Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги / Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

12.11.2023

Размер:

8.54 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 / 1913 14 15 16 17 18 19 > Следующая >>>

Понизители вязкости

со

2I *s

S CO03

Д xo

иa*

УЩР 0,3

ок зи л

- о д

Нет —0,9

Метас 0,4

УЩР 0

Нет

-0 ,5

Нефть 0,1

Нет

— 0,2

женной ранее. В процессе бурения скважины фиксируют все включенные в диагностическую таблицу факторы. Применяя принцип последовательности диагностирования, можно сумми ровать диагностические коэффициенты в порядке убывания их информативности. По достижении порога делают вывод о воз можности прихвата того или иного вида. После этого присту пают к выработке мер по выводу скважины из прихватоопас ного состояния.

Прогнозирование прихватоопасных ситуаций на стадии про ектирования. На стадии проектирования прихватоопасные си туации прогнозируют по геолого-техническому наряду на буре ние скважины. Для этого выделяют интервалы глубин с оди наковыми геолого-техническими условиями бурения. Причем выбор этих интервалов обусловливается не только сведениями из ГТН, но и градацией таких факторов, как местонахождение долота, перепад давления, пластовое давление в самой диаг ностической таблице. После выделения интервалов с одинако выми условиями бурения для каждого из них проводится по следовательный диагностический анализ с целью выявления зон, в которых вероятность прихвата высока, и, кроме того, можно выяснить тип прихвата, наиболее вероятного на данном интервале бурения.

Тип возможного прихвата диагностируют аналогично уже происшедшему.

Вкачестве компонент вектора состояния принимают значе ния факторов, указанные для выделенного интервала в геоло го-техническом наряде.

Врезультате анализа геологических условий, компонентного состава бурового раствора, а также с учетом градации факто ров в диагностической таблице (табл. 24), получены интервалы прогнозирования. Вектор состояния, характеризующий каждый

интервал, имеет те же обозначения компонентов, что и ранее.

П р и м ер . Определить возможный тип прихвата.						интервалов			бурения
У с л о в и я .	Компоненты вектора			состояния	для
(в м ):
0—500	Х2— глина+песчаник;			Х3=50; Х4=10;		Х5=1,20;		Х6 = 354-40;
Х] = 04-500;
Х7=3+9-, Х3=94-27; Х9=2;			Xi2 = 0; Х13 = 28; Х14 = 30; Х ^У Щ Р ;					Х,в=УЩРг
Х18=нефть+графит+СМАД;
500—700		Х2 = глина + песчаник; Х3 = 70; Х4=14;					Х5=1,20;			Х8=
Xi = 5004-700;
=354-40; Х7=34-9;		Х8=94-27; Х9^ 2 ;		Хю—нет;	Хц = нет; Xj2=0;				Xi3=40;
Х]4=30; Х]5=УЩ Р; Х16 = нефтЫ-графит+СМАД;
700—900				Х4=22;	Х5= 1,80;		Х8 = 304-35;			Х7 =
X, =7004-900; Х2 = глина; Х3=140;
= 34-9, XS= 94-27;		Х9< 2 ;	Х«='нет;	Х ^ н е т ;	XI2 = 0;	Х13 = 46;			Х14 = 22;
Х15 = УЩР; Х16=метас; Х)8=нефть + графит+СМАД;
900—1300		Х2 = глина; Х3=213;		Х4=21;	Xs= 1,80;		Х6 = 304-35;			Х7 =
X] =9004-1300;
= 34-9; Х8=94-27;		X9S^ 2;	Хю^нет;	Хц —нет:	Xj2=0;		Xi3=60;		Xi4=22;

Xi5 = yiHP; Х« = метас: Х18 = нефть+графит-!-СМАД; 1300—1400

122

Xi= 13004-1400;

А2=глина;

A3=230;

A4=22;

* 5= 1,80;

A6=304-35;

A7= 34-9;

A8=94-27;

A9s=S2; А10=нет;

Ап = нет;

A12=0;

A)3= 67;

A14=22;

А(15=УЩР; А’1в=метас; А18=нефть+графит+СМАД;

1400—1700

A2= глина;

A3=270;

A4= 27;

As=l,80;

A6=304-35; A7=

^1=14004-1700;

