффекта не достигли также и при проверке предположения о недостаточной осевой силе, необходимой для срабатывания устройства, которую осуществляли медленным сбрасыванием крутящего момента бурильных труб при макси­мально возможном их натяжении (допускаемом характеристи­ками. труб и оборудования).

Приведенные работы показали, что использование УЛП-190-1 на больших глубинах при небольшом запасе и диапазоне сил натяжения колонны труб, необходимых для устойчивого сраба­тывания УЛП-190-1, требует иного подхода к вопросу регули­рования силы удара устройства.

С учетом особенностей применения УЛП на больших глуби­нах, а также опыта, накопленного на предыдущих скважинах, на скв. 7 Лабинская объединения Кубаньгазпром ликвидирова­ли прихват бурильной колонны, происшедший на глубине 495Q м в результате заклинивания нижней части бурильного инструмента в процессе спуска его в скважину.

Компоновка спускаемого в скважину инструмента следую­щая:

колонковое долото ИСМ 188/80; колонковый снаряд «Нед­ра»; 146-мм УБТ длиной 180 м; бурильные трубы.

В момент расхаживания при максимально допустимых на­грузках на трубы до 65 тс сверх собственного веса произошел слом бурильных труб по ниппелю замка на глубине 4440 м. После ликвидации аварии, связанной со сломом бурильной ко­лонны, в скважине остались: колонковое долото ИСМ 188/80; колонковый снаряд «Недра»; 146-мм УБТ длиной 47 м.

Так как расхаживание не привело к освобождению остав­шейся части колонны, спустили УЛП-190-1.

Аварийная компоновка, спускаемая в скважину для ликви­дации прихвата, следующая: УЛП-190-1; 146-мм УБТ длиной 66 м; бурильные трубы.

Работу с УЛП проводили в такой последовательности. Тео­ретически определяли величину угла, на который необходимо закрутить бурильные трубы, чтобы получить максимально воз­можное для данной компоновки значение удара. По результа­там расчета угол закручивания равен 4 оборотам ротора к обеспечивает срабатывание УЛП при нагрузке 47 тс сверх соб­ственного веса (85 делений по показанию ГИВ-2, собственный вес используемой для аварийных работ компоновки — 68 де­лений) .

УЛП соединяли и докрепляли с прихваченной частью ко­лонны бурильных труб не с максимально допустимыми крутя­щими моментами, как на скв. 100 Левкинская, а с моментом,, получаемым при закручивании бурильных труб на расчетный угол, т. е. до 4 об отдачи стола ротора. После зарядки и натя­жения до получения удара устройство сработало: первый раз — при 85 делениях по показанию ГИВ-2, а последующие два ра­за — со значительно меньшими по величине силами, так как пружина, созданная на УЛП в процессе его докрепления к при­хваченным трубам, при каждом ударе постепенно перемеща­лась вверх, на что указывало вращение ротора против часовой стрелки. . •

В связи с невозможностью повторной зарядки устройства ввиду полной отдачи пружины бурильного инструмента колон­ну труб вновь закрутили на 4 оборота и зафиксировали стол ротора специальными стопорными устройствами, затем продол­жили работы с УЛП-190-1.

При таком режиме на прихваченную часть бурильной ко­лонны было передано последовательно 10 ударных импульсов, после которых колонна освободилась. Сложную аварию ликви­дировали всего за 46 ч.

Следовательно, в глубоких или искривленных скважинах при докреплении ловильного инструмента с прихваченными трубами в бурильной колонне (вследствие значительной длины и увеличенных сил трения) появляется остаточная упругая де­формация кручения, которую необходимо учитывать при регу­лировании силы срабатывания УЛП.

На практике работы по регулированию УЛП-190-1 в глубо­ких скважинах ведут в определенной последовательности.

1. Теоретически определяют величину угла, на который не­обходимо закрутить бурильные трубы, чтобы получить макси­мально допустимую для них силу срабатывания устройства. Этот угол используют при докреплении соединения применяемой для аварийных работ компоновки с прихваченной в скважине бурильной колонной.

2. После фиксирования стола ротора стопорными устрой­ствами проводят пробный удар и по показателю индикатора веса определяют силу, при которой срабатывает УЛП.

3. Если сила срабатывания значительно меньше ранее вы­бранной, необходимо дополнительно закрутить бурильные тру­бы на 0,5 оборота ротора и, зафиксировав его, произвести по­вторный удар. Силы срабатывания УЛП-190-1 доводят до за­данного значения повторением названных работ.

После ликвидации прихвата с помощью устройства колонну поднимают на величину квадратной штанги, восстанавливают циркуляцию, скважину промывают в течение одного-двух цик­лов, а затем поднимают на поверхность трубы. При раскрепле­нии труб во время подъема пользоваться ротором не рекомен­дуется.

