RU1782269C

RU1782269C - Hydraulic momentum method of correction of seizing in borehole

Info

Publication number: RU1782269C
Application number: SU904798838A
Authority: RU
Inventors: Эдуард Артурович Диффинэ; Анатолий Григорьевич Чернобыльский
Original assignee: Анатолий Григорьевич Чернобыльский
Priority date: 1990-02-05
Filing date: 1990-02-05
Publication date: 1992-12-15

Abstract

Использование1 бурение и эксплуатаци скважин. Сущность изобретени : способ включает закачку во внутреннюю полость колонны труб агента меньшей плотности по сравнению с примен емым буровым раствором , закачку дополнительной порции бурового раствора, герметизацию полости труб, последующее сн тие давлени в полости труб и сообщение ее с затрубным пространством посредством перепускного клапана. 1 ил.Usage1 drilling and exploitation of wells. SUMMARY OF THE INVENTION: the method includes injecting an agent of lower density into the inner cavity of the pipe string as compared to the drilling fluid used, injecting an additional portion of the drilling fluid, sealing the pipe cavity, then relieving the pressure in the pipe cavity and communicating it with the annulus through the bypass valve. 1 ill.

Description

Изобретение относитс к технике бурени и эксплуатации скважин и может быть использовано дл ликвидации прихватов.The invention relates to techniques for drilling and operating wells and can be used to eliminate sticking.

Известен гидроимпульсный способ ликвидации прихватов, основанный на возбуждении волны разгрузки за счет резкого сн ти предварительно созданных напр жений в материале колонны труб и напр жений сжати жидкости, заполн ющей полость труб.A hydroimpulse method for eliminating sticking is known, based on the excitation of a discharge wave due to the abrupt removal of previously created stresses in the material of the pipe string and the compressive stresses of the liquid filling the pipe cavity.

Наиболее близкое техническое решение заключаетс в закачке во внутреннюю полость колонны труб агента, плотность которого меньше плотности агента в затруб- ном пространстве, создание избыточного давлени внутри труб и резкое сн тие давлени внутри труб путем сообщени внутренней полости труб с атмосферой.The closest technical solution consists in pumping an agent into the inner cavity of the pipe string, the density of which is lower than the density of the agent in the annulus, creating excessive pressure inside the pipes and drastically relieving pressure inside the pipes by communicating the internal cavity of the pipes with the atmosphere.

Однако этот способ имеет следующие недостатки. Уровень жидкости в затрубном пространстве при этом снижаетс , что Может привести к по влению дополнительных осложнений и усугублению аварии. Поэтому требуетс обеспечивать долив в затрубноеHowever, this method has the following disadvantages. The liquid level in the annulus decreases, which can lead to the appearance of additional complications and aggravation of the accident. Therefore, it is required to provide topping

пространство бурового раствора. Кроме того площадка буровой заливаетс агентом выбрасываемым из внутренней полости колонны .drilling mud space. In addition, the drilling site is flooded with an agent ejected from the interior of the column.

Целью изобретени вл етс ускорение ликвидации аварии, исключение дополнительных осложнений и повышение безопасности проведени аварийных работ.The aim of the invention is to accelerate the elimination of accidents, eliminate additional complications and increase the safety of emergency operations.

Указанна цель достигаетс тем, что после .закачки во внутреннюю полость колонны труб агента, плотность которого меньше плотности бурового раствора наход щегос в скважине, во внутреннюю полость труб закачивают дополнительно 0,75 - 1,0 м3 бурового раствора, наголовник дл проведени гидроимпульса устанавливаетс в верхней части бурильной колонны таким образом , что его сливные окна обеспечивают выход бурового раствора, наход щегос в верхней части колонны труб в затрубное пространство.This goal is achieved by the fact that after pumping into the inner cavity of the pipe string an agent whose density is less than the density of the drilling fluid located in the well, an additional 0.75 - 1.0 m3 of drilling fluid is pumped into the inner cavity of the pipe, the headgear for conducting the hydraulic pulse is installed in the upper part of the drill string so that its drainage windows allow the drilling fluid located in the upper part of the pipe string to enter the annulus.

На чертеже показана схема обв зки скважины дл проведени гидроимпульса.The drawing shows a diagram of a well tie for conducting a hydraulic pulse.