= 34-9;

Ae= 94-27; A9=g;2;

Аю= нет;

Ац = нет;

A42= 0 ;

Ai3 = 85;

Au = 22;

^15=УЩР; А1в = метас; А18= нефть+графит + СМАД;

1700—1800

А2=глина;

A3=297;

A4= 27;

A5= l,80;

A6=304-35;

A, = 17004-1800;

.A7=34-9; A8=94-27;

A9S£ 2;

А10=нет;

А„ =

нет;

A12=0;

AI3 = 85;

A14=22;

1и=УЩ Р; А1в=метас; А18 = нефть+графит + СМАД;

1800—1900

А2=глина;

A3 = 312;

А4 = 30;

А5=1,80;

А6=304-35;

A, = 18004-1900;

А7=34-9; Ав=94-27;

А9^ 2 ;

Аю=нет;

Ам =

нет;

Ai2=0;

A’i3=85;

Аи = 22;

А15=УЩР; А1в=метас; А18=нефть+графит+СМАД;

1900—2100

А2=глина;

А3=346; А4=32;

А5=1,80;

А6 = 304-35;

А,=19004-2100;

-А7=34-9; А8=94-27;

A9S£ 2;

А10=нет;

А„ = нет;

А|2=0;

А,3 = 92;

А14=22;

А15=УЩР; А1б=метас; А)8=нефтЫ-графит+СМАД;

2100—2350

А2=глина; А3=380; А4=43; As= 1,80; А6=304-35; А7=

А, = 21004-2360;

=34-9;

А8 = 94-27; А9^ 2 ;

Аю=нет;

Ац = нет; Ai2 = 0; Ai3=100;

AI4= 22;

.А[5= УЩР; А1б=метас; А18=нефть+графит+СМАД;

2350—2550

А2=известняк; А3=ЗЮ;

А4=21;

А5=1,30;

А6 = 304-35;

Ai = 23504-2550;

-А7=34-9; А8=94-27;

А9^ 2 ;

Аю=нбт;

Ац = нет;

Ai2 = 0;

Aj3=110;

Ai4=10;

А[5= УЩР; А1в=метас; А13=нефтЫ-графит+СМАД;

2550—3000

А2=известняк;

А3=320;

А4=40;

А5= 1,20;

А6=304-35;

А, = 25504-3000;

-А7 = 34-9;

А8 = 94-27;

А9^ 2 ;

Аю=нет;

Ац = нет;

Ai2= 0 ;

Ai3=125;

AI4=10;

А15=УЩР;

А16 = метас; А18 = нефтЫ-графит+СМАД.

Р е ш е н и е . По значениям векторов

состояний

объекта проводят диаг

ностирование вероятности возникновения одного из типов прихватов в каж дом из выделенных интервалов. В диагностической табл. 24 факторы распо ложены по степени убывания их информативности, в этой же последователь ности суммируют соответствующие значения компонент вектора состояния диагностических коэффициентов.

Результаты вычислений для каждого из интервалов (в м) следующие (факторы Аю и Ап в диагностировании не участвуют ввиду отсутствия данлых):

0—500
I,	II	(+ 1.2 + 2,1-- 5 , 9 — 2,0 +	1,6 +	0,7 — 0 , 6 +	1,0 + 0,6 + 0,1 —
		— 0,7 - 1 , 0 - - 0 , 6 — 0,5 — 0,5) =		— 4,5;
I,	III	(6,4 + 8,0) = + 14,4;
II.	III	( + 0 . 2 — 3,3 + 1 , 4 — 2,3 +	2 ,2 — 1,2 + 0 , 4 + 0 , 5 - - 1 , 4 - - 1 .7 +
		+ 0,4 _ 0 , 6 + 0,3 + о + о, 1) = — 5,0;
■500—700
I.	II	( + 1 . 2 + 2,1-- 5 , 9 — 2,4 +	1,6 +	0,7 — 0,6 +	1,0 + 0,6 + 0,1 —
		- 0 , 7 - 1 , 0 - - 0 , 6 —■0,5 — 0,5) =		- 4 , 9 ;
I,	III	( + 6 , 4 + 8,0) = 4-14 ,4;	2,2 — 1,2 + 0,4 +		0 ,5 - - 1 . 4 - - 1 . 7 +
II.	III	(+ 0 ,2 - 0 , 7 + 1 , 4 - 2,3 +	2,2 — 1,2 + 0,4 +		0 ,5 - - 1 . 4 - - 1 . 7 +