При безрезультатности ликвидации прихвата устройство от­винчивают в безопасном переводнике при натяжении колонны на расчетную величину или с помощью торпеды из детонирую­щего шнура (в случае отсутствия переводника).

После подъема аварийной компоновки из скважины прове­ряют ротор и его запорные механизмы, лебедку, вышку и ее основание, талевую систему, машинные ключи. Замеченные не­исправности устраняют.

Трубы, находящиеся на расстоянии не менее 500 м над УЛП-190-1 при ликвидации аварии, подвергаются дефектоско­пии. Неисправные трубы заменяют.

Дальнейшие работы по скважине ведут в соответствии с дополнительным планом или программой, указанной в геолого­техническом наряде.

Устройство УЛП-190-1 отличается от других механических устройств ударного действия простотой конструкции, возмож­ностью создания мощных ударов, значительно превышающих те, которые можно создать другими устройствами, в направлениях вверх или вниз, наружным расположением рабочих органов, позволяющим оценить их состояние в процессе эксплуатации.

В Армавирском УБР объединения Кубаньгазпром и Запад­но-Грузинском УРБ нашло применение ударное устройство, со­стоящее из корпуса 1, штока 2 и ограничительной втулки 3 с квадратным отверстием, соединяющейся с корпусом резьбой и расположенной в его нижней части (рис. 21). Для предупреж­дения размыва корпуса и штока промывочной жидкостью шток в верхней своей части имеет уплотнительные манжеты, а уст­ройство (для обеспечения циркуляции и пропуска торпеды) — сквозной канал. Шток в своей средней части имеет квадратное сечение (соответствующее сечению отверстия ограничитель­ной втулки) с цилиндрической проточкой посередине.

1

Рис. 21. Схема устройства ударного действия: 1 — корпус; 2 — шток; 3 — ограничительная втулка

V,

Высота сечений позволяет устройству при его разрядке передвигаться вверх или вниз на 150 мм.

Устройство спускают и закрепляют так же, как и УЛП. Силу удара регулируют натяжением или разгрузкой бурильной колонны. Устройство’ после спуска в скважину и соединения с прихва­ченным бурильным инструментом заряжают следующим образом.

Колонну бурильных труб с помощью ротора закручивают до 1 об, затем разгружают инст­румент с одновременной попыткой провернуть его ротором. Как только ограничительная втул­ка корпуса окажется в зоне цилиндрической проточки, разделяющей квадратные сечения штока, колонна бурильных труб будет свободно проворачиваться без набора пружины. Затем следует натяжка бурильной колонны. Отсутст­вие при этом свободного хода устройства указывает на то, что квадратное сечение втулки не совпало с квадратным сечением штока и устройство готово для следующих операций, обеспе­чивающих срабатывание. В зависимости от направления удара натяжение или разгрузку бурильной колонны ведут до величи­ны, необходимой для получения удара определенной силы, после чего бурильную колонну при помощи ротора проворачи­вают. В момент, когда квадратное отверстие ограничительной втулки корпуса совпадает с квадратным сечением штока, кор­пус под действием силы натяжения или разгрузки мгновенно перемещается до упора, в результате чего происходит удар, который передается прихваченной части труб.

Главный недостаток этого устройства — малая опорная по­верхность рабочих элементов, быстро выводящая их из строя. Размещение ударных поверхностей, работающих при ударе вверх, внутри устройства не позволяет после проведения ава­рийных работ визуально определять их состояние, т. е. без раз­работки устройства выявить его дальнейшую работоспособ­ность.

Технологический недостаток — вращение бурильных труб при зарядке устройства в определенном положении (в зоне ци­линдрической проточки штока), что не всегда осуществимо на больших глубинах.

Технические данные устройства:

TOC o "1-5" h z Наружный диаметр, мм…………………………………….. 178

Диаметр промывочного канала, мм……………………. 55

Ход штока при разрядке, мм……………………………… 150

Характерна ликвидация прихвата с помощью этого устрой­ства на скв. 3 Очамчира [8]. Прихват возник при забое 3254 м во время спуска бурильной колонны для шаблонирования ство­ла перед спуском 245-мм технической колонны. На глубине — 2905 м произошла резкая посадка на 50 тс при собственном ве­се инструмента 106 тс. Компоновка низа бурильной колонны следующая.

Компоновка	Диаметр, мм	Длина, м	Компоновка	Диаметр, мм	Длина, м
Трехшарошечное долото	295	-Ч	Трехшарошечный рас­	295	__
Два трехшарошечных	295	■—	ширитель
расширителя			УБТ	178	46
УБТ	178	10	Бурильные трубы	140	3198

Низ колонны заклинило в интервале залегания крепких мергелистых известняков. Прихват возник вследствие резкого увеличения жесткости низа колонны включением расширите­лей.