уat

ЁYo

00 00

к го оto go about

чОcho

СА)CA)

Буровой раствор обозначен 1, агент малой плотности 2, наголовник 3, клапан наголовника 4, сливные окна наголовника 5, ведуща труба 6, отводной желоб 7.The drilling fluid is designated 1, low-density agent 2, headgear 3, headgear valve 4, drain windows of headgear 5, lead pipe 6, outlet chute 7.

Технологи проведени работ.Work technologists.

В верхней части труб, наход щихс вIn the upper part of the pipes located in

скважине, устанавливают наголовник 3 безwell, set head 3 without

барабана (по за вке 4757183/03-123096 отdrum (according to the application 4757183 / 03-123096 from

3.10,89) таким образом, чтобы сливные окна3.10.89) so that the drain windows

5наголовника были на 2 - 3 м ниже отвод- ного желоба 7.5 of the head rest were 2–3 m below the outflow channel 7.

Соедин ют ведущую трубу (квадрат) с наголовником.Connect the lead pipe (square) to the headband.

Восстанавливают циркул цию промывочной жидкости и промывают скважину. The circulation of the flushing fluid is restored and the well is flushed.

Буровым насосом или цементировочным агр егатом закачивают внутрь колонны труб агент малой плотности (воду) в объеме необходимом дл получени расчетного перепада давлени . Перепад давлени обес- лечить в пределах 10-15 МПа, но не менееA low density agent (water) is pumped into the pipe string with a mud pump or cementing aggregate to the extent necessary to obtain a calculated pressure drop. Provide pressure drop within 10-15 MPa, but not less

6МПа. Столб агента малой плотности должен быть не более 2/3 длины колонны труб.6MPa. The low-density agent column should be no more than 2/3 of the length of the pipe string.

Буровым насосом или цементировочным агрегатом закачивают в колонну труб 0,75 - 1,0 м3 бурового раствора.0.75 - 1.0 m3 of drilling mud is pumped into the pipe string with a mud pump or cementing unit.

Путем сн ти давлени над клапаном наголовника 4 (например открытием ДЗУ) производ т гидроимпульс, при этом клапан поднимаетс и открывает сливные окна на- головника в затрубное пространство.By depressurizing the head 4 valve (for example by opening the DZU), a hydraulic pulse is generated, the valve rises and opens the head drain windows into the annulus.

После выхода бурового раствора наход щегос в колонне труб поднимают давление над клапаном наголовника, вновьAfter the drilling fluid is released, the pressure in the pipe string is increased above the head valve, again

наголовника,head cap

закачивают 0,75 -1м3 бурового раствора и провод т повторный гидроммпульс.0.75 -1m3 of drilling fluid is pumped in and a repeated hydraulic pulse is carried out.

0 0

55

0 0

5 5

0 0

55

После проведени 5-7 гидроимпульсов начинают расхаживать колонну труб с целью ее освобождени .After 5-7 hydraulic pulses have been started, the pipe string begins to pace with a view to releasing it.

Если перва сери гидроимпульсов не дает результатов, то провод т повторную серию. Если после 5-10 серий гидроимпульсов колонна труб не освободилась следует на 0,5 - 1 ч установить нефт ную ванну, после чего вновь вернутьс к проведению гидроимпульсов.If the first series of hydraulic pulses does not give results, then a repeated series is carried out. If, after 5-10 series of hydraulic pulses, the pipe string is not released, an oil bath should be installed for 0.5 - 1 hour, after which it will be returned to hydraulic pulses.

Дл ускорени освобождени колонны труб при этом следует увеличить количество жидкости отбираемое из труб при обратном перетоке до 2 - 3 м3, увеличив до этих же пределов количество бурового раствора закачиваемого в колонну труб по пункту д.In order to accelerate the release of the pipe string, it is necessary to increase the amount of fluid withdrawn from the pipes during the reverse flow to 2–3 m3, increasing to the same limits the amount of drilling fluid pumped into the pipe string according to item e.

Claims

The claims

A water-pulse method for eliminating sticking in a well, including injecting an agent into the cavity of the pipe string whose density is less than the density of the agent in the annulus, sealing the pipe cavity, then relieving the pressure in the pipe cavity and adding drilling fluid with a density equal to the density of the mud into the annulus located in the annulus, characterized in that, in order to accelerate the liquidation of the accident and increase safety, after injection into the internal cavity of the pipes of the agent less otnostitsja portion above it is pumped mud and communicate with the cavity tubes zatrub- nym space through the overflow valve helmet mounted at the top of the pipe string.

DY14