+ 0,4 — 0,6 + 0,3 + 0-1-0,13) = — 2,5;

123

700—900
I,	II	(— 3,0 + 2 ,1 — 5,8 — 2,4 +						0,5 +	0,7 — 0,6 +	1 ,0 — 1,3 + 0,5 —
		— 0,8 — 0,1 — 0,6) = — 10,0;
I,	III	(— 8,4 + 8,0 — 3 ,1 + 0 ,6 + 2 ,1 + 3 ,1 — 0 ,1 — 1,2 —0,8 + 0,4 —
		— 4,3 — 1 ,2 + 0,1				— 0 ,3 — 0,4) = — 5,1;
II,	III	(— 4,3 — 0,7 +			3,3	+	0,5 +	2,2 — 1,1 + 0 ,4 + 0,5 — 1,4 — 1,7 +
		+ 0 ,4 +		0 ,2 + 0 ,3 + 0 ,4 + 0,1) =					— 0,9;
900—1300
I,	II	(— 3,0 +		2,1 — 5,8 +			1,8 +	0,5 +	0,7 + 0,6 +	1,6 — 1,3 + 0,5 —
		— 0,8 — 0,1 — 0,6 — 0,5 — 0,5)== — 5,0;
I,	III	(— 8,4 +		8,0 +	6,0	+	0,6 +	2 ,1 + 2 ,9 ) = + 1 1 ,2 ;
II,	III	(— 4,3	+	4,2 +	3,3 +		0 ,5 +	1,6 — 1,1 + 0 ,4 +		0,5 — 1,4 — 1,7 +
		+ 0,4	+	0,2 +	0,3 +		0,4 =	0,1) =	+ 3,4;
1300-1400										1,6 — 1,3 + 0 ,5 —
I,	л	(— 3,0 +		2,1 — 5,8 +			3 ,0 + 0 ,5 +		0,7 + 0,6 +	1,6 — 1,3 + 0 ,5 —
		— 0,8 — 0,1 — 0,6 — 0,5 — 0,5) = — 3,7;
I,	III (— 8,4 +			8,0 +	4,0	+	0,6 +	2 ,l+ 4 ,0 ) = + 10,3;
II,	III ( - 4 ,3		+	1,0 +	2 ,1 + 0 ,5 +			1,6 — 1 ,1 + 0 ,4 +		0,5 — 1,4 — 1,7 +
		+ 0,4	+	0,2 +	0 ,3 4 -0 ,4 +			0,1) =	— 1,0;
1400—1700
I,	II	(— 3,0	+	2,1 — 5,8		+	3,0 +	0,5 +	0,7 + 1,2 +	1,2 — 1,3 + 0,5 —
		— 0,8 — 0,1 — 0,6 — 0,5 — 0,5) = — 3,6;
I,	III	( - 8 ,4	+	8,0 +	4,0 +		0,6 +	2,1 +	1,2 + 2 ,l) =	+ 9 ,62;
II,	III	(— 4 ,3 + 1 ,0 +			2 ,1 + 0 ,5 +			0,5 — 1,1 + 0 ,4 +		0,5 — 1,4 — 1,7 +
		+ 0 , 4 + 0 , 2 +			0 ,3 +		0 ,4 + 0,1) =		— 2,2;
1700—1800
I,	II	(— 3,0	+ 2 ,1 — 5,8			+	0,9 +	0,5 +	0 ,7 + 1 ,2 +	1,2 — 1,3 + 0,5 —
		— 0,8 — 0 ,1 — 0,6				— 0,5 — 0,5) = — 5,7;
I,	III	(— 8 ,4 + 3,3 +			2,4 +		0,6 +	2,1 +	1 ,2 + 2,1 — 1,2 — 0,8 — 0,4 —
		— 4,3 — 1,2 + 0,1 — 0,3 — 0,4) =							— 4,1;
II,	III	(— 4,3	+	1 ,6 + 2 ,1 + 0 ,5 +				0,5 — 1,1 + 0,4 +		0,5 — 1,4 — 1,7 +
		+ 0,4	+	0,2 +	0,3	+	0,4 +	0,1) =	— 1,6;
1800—1900
I,	II	(— 3,0	+	2,1 — 5,8		+	0,9 +	0,5 +	0,7 + 1 , 2 +	1,2 — 1,3 — 0,5 —
		— 0,8	— 0,1 — 0,6			— 0,5 — 0,5) = — 5,7;
I,	III	(— 8,4 +		3,3 +	2,4	+	0 ,6 + 2,1 +		1 ,2 + 2,1 — 1,2 — 0,8 — 0,4 —
		— 4,3	— 1,2 + 0,1 — 0,3 — 0 ,4 )= — 4,1;
II,	III	(— 4,3 +		1,6 — 0 ,6 + 1 ,9 +				0 ,5 — 1,1 — 0,4 +		0 ,5 — 1,4— 1,7 +
		+ 0 ,4 +		0 ,2 -f-0 ,3 +			0 ,4 +	0,1) =	— 2,8;