Установленные две кислотные и одна нефтяная ванны ока­зались безрезультатными. С помощью шнуровой торпеды отвин­тили трубы над верхним расширителем, подняли их, а в сква­жину перед 46 м 178-мм УБТ спустили устройство и, соединив его прихваченным инструментом, приступили к работе. Удары производили вверх при силе срабатывания, превышающей на 32 тс собственный вес инструмента. После пяти ударов инстру­мент поднялся на 150 мм. Последующие пять ударов при этом же силовом режиме не изменили положения прихваченного ин­струмента. Увеличив силу срабатывания до 46 тс сверх собст­венного веса, произвели три удара, — подвинулись на 2 м, еще два удара с силой 50 тс освободили инструмент. На ликвида­цию аварии затратили 2,5 ч.

На поднятом бурильном инструменте шарошки расширителя были заклинены, сварные швы нижних опор пальцев шарошек расширителей в трех местах нарушены, что указывает на зна­чительную величину заклинивания инструмента, приведшую к аварии. Рабочие элементы устройства не имели заметных сле­дов сработки.

Механические ясы конструкции б. АзНИИбурнефти и Пол­тавского отделения УкрНИГРИ [61, 78] одинаковы по принци­пу действия (рис. 22). Сила удара зависит от скорости подъ-

Рис. 22. Схема яса:

а — б. АзНИИБурнефти; б — УкрНИГРИ: 1— переводник; 2 — воронка; 3— кожух; 4—■ труба ведущая; 5 — муфта соединительная; 6 — головка; 7 — труба направляющая; S — муфта нижняя; 9 — манжета уплотнительная; 10 — кольцо предохранительное; 11 — корпус; 12—боек; 13—шпиндель квадратный; 14 — переводник нижний

ема и спуска бурильного инстру­мента и величины свободного хо­да, зависящих, в свою очередь, от буровой установки; длины сво­бодной части колонны буриль­ных труб и сил сопротивления при их движении в стволе сква­жины; параметров самого устрой­ства и состояния ствола скважи­ны. Так как в основном эти ско­рости имеют незначительную ве­личину (порядка 0,3—0,8 м/с), то динамические нагрузки, создава­емые этими устройствами, в ряде случаев не достигают значений, необходимых для ликвидации прихватов.

Ясы-вибраторы, (рис. 23). Яс — вибратор [94] позволяет про­изводить удары по прихваченной части колонны весом непри — хваченных труб и создавать их вибрацию. Яс-вибратор состо­ит из корпуса 6 диаметром 146 мм и длиной 2,5 м, изготов­ленного из обсадной трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 12 мм, 39-мм штока 3, выполненного из от­резка бурильной трубы с толщиной стенки 11 мм, головки штока 2 из 146-мм УБТ, имеющего правую трубную резьбу, с помощью которой она навинчивается в горячем состоянии на верхний конец штока. В нижней части сделаны два кулачка верхнего переводника 1 (предохранительного), выполненного из 146 мм УБТ и имеющего с одной стороны замковую резь­бу под замок бурильной трубы диаметром 114 мм, а с другой стороны — трубную резьбу для соединения с головкой штока зубчатого бойка 5, изготовленного из 146-мм УБТ с правой трубной резьбой для ввинчивания в корпус и с зубчатой нарез­кой на торце (восемь закаленных зубьев, шаг 36 мм, высота 15 мм). Переводник бойка 4 из 146-мм УБТ с правой трубной резьбой для соединения с зубчатым бойком удерживает саль­никовые уплотнения. В верхней части вырезаны пазы для вхо­да кулачков головки штока, сальникового уплотнения 10, со-

Рис. 23. Схема яса-вибратора: 1 — переводник верхний; 2— головка штока; 3 — шток; 4 — переводник бойка; 5 — боек зубчатый; 6 — корпус; 7— шпонка; в — ударник зубчатый; 9 — гайка стопорная; 10 — уплотнение

Рис. 24. Схема ударно-вибрационного яса/(ЯУВ) конструкции б. АзНИИбур — нефти:

1 — переводник; 2 — кольцо; 3 — пружина; 4 — муфта отбойная; 5 — винты; 6 — кор­пус; 7 — головка; 8 — шпиндель; 9 — ударник; 10 — наковальня

стоящего из трех резиновых манжет, зубчатого ударника, 8 с такими же зубьями, как и у зубчатого бойка, крепящегося на штоке с помощью шпонки 7, стопорной гайки 9, изготовленной из 146-мм УБТ и имеющей правую цилиндрическую резьбу для крепления зубчатого ударника на шейке штока. На ниж­ний конец корпуса навинчивают переводник для соединения с оставшимися в скважине трубами или ловильным инструмен­том.

Для создания вибрации дается натяжка колонне труб, на которой спущен яс-вибратор. Шток 3 движется вверх до со­прикосновения зубчатого ударника 8 с зубчатым бойком 5. При натяжке 7—8 тс трубы вращаются ротором (60— 200 об/мин). Вращается шток 3 и ударник 8, заставляющий вибрировать зубчатый боек. Вибрация бойка передается кор­пусу и всей прихваченной колонне, соединенной с ясом. Часто­та колебаний определяется числом зубьев бойка и ударника, а также скоростью вращения штока.

