книги / Прихваты колонн при бурении скважин

верхней границы прихвата до долота либо, согласно анализу гео­ физического материала, по мощности проницаемых отложений, м; а'7— перепад давления между скважиной и пластом, МПа;

*8 — время от момента фиксации прихвата до закачивания иефтн, ч;

х9 — усилие на колонну труб сверх ее веса в момент страгивания, Н;

Jtio — стратиграфический горизонт: I — эоцен, II — палеоцен,

III— нижний мел, IV— юра;

Л'п —перепад давления между скважиной и пластом после за­

<3,269; 0,295—0,346); х3 (0,114—0,14; 0,146—0,178; 0,203); л'4 (1,18—

101—140). Для выявления степени влияния отдельных факторов с глубиной прихвата дисперсионный анализ проводили для следую­

сти ^ 1имечание> QB— вычисленный; QT— теоретический при уровне значимо-

<32

да давления Дро н средневзвешенного распределенного по толщине

корки Ар, т. е. (Др0-Др®).

Используя данные работы [33], оценим сжатие корки толщиной

Необходимо отметить, что после замены в скважине бурового раствора нефтью вязко-пластичный слой в застойной зоне превра­ щается в корку. Таким образом, для наиболее распространенного типоразмера скважины и труб уменьшение площади контакта не­

ны. Через микротрещины нефтепродукты из затрубного простран­ ства проникают в приствольную зону, и вследствие этого давление в скважине и пласте выравнивается, что является определяющим ■фактором освобождения прихваченных труб [21].

Оценим объем нефти, проникающий в пласт при установке неф­ тяной ванны, при следующих условиях: р = 0,2-4-0,3 — отношение

134

где а — поверхностное натяжение на границе жидкостей; 0 — угол краевого смачивания; k, т — соответственно проницаемость и по­ ристость породы; Аро — перепад давления между приствольной зоной и контуром пласта.

Следующие комплексы воспроизведены в модели пласта без из­ менения: т, Цв/цп, cos0, / (р), где j.iB, цп — вязкость жидкости ван­ ны и флюида пласта; I (р) — функция насыщенности.

Так как жидкость при установке ванны проникает в пристволь­ ную зону скважины через фильтрационную корку, критерии подо­ бия дополнены комплексом, учитывающим различие фильтрацион­ ных сопротивлений корки и пласта, аналогично комплексу, харак­ теризующему неоднородность пластов в моделях по проницаемости. Однако под действием нефтепродуктов свойства фильтрационной корки меняются, поэтому за комплекс, учитывающий ее наличие на стенке скважины, правомерно принять отношение времени про­ никновения нефтепродуктов через корку ко времени действия ванны.

Необходимая минимальная длина модели, при которой не ис­ кажается характер двухфазного течения:

исследованию механизма действия жидкостей в зоне прихвата про­ водили в условиях, характеризующих стабильность процессов коркообразования, т. е. при перепадах давления выше 1 МПа, темпе­ ратуре 20—25°С, с буровыми растворами, свойства которых не из­ менялись от опыта к опыту. Число опытов с каждым буровым раствором и жидкостью для установки ванны варьировалось от 3 до 5. Минимальное число экспериментов соответствовало серин опытов, в которой относительная погрешность не превышала 5%.

На основании анализа числовых значений безразмерных ком­

1138