124

1900—2100

I, II (— 3,0 + 2,1 — 5,8 + 0 ,1 + 0 ,5 + 0,7 + 2 ,5 + 1 ,2 — 1,3 + 0,5 —

— 0,8 — 0,1 — 0,6 — 0,5 — 0,5) = — 5,1;

i, H I ( _ 8 ,4 + з ,з + о ,1 + 0 ,6 + 2 , l + 0 ,7 + 2 , i — 1 ,2 — o,8 + 0 ,4 —

— 4,3 — 1 ,2 + 0,1 — 0,3 — 0,4) = — 6,9;

И,

( _ 4 , 3 + 0,1 — 0,6 +

1,9 — 0 , 2 — 1,1

+ 0 , 4 + 0 ,5 — 1,4 — 1,7 +

+ 0,4 + 0 , 2 +

0 , 3 + 0 , 4 + 0,1) =

— 5,0;

2100—2350

(— 3,0 +

2,1 — 5,8 +

0 ,1 + 0 ,5 +

0,7 + 2,5 — 0,1 — 1,3 +

1,0 —

— 0,8 — 0,1 — 0,6 — 0,5 — 0 ,5 )= — 5,9;

III

(— 8,4 +

0 ,6 + 0 ,1 + 0 ,6 + 2 ,1 + 0 ,7 + 6,4 — 1,2 — 0,8 +

0,4 —

— 4,3 — 1,2 + 0 ,1 — 0,3 — 0,4) = — 5,4;

II,

III

(— 4,3 +

0 ,1 — 0 ,6 + 1 ,9 — 0 ,2 — 1 ,1 + 0 ,4 +

0,5 — 1,4 — 1,7 +

+ 0,4 + 0 , 2 +

0 ,3 + 0 ,4 + 0,1) =

— 5,0;

2350—2550

(+ 2,7 +

2,1 + 0 ,6 +

0,9 +

0,5 +

0,7 + 2,5) =

+ 10,0;

III

(+ 4 ,5 +

0,6 +

2,4 +

0,6 +

2,1) =

+ 1 0 ,2 ;

II,

III

(+ 2 ,3 +

0,6 — 2,0 +

0,5 — 2,1 +

1,5 + 0,4 +

0,5 +

2 ,4 — 1,7 +

+ 0 , 4 + 0 , 2 + 0 , 3 +

0 , 4 + 0,1) =

3,8;

2550—3000

2 ,1 + 0 ,6 +

0,9 +

0,5 +

0,7 + 0,5 — 0,4 +

0 ,6 + 0 ,5

—

(+ 2 ,7 +

— 0,8 — 0 ,1 — 0,6 — 0,5 — 0,5) =

+ 6,2;

III

(+ 4 ,5 — 3,9 +

2,4 +

0,6 + 2,1 - 1 . 8

+ 2,1 — 1,2 — 0 ,8 — 0,4 +

+ 1,1 + 0 , 6 +

0,1 — 0 ,3 — 0,4) =

5,6;

II,

III

(+ 2 ,3 +

0,6 — 2 ,0 +

1,9 — 1,1 — 1,2 + 0,4 +

0,5 +

2 ,4 — 1,7 +

+ 0 ,4 + 0 ,2 + 0 ,3 + 0 ,4 +

0,1) =

3,5.