Удар вниз производится при спуске штока 3 на величину его хода (1,9 м) по переводнику бойка 4 частью или всем ве­сом колонны труб.

Этот яс-вибратор грузоподъемностью 50 тс предназначен для работы в 197-мм скважинах с бурильными трубами диа­метром 114 мм до глубины 1500 м и с бурильными трубами диаметром 89 мм до глубины 2000 м.

Для скважины глубиной до 4000 м предназначен 190-мм: яс-вибратор [73] с параметрами:

TOC o "1-5" h z Грузоподъемность, т………………………………………………. 150

Диаметр, мм:

корпуса……………………………………………………… 190

штока…………………………………………………………… 122

Длина при штоке, мм:

вдвинутом…………………………………………………….. 3350

выдвинутом…………………………………………………. 4710

Масса, кг……………………………………………………….. 1…… 477

На рис. 24 приведена схема ударно-вибрационного яса конст­рукции б. АзНИИбурнефти [78], предназначенного для осво­бождения прихваченной колонны труб осевыми ударами, на­правленными сверху вниз, или созданием вибрации в колонне вращением труб под натяжением.

Яс (ЯУВ) состоит из корпуса и шпиндельной части. Кор­пус 6 соединяется с колонной бурильных труб переводником 1 и служит для нанесения ударов ударником 9 по наковальне 10, а также для создания вибрации при вращении инструмен­та под натяжением с помощью кулачков ударника. В перевод­нике 1 смонтированы кольцо 2, пружина 3, муфта отбойная 4 с квадратным сечением направляющей хвостовой части. Про­дольное перемещение отбойной муфты ограничивается двумя винтами 5, расположенными в нижней части переводника 1. Переводник и ударник соединены корпусом 6.

Нижняя часть наковальни 10 служит для соединения с при­хваченными трубами. На шпинделе 8 закреплена головка 7 и наковальня 10. Головка снабжена кулачками. Головку со шпинделем крепят специальным штифом. Зазоры между кор­пусом и шпинделем уплотняют манжетами.

Яс опускают в скважину на бурильных трубах. При дости­жении ясом прихваченной части колонны его шпиндель упи­рается в торец колонны, и при дальнейшем опускании яс вы-

Техническая характеристика ЯУВ Обозначение Наружный диа­метр корпуса, мм Диаметр канала шпинделя, мм Длина свободного яса, мм Присоединитель­ные резьбы Длина, мм Масса, кг верхнего конца … нижнего! конца ЯУВ-235 235 75 2000 3-147 3-147 3890 795 ЯУВ-215 215 75 2000 3-147 3-147 3750 675 ЯУВ-190 190 75 2000 3-147 3-121 3670 515 ЯУВ-170 170 75 3000 3-121 3-121 4560 470 ЯУВ-127 127 40 3000 3-101 3-101 4380 260

бирает свой свободный ход. Последующее вращение колонны с ясом вызывает под действием пружины зацепление кулачков отбойной муфты с кулачками головки, после чего вращение колонны передается шпинделю, что способствует захвату кон­ца прихваченной колонны.

Убедившись в надежном соединении с прихваченной колон­ной труб (по показаниям манометра и индикатора веса), при­ступают к освобождению инструмента нанесением ударов удар­ником по наковальне. Удары создают весом инструмента при расхаживании или созданием вибрационной нагрузки при вра­щении колонны под натяжением.

Характеристика ударно-вибрационных ясов типа ЯУВ при­ведена в табл. 29.

Гидромеханические устройства. К числу гидромеханических устройств ударного действия относятся гидравлические ясы открытого типа ЯГ-146, ЯГ-95 [65], выпускаемые серийно с комплектами испытателей пластов КИИ2М-146 и КИИ2М-95, и ясы закрытого типа ЯГЗ-146, ЯГЗ-127 [12], разработанные в СевкавНИПИнефти.

Принцип работы этих ясов заключается в передаче прихва­ченной части колонны осевых ударных нагрузок, направленных вверх. Для удара используется энергия деформации, накоплен­ная при растяжении свободной части колонны бурильных труб.

Техническая характеристика ясов открытого типа Обозначение……………………………………… ЯГ-146 ЯП-146 ЯГ-95 Наружный диаметр, мм…………………….. 146 146 95 Длина в растянутом положении, мм . 1608 1230 1270 Свободный ход, мм……………………………. 320 220 330 Гидравлически неуравнов шенная пло­ щадь, сма……………………………………….. 96 58 38 Концевые резьбы………………………………… 3-121 3-121 3-76 Масса, кг…………………………………………… 147 128 58

Рис. 25. Схема гидравлического яса открытого типа (ЯГ) г

1 — переводник; 2 — шток грузовой; 3 — корпус; 4 — втулка уплот­нительная; 5 — седло; 6 — шток нижний; 7 — переводник; 8 — ман­жетное уплотнение

На рис. 25 показана схема яса ЯГ-146, состо — 3 ящего из корпуса 3, внутри которого размещен грузовой шток 2, находящийся в постоянном шли­цевом зацеплении с корпусом нижнего штока 6Г проходящего через двухстороннее манжетное к уплотнение 8. Между выступами штоков 2 я 6

5 установлено седло 5 и резиновая уплотнитель­ная втулка 4. Сверху на грузовой шток 2 на­винчен переводник 1, а снизу в корпус 3 — пе-

g реводник 7. При передаче растягивающей на­грузки подвижные детали перемещаются вверх, а резиновая втулка 4 плотно садится на уплот­нительный корпус седла 5, благодаря чему об — 7 разуется замкнутая атмосферная камера между уплотнительными манжетами 8 и конусом. С

6 этого момента детали могут перемещаться вверх при условии приложения растягивающей силы,, большей, чем произведение гидравлически не­уравновешенной площади на гидростатическое давление столба бурового раствора, заполняю­щего скважину. Эта сила для ясов ЯГ-146, ЯГ1-146 и ЯГ-95 составляет соответственно 9,6; 5,8 и 3,8 тс на 100 кгс/см2 гидростатического — давления.

При натяжении колонны бурильных труб, превышающем силу, необходимую для растяжения яса, шток яса начинает перемещаться вверх относительно корпуса. В момент, когда резиновая втулка окажется выше радиальных отверстий в кор­пусе, давление под резиновой втулкой станет равным гидро­статическому, поэтому сопротивление движению исчезнет к подвижные детали под действием энергии упругого растяже­ния колонны бурильных труб резко переместятся вверх, нано­ся удар по утолщенной верхней части корпуса в направлении; снизу вверх. Если при этом прихваченная часть инструмента не освободилась, то яс сжимают повторно с последующим на­тяжением колонны труб.

Таким образом, яс обеспечивает создание серии ударов, ве­личина которых, при прочих равных условиях, зависит от на­тяжения и жесткости колонны бурильных труб и может в 3—4 раза превышать силы растяжения. Например, при скорости подъема 22 см/с сила удара может достигать 20—40 тс.

В некоторых случаях максимальная растягивающая сила,
передаваемая на яс, может быть ограничена прочностью бу­рильных труб, что сокращает область применения яса на глу­бине скважин 3—4 тыс. м.

Основной недостаток гидравлических ясов открытого типа заключается в том, что тормозная камера сообщается с за — трубным пространством и заполнена буровым раствором, по­ступающим из скважины. Вследствие этого эффективность ра­боты таких устройств существенно зависит от величины гидро­статического давления в зонах их установки и от качества бу­рового раствора.

Ясы закрытого типа более эффективны, так как тормозная камера у них заполнена вязким маслом и герметично изоли­рована от внешней среды. Благодаря этому исключается за­клинивание штока шламом, а величина нагрузки, создаваемой в ясе, не зависит от гидростатического давления в скважине. Кроме того, заполнение тормозной камеры маслом различной вязкости дает возможность выбирать необходимую величину удара.

Эти особенности конструкции и принципа действия расши­ряют пределы работы яса по давлению в скважине и способст­вуют увеличению надежности его работы.

ЯГЗ-146 ЯГЗ-127 146 127 1730 1730 220 220 70 50 28 20 200 200 450 450 3-121 3-101 135 119

Техническая характеристика ясов закрытого типа

Обозначение. . ………………………………………….

Наружный диаметр, мм…………………………… .

Длина, мм………………………………………………….

Рабочий ход, мм. ……………………………………..

Допустимая растягивающая нагрузка, тс. .

Допустимая сжимающая нагрузка, тс. . .

Максимальная температура, °С…………………….

Максимальный перепад давления, удерживаемый

уплотнениями, кгс/см?……………………………..

Размер концевых резьб……….

Масса, кг……………………………………………………

На рис. 26 приведена схема яса закрытого типа ЯГЗ-127, корпус которого состоит из переводника, кожуха и переводни­ка 10, соединенных на метрических резьбах. В корпусе разме­щены полые штоки, поршень, гайка и гидравлическое сопротив­ление, состоящие из корпуса, имеющего стержневую систему лабиринтовых зазоров и обратный клапан. В качестве уплот­нительных элементов использованы резиновые кольца кругло­го сечения и специальная резиновая втулка. Между штоками 3, 4 и поршнем 6 образована замкнутая камера, которая через пробки 2 заполняется авиамаслом МС-20.

В процессе спуска яс находится в растянутом положении, как показано на рис. 26. Благодаря шестигранному зацепле­нию между штоками 3 и кожухом 8 через бурильные трубы вращение передается расположенному ниже оборудованию при докреплении яса к прихваченной колонне труб.