Поинтервальные

суммы диагностических

коэффициентов

сведены

табл. 25.

По полученным суммам диагностических коэффициентов можно сделать

вывод о том,	что в	интервале			1900—2100		м возможен		прихват III типа,
а в интервале 2350—2550			м	н	2550—3000		м — I	типа. Такое		заключение
	Т а б л и ц а		25
	Прихват типа								Прихват типа
Интервал, м	I. И	I. III		II,	III	Интервал, и		I. II	I, III	II. ш

0—500	\|-4 ,5	+14,4		—5,0		1700—1800		—5,7	-+ .1	—1.6
500—700	- 4 ,9	+14,4		- 2 ,5		1800—1900		—5,7	—4,1	—2,8 •
700—900	—9,9	1-5,1		—0,9		1900—2100		-5 ,1	—6,2	—5,0
900— 1300	—5,0	+ 11,2		+3,4		2100—2350		—5,9	- 6 ,4	—6,0
1300—1400	—3,7	+ 10,3		—1,0		2350—2550		+ 10,0	+10,2	+3,8
1400—1700	—3,6	+9,6		- 2 ,2		2550—3000		+6,2	+5,6	+3,5

125.

справедливо	для порогов Л = + 6 и В=—6, что	соответствует	величине оши
бок первого и второго рода а = 0 = 0,20 (см. табл. 23).
Выбор	управляющих воздействий	для вывода	скважины

из прихватоопасного состояния. Отличительной особенностью вектора состояния объекта при бурении скважины является то, что все его компоненты (факторы) можно разделить на управ ляемые и неуправляемые. К неуправляемым факторам следует отнести такие, которые не в состоянии изменить технологию или жестко заданы. К ним относятся: глубина нахождения долота в момент прихвата, тип породы, пластовое давление, перепад давления, плотность бурового раствора, угол искривления сква жины. К управляемым следует отнести те факторы, изменяя которые воздействуют на процесс бурения: условная вязкость, •CHQ, СНСю, водоотдача, химическая обработка бурового рас твора, количество нефти в буровом растворе, длина УБТ, зазор.

Следовательно, изменением управляемых параметров можно добиться соответствия между показателями бурового раствора, технологией и геологическими условиями, т. е. неуправляемыми параметрами. Степень этого соответствия контролируется по сумме диагностических коэффициентов управляемых и неуправ ляемых параметров.

Основное соотношение, определяющее возможность управ ления технологическим процессом для предупреждения при

хватов, можно		представить в		виде
У Д К ( Х 1) + У Д К ( Х 1)-^ О,						(81)
где Хг — управляемые			факторы;	Xj — неуправляемые факторы.
Идеально было бы свести все суммы диагностических коэф
фициентов,	полученные		по таблицам		для	диагностирования
прихватов	типа	I, II; I,	II и II,	III, к	нулю.	Чем ближе сумма

жнулю, тем больше соответствие между управляемыми и неуп равляемыми факторами.

Управляемые факторы подбирают таким образом, чтобы со ответствующие им ДК из таблиц давали наименьшую сумму в совокупности с ДК неуправляемых факторов на всем интервале ■бурения. Для этого выбирают наименьшую и наибольшую сум мы диагностических коэффициентов неуправляемых факторов (этого интервала) и находят их средее арифметическое. Сред нее арифметическое, взятое с обратным знаком, и будет тем числом, которого должна достигнуть сумма диагностических коэффициентов управляемых факторов, чтобы в совокупности со всеми значениями сумм Д К неуправляемых факторов на этом интервале дать наименьшую сумму.

Результат оценивают аналогично распознаванию типа при хвата. Разница состоит в том, что о возможном типе прихвата гудят не по достижении какой-то определенной суммы, а по

конечной сумме диагностических коэф ф ициентов всех п ар ам ет ров, по которы м составлена диагностическая табл и ц а . П ослед нее позволяет сум м ировать диагностические коэф ф ициенты не строго по м ере убы ван ия инф орм ативности ф акторов, а в л ю бом удобном д л я исполнителя порядке.

П р и м е р .	Определить ДК управляемых и неуправляемых факторов.
Д а н н ы е .	См. пример на стр. 122.
Р е ш е н и е .	Для удобства вычислений рекомендуется для каждого ин

тервала сумму диагностических коэффициентов управляемых и неуправляе

мых факторов вычислить отдельно. Сумма								диагностических			коэффициентов,
неуправляемых факторов для интервалов (в м) следующая:
	0—500
	I,	II	(— 0,6 +	1,2 — 2,0 +		0 ,1 + 0 ,6 + 2,1 +			1,0) =	+	2 ,4;
	I,	III	(+ 8 ,0 +	6,4 — 5 ,3 — 2,5 +			0,6 + 0 ,4 +		3,1) = +		10,6;
	II,	III	(+ 1 ,4 +	0,2 — 3,3 — 2 ,3 — 1 ,2 — 1,7 +					2,2) =	— 4,8
	500—700
	I,	II	(— 0,6 +	1,2 — 2,4 +		0,1 +	0,6 + 2,1 +		1,0) =	+	2,0;
	I,	III	(— 8,0 +	6,4 — 3,1 +		0,1 +	0 ,6 + 0 ,4 +		3,1) =	+	15,4;
	II,	III	(+ 1 ,4 +	0 ,2 — 0,7 — 2 ,3 — 1 ,2 — 1,7 +					2,2) =	— 2,2.
	Так как в интервале 0—700 м управляемые факторы неизменны, то
сумма		их диагностических коэффициентов в интервалах 0—500 и 500—
700	м	будет одинакова по таблицам					для	прихватов типа			I, II; I, III и
II,	III:
	I,	II	(+ 1,6 — 0,6 +		0,7 — 0,7 — 5,8 — 0 ,5 — 1,0 — 0,5) = — 6,9;
	I,	III	(+ 0 ,5 — 0,8 +		2,1 — 1,2 — 4,3 — 0,9 — 0,3 — 0,4) = — 5,0;
	II,	III	(— 0,6 +	0,5 +	0,4 +	0,4 — 1,4 + 0,3 +			0 + 0,1) = — 0,3-

Аналогично суммируют диагностические коэффициенты неуправляемых к управляемых факторов для всех последующих выделенных интервалов.

Результаты сведены в табл. 26.

Средние арифметические, наибольшей и наименьшей сумм диагностиче

ских коэффициентов неуправляемых факторов будут	равны:	I, 11 = 4-2,2;.
I, III = + 13,0; И, Ш = —3,5.	факторов	неуправляе
Учитывая, что полное соответствие управляемых	факторов	неуправляе

мым достигается в случае, если сумма соответствующих им диагностических коэффициентов равна нулю, надо, чтобы суммы ДК управляемых факторов были соответственно: —2,2; —13,0 и +3,5.

В данном случае суммы ДК управляемых факторов: —6,9; —5,0; —0,3. Если выбрать длину УБТ — 56 м, зазор — 24 мм, СНС— 13 мгс/см2, а также довести количество нефти в растворе до 20%, то, суммируя диагно стические коэффициенты управляемых коэффициентов, получаем------4,3; —13,2 и —1,7. Общая сумма диагностических коэффициентов неуправляемых

и управляемых факторов на интервале 0—500 м будет:	I, 11 = —2,0; I,	111 =
= —2,6; II, III = —3,0, а на интервале 500—700 м	соответственно	—2.3;
—2,2 и —0,5.

Аналогично поступим при рассмотрении интервала 700—2350 м. Среднее арифметическое наибольшей и наименьшей сумм ДК неуправ

ляемых факторов для этого интервала: I, 11=0; I, 111=2,5; II, 111=1,6. Следовательно, суммы диагностических коэффициентов управляемых фак

торов должны быть соответственно 0; —2,5; +1,6. В данном случае: —7,2; —4,0 и +0,8.

127

Интервал, м

0—500

500—700

700—900

900—1300

1300—1400

1400—1700

1700—1800

1800—1900

1900—2100

2100—2350

2350—2550

2550—3000

Примем:

Т а б л и ц а	26
Суммы Д К по интервалам бурения
	Прихват типа
	I, II		I, Ш
неуправляемые	управляемые	сумма	неуправляемые
+2,4	—6,9	—4,5	+10,6
+2,0	—6,9	—4,9	+ 15,4
—3,7	—7,2	—10,9	-1,1
+2,3	—7,2	—4,9	+7,9
+3,5	—7,2	-3 ,7	+6,9
+3,7	-7 ,2	—3,5	+6,2
+ 1,5	- 7 2	-5 ,7	-0,1
+ 1,5 '	-7 ,2	—5,7	—0,1
+2,1	-7 ,2	—5,1	—2,9
+ 1,4	-7 ,2	—5,8	-1 ,3
+9,0	—0,8	+8,1	+5,7
+6,9	—0,8	+6,1	+4,3

Длина УБТ, .............................................................. 95
Зазор, мм....................................................................	26
Количество нефти, % .............................................	16
СНС, мгс/см2 .............................................................	9
Вязкость, с ..............................................................	45—50

Тогда получим суммы диагностических коэффициентов управляемых факто ров: I, 11 = 1,1; I, Ш = —3,0; II, Ш = +3,0.

Суммируя Д К управляемых и неуправляемых факторов, получаем ре зультаты, приведенные в табл. 27, для интервалов глубин 700—2350 м.

Данные табл. 27 показывают, что и для этого интервала удалось подо брать эффективные мероприятия для предупреждения прихватов.

Следующий интервал 2350—2550 м. Так как для него имеем только одну

.сумму диагностических		коэффициентов,		то сумма Д К	управляемых		факторов
	Т а б л и ц а		27
	Поинтервальные суммы диагностических коэффициентов
	управляемых и неуправляемых факторов
	Прихват типа					Прихват типа
Интервал, м	I. И	I. ш	II, III	Интервал, м		I, III	II. III
	I. И	I. ш	II, III	I. II		I, III	II. III
700—900	—4,8	-4 ,0	+ 1,3	1700—1800	+0,5	—3,0	+0,6
900—1300	+12	+4,9	+5,6	1800—1900	+0,5	—3,0	-0 .7
1300—1400	+2,5	+4,0	+12	1900—2100	+ U	1—5,8	-2 ,8
1400—>1700	+2,6	+3,2	+6,0	2100—2350	+0,3	-1 ,6	-2 ,8

128

		Прихват типа
I	III		II, пн
управляемые	сумма	неуправляемые	управляемые	сумма
—5,0	+5,6	—4,8	—0,3	-5 ,1
—5,0	+ 10,4	—2,2	-0 ,3	—2,5
- 4 ,0	-5 ,1	—1,7	+0,8	—0,9
—4,0	+3,9	+2,6	+0,8	+3,4
- 4 ,0	+2,9	- 1 ,8	+0,8	—1,0
—4,0	+2,9	—3,0	+0,8	—2,2
—4,0	—4,1	—2,4	+0,8	- 1 ,6
—4,0	-4 ,1	- 3 ,7	+0,8	- 2 ,9
- 4 ,0	—6,9	-5 ,8	+0,8	—5,0
- 4 ,0	—5,3	—5,8	+0,8	—5,0
+ 1,3	+7,0	—0,8	+4,6	+3,8
+ 1,3	+5,6	—1,1	+4,6	+3,5

должна		быть:	I, 11 =—9,0;		1, 111=5,7; 11,	///«= + 0,8,	а на	самом деле
/,	/ / =	-0,8; I, 111= +1,3; II, 111= +4,6.						I,	111=—7,3;
	Сумма Д К		управляемых		факторов составит 1, 11=—7,7;
II,	111= —0,5;		а общая	сумма диагностических коэффициентов				управляемых
и неуправляемых факторов будет соответственно +1,2; —1,6								и	—1,3 при
следующих условиях:
		Длина УБТ,		м ,	. * ..........................................	125
		Зазор, мм. .		. ......................................................			26
		Количество нефти,			% ..........................................	<18
	Таким образом, подобранные значения					управляемых	факторов можно

считать эффективным действием предупреждения прихватов на данном ин

тервале.

На последнем интервале 2550—3000 м, исходя из тех же соображений,


что и на интервале 2350—2550 м, сумма					диагностических			коэффициентов
управляемых факторов	должна	быть:	I,	11 = —6,9;		I,	Ш = —4,4;		II,	III =
= +1,1.					которые	участвуют в примере,
Суммы Д К тех управляемых факторов,
составляют соответственно —0,8; +1,3 и +4,6. Поскольку суммы									Д К управ
ляемых факторов, которые желательны и					которые есть на самом деле,
близки, можно, изменив	длину	УБТ	(ПО	м), добиться			того, что		сумма	Д К
управляемых факторов	станет:	I, 11=—5,5;			I, Ш = —6,1; Ц,			111	= —0,8; а

общие суммы диагностических коэффициентов управляемых и неуправляемых факторов составляют соответственно: +1,4; —2,0 и —1,9.

Таким образом, используя последовательную диагностиче скую процедуру, можно не только прогнозировать возникнове ние прихвата того или иного типа, но и путем подбора значе ний управляемых параметров процесса бурения свести к мини муму вероятность возникновения прихватов.

5 Зак. 76

129

§ 5. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ВАНН

Установка ванн — наиболее распространенный и действенный метод ликвидации прихватов колонн труб. Однако нередко он оказывается безрезультатным вследствие того, что: при выборе метода ликвидации прихвата не учитывают вероятные причины его возникновения; не соблюдают определенную, технологиче ски необходимую и достаточную последовательность производ ства работ; производится со значительной задержкой во вре мени после возникновения прихвата; выбранный объем агента недостаточен для полного перекрытия зоны прихвата, сниже ния перепада давления и производства необходимого цикла работ; не принимают меры, предупреждающие самопроиз вольное перемещение агентов ванны из зоны прихвата и их смешение с промывочной жидкостью в скважине, а также фло куляцию частиц утяжелителя и выпадение его в осадок; агент выбирают без учета физико-механических свойств и физико химической активности в определенных геолого-технических условиях.

Когда инструмент, находясь в интервалах, представленных проницаемыми отложениями, оказывается без движения и со прикасается со стенкой скважины, он начинает вдавливаться

вглинистую корку и вытеснять из-под себя глинистый раствор

инеплотные слои корки. Глубина внедрения инструмента в корку будет зависеть от величины начальных прижимающих сил и от времени неподвижного контакта. По мере перекрытия отдельных каналов в корке, через которые жидкая фаза из раствора фильтруется в проницаемый пласт, инструмент при нимает на себя действие перепада давления и под его влиянием «прилипает» к стенке скважины. Чем выше проницаемость гли нистой корки и породы, тем быстрее протекает этот процесс, для завершения которого требуется определенное время. Этим, в частности, объясняется тот факт, что прихваты быстрее происходят в свежевскрытых интервалах проницаемых пластов, где глинистая корка не успевает уплотниться и имеет высокую проницаемость.

Если сила прихвата (сила, которую необходимо приложить для освобождения прихваченного инструмента) не превышает допустимых нагрузок на инструмент, ограниченных прочностью инструмента и грузоподъемностью установки, то прихват лик видируют расхаживанием инструмента.

Втех случаях, когда бурильная колонна находится доста точно длительное время в неподвижном контакте с глинистой коркой и сила прихвата возрастает до значений, превышающих допустимые нагрузки, для освобождения инструмента бывает необходимо снизить силу прихвата, регулируя тем или иным

130

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 / 1913 14 15 16 17 18 19 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги

#
19.11.202355 Mб1Предельное состояние деформированных тел и горных пород..pdf
#
12.11.202313.13 Mб8Предоставление и биллинг услуг связи. Системная интеграция.pdf
#
12.11.202321.73 Mб3Предупреждение и борьба с авариями в бурении..pdf
#
20.11.202323.92 Mб1Предупреждение и ликвидация аварий в бурении.-1.pdf
#
12.11.202315.95 Mб8Предупреждение и ликвидация аварий в бурении..pdf
#
12.11.20238.54 Mб10Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин..pdf
#
12.11.20239.2 Mб1Преобразование и стабилизация параметров электроэнергии..pdf
#
12.11.20236.61 Mб0Прессованные стеклопластики..pdf
#
20.11.202316.61 Mб6Приборы и методы измерения электрических величин.-1.pdf
#
12.11.20239.96 Mб1Приборы и средства учета природного газа и конденсата..pdf
#
19.11.202371.39 Mб1Прикладная газовая динамика..pdf