Рис. 26. Схема гидравлического яса закрытого типа (ЯГЗ): 1 — переводник; 2 — пробки заправочные; 3, 4, 9 — штоки; 5 — корпус гидросопротив­ления; 6 — поршень; 7 — гайка; 8—кожух; 10 — переводник

Рис. 27. Схема гидравлического яса конструкции ВНИИБТ:

1 — корпус; 2 — шток; 3 — поршень; L0 — длина тормозной камеры; Z. R — длина сво­бодного хода штока

При передаче механической сжимающей нагрузки яс сжи­мается на длину рабочего хода, при этом корпус 5 входит в полость штока 3 и масло перетекает из надпоршневого прост­ранства в подпоршневое без сопротивления благодаря нали­чии) обратного клапана в системе гидравлического сопротивле­ния.

Яс срабатывает под действием натяжения колонны буриль­ных труб, при этом шток 3 перемещается вверх, а масло пере­текает по лабиринтному зазору корпуса 5.

В результате значительного гидравлического сопротивле­ния перетоку тормозной жидкости нижняя часть колонны бу-

рильных труб перемещается медленнее верхней, которая рас­тягивается, накапливая упругую энергию деформации растя­жения. .

Гидравлический яс закрытого типа разработан во ВНИИБТ [7, 35] (рис. 27). Яс состоит из корпуса 1, внутри которого име­ются две ступенчатые камеры, и штока 2 со смонтированным на нем поршнем 3. Корпус сверху и снизу герметизирован уплотнениями, а камеры — заполнены маслом. При заряжен­ном состоянии яса поршень находится в крайнем нижнем по­ложении. Зазор между поршнем и цилиндром нижней камеры минимален и составляет 90—100 мкм.

Корпус яса соединяется с прихваченной частью труб, а шток — со свободной. Для включения яса в работу на шток через колонну бурильных труб передают нагрузку растяже­ния. направленную вверх. Благодаря малому зазору в паре поршень — цилиндр масло в камере сжимается и в ней возни­кает давление, пропорциональное растягивающей нагрузке. Нагрузка через шток, сжатое масло и корпус передается на прихваченный участок бурильных труб. Одновременно жид­кость, сжатая под действием высокого давления, начинает пе­ретекать через малые зазоры в паре поршень — цилиндр в подпоршневую зону, вследствие чего поршень получает возмож­ность медленно двигаться вверх. Колонна труб растягивается на некоторую величину (в пределах упругой деформации) и накапливает энергию деформации.

При входе поршня в расширенную часть камеры давление в системе резко падает, шток и, растянутая часть колонны, по­лучают возможность свободно перемещаться вверх за счет энергии упругой деформации, нанося удар по верхней части корпуса яса, сила которого пропорциональна накопленной энергии и скорости движения. Энергия удара через корпус яса передается прихваченной части.

Порядок работы рассмотренных устройств можно условно разделить на два этапа. Первый: зарядка яса — создание не­обходимой тяговой силы на штоке устройства; второй: разряд­ка — нанесение удара по прихваченной части бурильной ко­лонны.

На первом этапе устройство работает как гидравлическая система, на втором — как механическая. Работа этих устройств на втором этапе ничем не отличается от работы механических устройств ударного действия без сальниковых уплотнений, ра­ботающих при больших давлениях. С этой точки зрения пре­имущества механических ударных устройств неоспоримы.

Во ВНИИКРнефти разработан гидроударник, включаемый в компоновку бурильного инструмента (рис. 28). •

Гидроударник состоит из трубчатого корпуса 1 с отверстия­ми 2, 3 для выпуска отработанной жидкости из рабочей каме­ры 4, образованной плотностью между стенками корпуса и по-

Рис. 28. Схема гидроударника конструкции ВНИИКРнефти:

/ — корпус; 2, 3, 11, 12 — отверстия рабочие; 4 — каме­ра рабочая; 5 — шток; 6, 7, 9, 10 — отверстия нагнетатель­ные; 8 — втулка золотниковая; 13 — стержни; 14 — пор­шень-ударник; 15 — канал циркуляционный; 16 — пробка; 17, 18 — переводники; 19, 20 — венцы зубчатые; 21 — пру­жина; 22 — кольцо зубчатое

лым штоком 5 с нагнетательными отверстиями 6 и 7. На што­ке концентрично расположена золотниковая втулка 8 с нагне­тательными отверстиями 9, 10 и рабочими отверстиями 11, 12 для сброса отработанной жидкости.

Проходные сечения отверстий 11, 12 в крайних положениях втулки сжимаются стержнями 13 с переменным по длине сече­нием. На золотниковой втулке свободно установлен поршень — ударник. В рабочем состоянии устройства циркуляционный ка­нал 15 перекрыт пробкой 16. К корпусу устройства на резьбе присоединены переводник 17 и удлиненный переводник 18, в котором размещен механизм включения устройства и поворо­та штока, содержащий зубчатые венцы 19 и 20, пружину 21 и зубчатое кольцо 22, установленное на штоке. В нерабочем со­стоянии гидроударник монтируют в наиболее прихватоопасном месте, т. е. в нижней части бурильной колонны, над УБТ.

Устройство работает следующим образом. В случае возник­новения прихвата в бурильную колонну с поверхности сбрасы­
вают пробку 16, которая, увлекаемая потоком рабочей жид­кости, попадает на седло штока 5, закрывая проход жидкости. Под действием давления шток 5 опускается, сжимая пружину 21 до тех пор, пока зубья кольца 22 не попадут в зубчатый венец 20. Тогда отверстие 7 штока совпадает с отверстием 10 золотника, и рабочая жидкость устремляется в рабочую каме­ру устройства под поршень-ударник 14, который под действи­ем давления поднимается. Временная пробка из отверстия 2 выдавливается давлением. Поршень, разгоняясь, достигает фланца золотниковой втулки 8 и продолжает двигаться вместе с ней. Золотниковая втулка при своем перемещении закрыва­ет отверстия 2, 7 и открывает — 6. Далее, продолжая движе­ние, она сжимает впереди себя жидкость, замкнутую в каме­ре, образованной выше отверстия 2, передавая энергию дви­жения прихваченной колонне. Жидкость из этой камеры вы­тесняется через дросселирующее отверстие 11. Далее, обрат­ным потоком жидкости поршень разгоняется в противополож­ную сторону, производя удар вниз.

Соотношение сил ударов вверх и вниз регулируют измене­нием проходных сечений нагнетательных отверстий сверху и снизу поршня. Сечение нагнетательных отверстий изменяют по­воротом штока 5.

Отверстия б и 7 на штоке имеют переменные по длине ок­ружности сечения. При совмещении отверстий штока и золот­ника обеспечивается мощный удар вверх и слабый вниз. Пово­ротом штока можно получить необходимое соотношение сил ударов, вплоть до мощного удара вниз и слабого вверх.

Шток поворачивается следующим образом. При прекраще­нии нагнетания давление прокачиваемой жидкости уменьшает­ся. Пружина 21 поджимает шток 5. Нижние зубья зубчатой втулки 22 выходят из зацепления с зубьями зубчатого венца 20, а верхние зубья попадают на боковые поверхности зубьев венца 19 и под действием силы пружины, скользя по их по­верхности, поворачивают шток. Затем нагнетание жидкости в скважину возобновляют. Под давлением жидкости шток пере­мещается вниз. Нижние зубья втулки входят в зацепление с зубчатым кольцом 20 и шток снова поворачивается.

Таким образом, многократным уменьшением и восстанов­лением давления при повороте штока получают нужное соот­ношение сечений нагнетательных отверстий, что обеспечивает необходимое соотношение сил удара.

После ликвидации прихвата производят обратную промыв­ку скважины. Пробка 16, подхваченная потоком жидкости, воз­вращается на поверхность. Шток 5 под действием пружины возвращается в верхнее положение, закрывая рабочую камеру устройства, после чего можно продолжать бурение.

Одно из основных преимуществ этого гидроударника за­ключается в возможности включения его в компоновку буриль-

Рис. 29. Схема глубинного эксцентрикового вибратора ВМЭ-2:

^ — корпус; 2 — вал; 3 — дебаланс; 4 — полумуфта шлицевая

ного инструмента, а также в воз­можности регулирования частоты вынужденных колебаний и силы удара в одном из выбранных на­правлений.

Устройства для создания слож­ных колебаний колонн. Конструк­торским бюро объединения Сара — товнефтегаз совместно с Саратов­ским политехническим институтом разработан и испытан глубинный эксцентриковый вибратор ВИЭ-2 с приводом от турбобура, создаю­щий колебания в радиальном на­правлении [17] (рис. 29).

Технические данные ВИЭ-2

TOC o "1-5" h z Момент дебалансов, кгс-м ‘. 7,07

Частота вращения вала турбобура,

об/мин………………………………….. 1 ООО

Возмущающая сила, тс……………………. 4,8

Наружный диаметр корпуса, мм. . . 170

Длина, мм…………………………………………… 9000

Масса, кг………………………………………………. 960

Вибратор ВМЭ-2, состоит из корпуса, через который пере­даются вибрации на прихваченный инструмент, вала с наса­женными на него на шпонках дебалансами, создающими виб­рации, и шлицевой полумуфты, через которую вал турбобура соединяется с валом вибратора.

В объединении Саратовнефтегаз с помощью этого устройст­ва ликвидировали прихваты на скв. 1 Озерская, скв. 8 Карпен — ская и скв. 84 Лебяжинская объединения Куйбышевнефть.

Результаты исследований, проведенных авторами по уста­новлению эффективности работы в зависимости от удаления вибратора от места прихвата, показали, что при некоторой дли­не прихваченной части колонны труб влияние вибратора может практически прекратиться. Это объясняется тем, что при попе­речных колебаниях амплитуды неодинаковы вдоль длины ос­вобождаемой колонны и эффективность вибраций на разных участках колонны также различна, но с увеличением расстоя­ния от вибратора до места прихвата — амплитуды значитель­но уменьшаются.

Это обстоятельство подтвердилось опытом применения дан­ного вибратора, оказывающегося более эффективным при лик­видации прихватов обсадных труб.

На скв. 1 Озерская, где после отвинчивания свободной ча­сти бурильной колонны остался турбобур с бурильной голов­кой и всего 6 м бурильных труб, вибратор работал в течение 15 ч 30 мин, что указывает на невысокую эффективность ава­рийных работ по ликвидации прихватов бурильного инструмен­та с его использованием.

Так как продольные колебания действуют равномерно по всей длине колонны, а интенсивность затухания продольных колебаний в колонне труб в результате действия различных диссипативных сил значительно меньше интенсивности затуха­ния поперечных колебаний, то устройства, создающие продоль­ные колебания, более рациональны.

Примером может служить возбудитель упругих колебаний (ВУК), разработанный Институтом механики МГУ [20].

ВУК — телескопическое устройство, состоящее из двух ос­новных узлов: штока и корпуса. Конструкция предусматривает расцепление телескопических узлов при приложении определен­ной растягивающей нагрузки, которую регулируют перед спус­ком в скважину.

С помощью ВУК можно наносить удары по прихваченной колонне труб снизу вверх и воздействовать на область прихва­та импульсно-динамическими силами сверху вниз, вовлекая бу­рильную колонну в интенсивный колебательный процесс.

Техническая характеристика устройств

Обозначения ВУК-170 ВУК-210

Наружный диаметр, мм……………………………………. . 170 210

3 3,3 0,8 1 3-167 3-171 0—100 55 75 0,1 1500 150 250 1

Длина в исходном состоянии, м…………………..

Телескопический ход штока, м…………………….

Присоединительные резьбы…………………………

Диапазон регулировки сил расцепления телеско

пического узла, тс………………………………….

Минимальный внутренний диаметр проходного от

верстия, мм. …………………………………………….

Время импульсного воздействия, с…………………..

Энергия силового импульса, направленного свер

ху вниз, кгс-м……………………………………………..

Сила жесткого удара ясом снизу вверх, тс. . Частота импульсных воздействий за 1 мин . .

В зависимости от вида и характера прихвата ВУК может работать в режимах механического яса —■ возбудителя упругих колебаний.

Для ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием бу­рильной компоновки в деформированных участках ствола сква­жины или посторонними предметами при ее спуске, необходи­мо использовать ВУК в режиме ударного яса. В этом случае устройство устанавливают непосредственно над прихваченной
частью бурильной компоновки под УБТ весом 10—15 тс. Перед спуском ВУК регулируют по силе расцепления телескопическо­го узла при помощи специального регулировочного винта. Си­лу расцепления определяют по номограмме, приведенной в ру­ководстве по применению устройства.

При прихватах вследствие перепада давления или осыпей и обвалов, а также при заклинивании бурильной колонны при подъеме из скважины ВУК используют в режиме возбудителя упругих колебаний, для чего его включают в аварийную ком­поновку так, чтобы длина участка между ним и местом при­хвата была не менее 500 м и не более величины /, определяе­мой по формуле

I = Qfq, (95)

где Q — осевая сила расцепления ВУК, кгс; q — вес 1 м бу­рильных труб, кгс/м.

С помощью этого устройства ликвидировали прихваты на нескольких скважинах объединений Оренбургнефть и Узбек — нефть.

Одно из основных преимуществ этого устройства — широ­кий диапазон применения, т. е. наряду с ликвидацией заклини­ваний бурильного инструмента, оно используется и при при­хватах, вызванных действием перепада давления или вследст­вие осыпей и обвалов, а также для создания колебаний всей бурильной колонны. Однако ВУК имеет недостатки:

1) невозможность создания жесткого удара, т. е. работы устройства в режиме ударного яса по направлению к забою;

2) при сломе штока часть устройства остается в скважине, усложняя аварийную ситуацию;

3) сложность изготовления узла сцепления и регулировки;

4) невозможность регулирования режима работы непосред­ственно в скважине в момент ликвидации прихвата;

5) сложность обслуживания.

В настоящее время в глубоком бурении на нефть и газ на­ходят применение в основном устройства УЛП-190-1 (кон­струкции ВНИИКРнефти), ГУМ (конструкции ВНИИБТ), ВУК (конструкции института механики МГУ).

Один комментарий на “СПЕЦИАЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ”